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CYME power engineering software for a smarter grid
Standing behind thousands of T&D projects worldwide Power Engineering Software and Solutions Eaton's extensive line of the CYME power engineering software features advanced analysis for transmission, distribution and industrial electrical power systems. Our services include engineering consulting, training, data integration and customized IT developments. CYME is the perfect solution for: > Optimization of grid efficiency > Distributed generation impact > Network-wide planning using AMI/AMR data > Key reliability assets configuration improvement > Downtown meshed grids and secondary low-voltage distribution network studies
> Ampacity calculations and real-time thermal rating of cables > Protective device coordination > Design and optimization of AC substation grids > Data extraction from GIS and quasi real-time simulations > Customized plug-in and applications
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7PMVNFOt/ÞNFSPt.BS[P"CSJM www.ieee.org/power
24
presenta La Modernización de la Red de California Por Robert Sherick y Robert Yinger
Momento y Ubicación Por Jeff Smith, Bruce Rogers, Jason Taylor, Jeffrey Roark, Bernie Neenan, Thomas Mimnagh y Erik Takayesu
Transformación de Brooklyn y Queens
Un Caso Exitoso Por Babak Enayati
Alcanzando una Red 100% Renovable Por Benjamin Kroposki, Brian Johnson, Yingchen Zhang, Vahan Gevorgian, Paul Denholm, Bri-Mathias Hodge y Bryan Hannegan
Por Michael Coddington, Damian Sciano y Jason Fuller
La Información Geográfica es Poder Por Jairo Quirós-Tortós, Gustavo Valverde, Andrés Argüello y Luis (Nando) Ochoa
columnas y departamentos 9 111
86
%FM&EJUPS &TRVJOBEFM-ÓEFS &EJUPSJBM*OWJUBEB )JTUPSJB 1SFNJPT $BMFOEBSJP &O.J0QJOJØO
DPOUFOJEPT
©ISTOCKPHOTO.COM/EWG3D
IMAGEN AUTORIZADA POR INGRAM PUBLISHING
en portada
Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637120
marzo/abril 2017
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Editor Jefe
Departamento de Publicaciones Periódicas y Revistas del IEEE
Michael I. Henderson
[email protected] ___________
445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854 EE. UU. www.ieee.org/magazines
Melvin I. Olken, Editor Jefe Emérito Carl L. Sulzberger, Editor Asociado Emérito, Historia
Geraldine Krolin-Taylor, Directora Ejecutiva de Redacción Janet Dudar, Directora de Arte Senior Gail A. Schnitzer y Mark Morrissey, Directores de Arte Asociados Theresa L. Smith, Coordinadora de Producción Peter M. Tuohy, Director de Producción Felicia Spagnoli, Directora de Producción Publicitaria Dawn Melley, Director Editorial Fran Zappulla, Jefe de Personal, Operaciones de Edición del IEEE
Junta Editorial
IEEE prohíbe la discriminación, el hostigamiento y el acoso. Para más información, visite http://www.ieee.org/web/aboutus/whatis/policies/p9-26.html.
Editor Asociado Hyde Merrill, Historia
J. Feltes, L. Goel, N. Hatziargyriou, T. Hong, B. Johnson, B. Kroposki, P. Kundur, N. Lu, A.P.S. Meliopoulos, M. Miller, M. O’Malley, N. Ochoa, C.E. Root, H. Rudnick, M. Shahidehpour, G.B. Sheblé, J.C. Smith, M. Thomas, E. Uzunovic, S.S. Venkata, J. Wang, S. Widergren
Publicidad Erik Henson Naylor Association Solutions +1 352 333 3443, fax: +1 352 331 3525
[email protected] ___________
Promoting Sustainable Forestry
_____ SFI-01681
IEEE Power & Energy Magazine IEEE Power & Energy Magazine (ISSN 1540-7977) (IPEMCF) es una publicación bimestral realizada por las oficinas centrales del Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. Sede Central: 3 ParkAvenue, 17th Floor, NuevaYork, NY 10016-5997 EE. UU. La responsabilidad de los contenidos recae sobre los autores y no sobre el IEEE, la Sociedad o sus miembros. Centro de operaciones del IEEE (para pedidos, suscripciones, cambios de dirección): 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854 EE. UU. Teléfono: +1 732 981 0060, +1 800 678 4333. Copias individuales: Miembros del IEEE 20,00 USD (solo primera copia), no miembros 82,00 USD por copia. Tarifas de suscripción: Miembros de la Sociedad incluidos en las cuotas de afiliación. Tarifas de suscripción disponibles bajo petición. Permisos de derechos de autor y reimpresión: Se permite la extracción si se declara la fuente de información. Se permite que las bibliotecas realicen copias más allá de los límites de la Ley de derechos de autor de EE. UU. para el uso privado de patrocinadores de 1) los artículos posteriores a 1977 que llevan un código en la parte inferior de la primera página, siempre y cuando se pague la cuota por la copia indicada en el código a través del Centro de liquidación de derechos de autor (Copyright Clearance Center, 222 Rosewood Drive, Danvers, MA 01923 EE. UU.; 2) los artículos anteriores a 1978 son gratuitos. Para otra copia, reimpresión o permiso de reedición, escriba a Copyrights and Permissions Department, IEEE Operations Center, 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854 EE. UU. Copyright © 2017 por Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. Todos los derechos reservados. Franqueos periódicos pagados a Nueva York, NY, y en las oficinas de correo adicionales. Jefe de la Oficina de Correo: Enviar cambios de dirección a IEEE Power & Energy Magazine, IEEE Operations Center, 445 Hoes Lane, Piscataway, NJ 08854 EE. UU. Canadian GST #125634188
IEEE POWER & ENERGY SOCIETY (PES)
Impreso en EE. UU.
La IEEE Power & Energy Society es una organización de miembros del IEEE cuyo interés principal es el progreso de la ciencia y la práctica de producción, transmisión, distribución y utilización de energía eléctrica. Todos los miembros del IEEE son elegibles para ser socios de la sociedad. Declaración de objetivos: Ser el proveedor líder de información científica y de ingeniería sobre potencia y energía eléctrica para la mejora de la sociedad y la fuente preferida de desarrollo profesional para nuestros miembros.
Directivos
D. Novosel, Presidente S. Rahman, Presidente Electo F. Lambert, Vicepresidente, Chapters M. P. Sanders, Vicepresidente, Actividades Técnicas E. Uzunovic, Vicepresidente, Educación M. Crow, Vicepresidente, Publicaciones T. Mayne, Vicepresidente, Reuniones J. C. Montero Q, Vicepresidente, Membresía e Imagen S. Bahramirad, Vicepresidente, Nuevas Iniciativas/Alcance C. Root, Tesorero J. Bian, Secretario M. M. Begovic, Expresidente
Director de la División VII del IEEE A. Rotz
Director Electo de la División VII del IEEE B. Meyer
Representantes Regionales D. Diaz, B. Gwyn, R. Krepps, N. Logic, P. Pabst, C. Wong, Estados Unidos M. Armstrong, Canadá J. Milanovic, Europa, Oriente Medio y África N. Segoshi, América Latina D. Sharafi, Asia y Pacífico
Junta Directiva Miembros en General C. Y. Chung, B. Enayati, H. Koch, L. Ochoa
Director Ejecutivo de la PES Patrick Ryan, +1 732 465 6618, fax +1 732 562 3881,
[email protected] ________ Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637121
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Directores de Comités Permanentes H. Louie, Constitución y Estatutos C. Root, Finanzas y Auditoría M. Begovic, Nominaciones y Nombramientos S. Brahma, Educación de Energía y Electricidad W. K. Reder & P. Sauer, Plus de Becas
Representantes de Chapters F. Al Dhaheri, Z. Bo, R. Cespedes, S. Cundeva, C. Diamond, B. Djokic, G. Gonzalez, J. Khan, R. Nagaraja, N. Nair, M. Papic, I. Petruzela, T. Salihy, G.N. Taranto, D. van Hertem, M. C. Wong, Z. Zakaria
Presidentes del Comité de Chapters C. Diamond, Comunicaciones Electrónicas E. Carlsen, Premios y Recursos Y. Chen, Programa de Ponentes Distinguidos C. Diamond, Sitio Web de Divisiones
Directores del Comité de Membresía e Imagen V. Madani, Premios y Reconocimientos J. Hofman, Jóvenes Profesionales Abierto, Embajadores I. Riaño S., Redes Sociales J. C. Montero, Desarrollo de Sitios Web S. Ninalowo, Mujeres en el Poder W. Bishop, Mercadeo J. C. Montero, Desarrollo de Membresía
Consejo Técnico M. P. Sanders, Presidente F. Rahmatian, Vicepresidente V. Vittal, Secretario J. H. Nelson, Expresidente D. Toland, Web Master
Presidentes del Comité Técnico A. Schneider, Métodos de Análisis para Sistemas Eléctricos K. Haran, Maquinaria Eléctrica W. T. Jewell, Desarrollo de Energía y Producción de Electricidad C. Searles, Almacenamiento de Energía y Baterías Estacionarias F. Frentzas, Conductores Aislados T. Koshy, Ingeniería de Energía Nuclear M. Dood, Comunicación de Sistemas Eléctricos y Seguridad Informática C. Canizares, Funcionamiento Dinámico del Sistema Eléctrico J. McBride, Instrumentos del Sistema Eléctrico y Mediciones H. Chen, Planificación del Funcionamiento del Sistema Eléctrico y Economía M. Pratap, Transmisión y Control del Sistema S. Chandler, Edificios Inteligentes, Carga y Sistemas de Clientes D. Watkins, Subestaciones R. Hotchkiss, Dispositivos de Protección de Sobretensiones P. Sullivan, Dispositivo de Distribución S. Antosz, Transformadores D. Sabin, Transmisión y Distribución Comités de Coordinación del Consejo Técnico D. Houseman, Red Inteligente y Tecnología Emergente D. Alexander, Sistemas Marinos D. Lew, Energía Eólica y Solar Comités Permanentes del Consejo Técnico J. H. Nelson, Premios F. Rahmatian, Sesiones Técnicas V. Vittal, Organización y Procedimientos T. Burse, Coordinación de Normas marzo/abril 2017
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DIgSILENT
PowerFactory 2017 DIgSILENT has set standards and trends in power system modelling, analysis and simulation for more than 25 years.
In the PowerFactory 2017 release a range of improvements have been made to the handling and data management with a series of additional convenience functions. The new version also comes with a series of enhancements to the network diagrams and graphic representation tools. A special focus in development has been on the various analysis function capabilities of PowerFactory. This includes a number of new power equipment models and extensions to existing ones. Most notably, further modelling flexibility has been provided with the inclusion of user-defined models for load flow and quasi-dynamic simulation.
Key Features Enhanced Diagram Layout Tool for auto-drawing of feeders and branches, protection device layout, as well as auto-layout of site and substation diagrams Output window redesigned to be interactive, with flexible filter functionality Add-on Modules: new framework for user-extendable function scope including fully integrated result representation New Project Combination and Connection Assistant New and enhanced Power Equipment Models: harmonic filters, busbar trunking systems, voltage regulator, 4-w transformer, power freq. control using merit order New QDSL modelling language: User-definable load flow and quasi-dynamic simulation models IEC60909 Update - 2016 edition New Protection Audit validation tool for protection settings and configurations Connection Request Assessment: BDEW 2008 and VDE AR-N-4105 guidelines New optimisation methods for Tie Open Point and Phase Balance Optimisation: genetic algorithms and simulated annealing Extended failure models and power restoration strategies for Reliability Analysis New Outage Planning module Extension of simulation scan by Fault Ride Through verification IEC 61400-2-27 interface for external dynamic models CGMES interface: functional extensions and performance improvements New Integral export function
For more Information about DIgSILENT PowerFactory visit www.digsilent.com.
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del editor
THE WORLD’S NEWSSTAND®
Michael Henderson
crecimiento en todo el mundo la integración de fuentes de energía distribuida
Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2640439 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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IMAGEN AUTORIZADA POR GRAPHIC STOCK
L
LAS FUENTES DE ENERGÍA distribuida (FED) están creciendo a pasos agigantados por todo el mundo. La energía fotovoltaica constituye la parte esencial de este crecimiento en Estados Unidos, y Nueva Inglaterra no es la excepción, con más de 1.650 MW (insignia) en servicio a finales del verano de 2016. Las grandes inserciones de fuentes de energía distribuida plantean varios desafíos y oportunidades. Las uniones entre los requisitos de funcionamiento y planificación del sistema de energía eléctrica de gran escala y el sistema de distribución saltan a la vista con el desarrollo a gran escala de las FED. Deben abordarse los problemas de capacidad de monitoreo y control. El crecimiento de recursos basados en inversores presenta desafíos particulares que los ingenieros pueden tratar mediante “inversores inteligentes”, los cuales tienen controles especiales. El funcionamiento rentable y fiable del sistema en general solo se puede conseguir mediante regímenes normativos y de planificación adecuados que aborden la necesidad de disponer de estándares de interconexión fiables. El IEEE continúa desempeñando un papel fundamental a través del extraordinario trabajo que se realiza para revisar el estándar IEEE 1547. La IEEE Power & Energy Society (PES, por sus siglas en inglés) brinda oportunidades para compartir lo último en métodos de
investigación y desarrollo destinados a la integración y desarrollo de las FED.
✔ la importancia de la ubicación
En Esta Edición Esta edición acerca de la integración de sistemas de distribución de recursos energéticos renovables examina métodos creativos en los que el sistema de energía eléctrica puede albergar FED de forma fiable. Los editores invitados de nuestra edición, Barry Mather y Guohui Yuan, han recopilado seis artículos que examinan casos prácticos de integración de FED y demuestran que se pueden conseguir de manera innovadora. Su editorial invitada resume el tema y presenta artículos que cuentan con los siguientes temas: ✔ la valoración de las FED y un interesante proyecto piloto planificado en California
✔
✔
✔
✔
de las FED y los servicios que pueden proporcionarse como alternativas a la infraestructura del servicio público tradicional el diseño y aplicación de las FED como solución de bajo costo a necesidades del sistema en la zona Brooklyn-Queens de Nueva York el uso innovador de datos de sistemas de información geográfica para estudios de sistemas de distribución el desarrollo de requisitos de interconexión de FED de un estado de EE. UU. y las mejoras introducidas con el IEEE 1547 un medio de superar las dificultades técnicas de los sistemas con una gran cantidad de recursos variables. marzo/abril 2017
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Order now your NEPLAN 360 Cloud-Engineering Package with one simple click. Visit www.neplan.ch/shop Do you want to explore the future of cloud computing? Now we give you the opportunity to work with the first fully browser-based power system analysis tool! We give you the chance to experience our powerful software with the easy-start NEPLAN 360 Cloud-Engineering Packages, specially designed for engineers and engineering companies with focus on high cost efficiency and flexibility.
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La sección “En Mi Opinión” comparte la experiencia de HECO, que ofrece un interesante debate sobre la experiencia adquirida mediante sistemas aislados con gran cantidad de FED. Tengo la esperanza que encuentre estos artículos de su interés y que le infoirmen satisfactoriamente.
en español de la IEEE Power & Energy Magazine. Como organización técnica de élite, el IEEE proporciona liderazgo y ejerce cierta influencia en las políticas técnicas de Estados Unidos y continúa elaborando estándares de calidad.
Mejoras de la PES
La sección “Premios” reconoce a los 25 nuevos Fellows del IEEE que son miembros de la PES. ¡Felicitaciones por este gran logro!
Es verdaderamente un orgullo para nuestro liderazgo y membresía que el IEEE logre un trabajo tan importante. En “Esquina del Líder”, la vicepresidenta de Publicaciones de la PES, Mariesa Crow, y el presidente Damir Novosel proporcionan mejoras en las publicaciones y en iniciativas de cooperación normativa y gubernamental. Los antiguos compañeros, tales como publicaciones extensamente citadas, ahora complementan nuevas revistas y otras publicaciones, incluyendo una versión
Promoción de los Fellows de 2017
Historia La sección “Historia” proporciona un resumen de cómo el Centro de Investigación de Ingeniería de Sistemas de Potencia se creó como un consorcio de universidades que funcionan como un centro de investigación. El artículo describe los ingredientes fundamentales del éxito a través del apoyo industrial,
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la colaboración con la universidad y la gestión efectiva.
Disculpas En la edición de Enero/Febrero de 2017, el nombre de Jessica Bian se escribió de manera errónea en “Esquina del Líder”.
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IEEE power & energy magazine
Agradecimientos Damos la bienvenida a Hyde Merrill, nuestro editor asociado entrante para la sección “Historia”. Queremos un especial reconocimiento a Mel Olken, que sigue ofreciendo orientación y tutelaje, así como al personal de publicaciones del IEEE que hacen posible esta re-
vista y otras publicaciones del IEEE. Además, queremos dar las gracias a los muchos colaboradores de esta edición, en especial a nuestros editores y autores invitados. Un especial agradecimietno a Robert C. Henderson, que proporciona asesoramiento editorial. p&e
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esquina del líder
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Mariesa L. Crow y Damir Novosel
publicaciones e iniciativas una actualización sobre las actividades de la PES
N
NOS GUSTARÍA HACER EXTENSIVA nuestra bienvenida a Mike Henderson, el nuevo redactor jefe (EIC, por sus siglas en inglés) de la IEEE Power & Energy Magazine. Mike se une al equipo de la IEEE Power & Energy Society (PES) desde su posición actual en ISO New England. Ha trabajado durante muchos años en el consejo editorial y ha relevado el control de Mel Olken, que renunció como EIC inicial al final de 2016. Mel ha cumplido con su tarea de forma sobresaliente y, gracias a su orientación, la IEEE Power & Energy Magazine ha prosperado y es reconocida como un ejemplo brillante entre las publicaciones de la sociedad técnica. Extrañaremos mucho su visión. “Estoy muy emocionado”. La PES acaba de lanzar su primera traducción de la IEEE Power & Energy Magazine. Damos las gracias a nuestro equipo sobre el terreno que desempeña las labores de consejo editorial en español: Director Enrique Tejera, Gustavo Valverde y Guadalupe Gonzalez. En el futuro, planeamos ampliar nuestra versión en español para incluir artículos regionales que puedan responder mejor a las necesidades de nuestros miembros de la Region 9. Nuestra revista más reciente, la IEEE Power & Energy Technology Systems Journal (PETS, por sus siglas en inglés), de libre acceso, ha empezado con buen pie y esperamos que esta publicación reciba el mismo alto reconocimiento que han adquirido nuestras otras publicaciones. La PETS hace hin-
capié en los aspectos tecnológicos de los sistemas de energía con un fuerte énfasis en las prácticas del sector. Se trata de una revista técnica que contiene artículos orientados a la práctica enfocados en el desarrollo, planificación, diseño, construcción, mantenimiento, instalación y funcionamiento de equipo, estructuras, materiales y sistemas potencia. Esta revista es un foro de publicación excelente para nuestros numerosos autores del sector. Los artículos de libre acceso se proporcionan con un acceso en línea sin restricciones a través de IEEE Xplore. Por favor, considere presentar un artículo científico en esta revista. Se pueden enviar consultas al EIC Scott Sudhoff (sudhoff@ ______ ecn.purdue.edu). __________ La IEEE Electrification Magazine, que compartimos con nuestras sociedades hermanas, la IEEE Power Electronics Society y la IEEE Industrial Applications Society, acaba de pasar por su primera evaluación de publica-
ciones del IEEE con éxito. Esta revista cubre temas relacionados con la electrificación de vehículos, barcos, trenes, aviones y naves espaciales, así como aplicaciones fuera de la red, incluidas las microrredes. Estamos buscando representantes calificados para ampliar el consejo editorial. Si está interesado, póngase en contacto con el EIC Iqbal Husain (
[email protected]). ____________ Tal como se muestra en el Gráfico 1, nuestras cinco publicaciones —IEEE Transactions on Energy Conservation (TEC), IEEE Transactions on Power Delivery (TPWRD), IEEE Transactions on Power Systems (TPWRS), IEEE Transactions on Smart Grid (TSG) e IEEE Transactions on Sustainable Energy (TSTE)— continúan teniendo una fuerte presencia en sus respectivos factores de impacto. (El factor de impacto es una medida de la frecuencia con la que un artículo promedio en una revista ha sido citado en un año en particular). Las dos nuevas publicaciones
Factores de Impacto 5 4,5 4 3,5 3
TEC TPWRD TPWRS TSG TSTE
2,5 2 1,5 1 0,5 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637160 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
marzo/abril 2017
gráfico 1. Factores de impacto para las cinco transacciones de la PES. IEEE power & energy magazine
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(TSG y TSTE) siguen experimentando “transitorios de inicio”, pero deberían establecerse con factores de impacto muy aceptables a corto plazo. Nuestros consejos editoriales están haciendo un excelente trabajo en la revisión de artículos de manera oportuna. Regístrese en el Manuscript Central (https://mc.manuscriptcentral ___________________ .com/pes-ieee) si quiere ser considerado para la posición de revisor para una de las revistas. ¡Siempre buscamos voluntarios con buena disposición! Va a ver una nueva imagen de nuestra eNewsletter. Estamos intentando ampliar el tema en cuestión para proporcionar más contenido oportuno y destacar las actividades de nuestra Sociedad. Ruego que me indique si valora el contenido o si tiene ideas para mejorar (
[email protected]). __________ Por último, si tiene en mente asistir a la Reunión General de 2017 en Chicago, considere asistir a la sesión “PES Publications Informational Session for Authors and Reviewers of IEEE
PES Journals” (en español, Sesión Informativa de las Publicaciones de las PES para Autores y Revisores de las Revistas del IEEE PES). Todos los EIC estarán presentes para responder a sus preguntas. Eche un vistazo al programa para la fecha y horarios.
Mejoras en las Iniciativas de Cooperación Estamos también muy emocionados por las recientes iniciativas de cooperación del IEEE con el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés), la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés), la Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC, por sus siglas en inglés), la Unión Europea y la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC, por sus siglas en inglés). Esas iniciativas son ejemplos de la función que desempeña el IEEE para agrupar comunidades y agencias, y para tener un impacto útil en las oportunidades y desafíos
de la energía global que afrontamos hoy en día. El profundo conocimiento de los Miembros del IEEE en relación con la modernización de la red es muy beneficioso para las iniciativas gubernamentales y de agencias reguladoras que tratan estas necesidades de energía eléctrica. En julio, la Oficina de Suministro de Electricidad y Confiabilidad Energética del DOE celebró un memorando de entendimiento (ME) para abordar los desafíos y oportunidades de modernización de la red. El ME se concentra tanto en la planificación como en los desafíos operativos, que incluyen sistemas y planificación de recursos integrados para la coordinación, el control y la gestión de la información. El IEEE-USA (dirigido por Veronika Rabl), la IEEE Standards Association (IEEE-SA, capitaneado por Bill Ash y Erin Spiewak) y el IEEE Smart Grid Initiative (incluidas otras Sociedades del IEEE) están colaborando en cuatro áreas principales: 1) estándares e interoperabilidad
World Leader in Developing
Bigwood Systems, Inc.
for Power Grid On-line Assessment, ŶŚĂŶĐĞŵĞŶƚ͕ĂŶĚKƉƟŵŝnjĂƟŽŶ
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³Bigwood Systems¶Online Voltage Stability product is simply the best in the field´ - CAISO Project Leader ³BSI On-line Transient Stability Assessment is a superb product´ - TEPCO Manager ³BSI VAR Management Systems is a best practice tool for all utilities´ - SERC Audit Staff
On-ůŝŶĞ^ŽůƵƟŽŶƐĨŽƌ ŶĞƌŐLJŽŶƚƌŽůĞŶƚĞƌƐ On-line System Operating Limit (SOL) Engine (CAISO)
On-line Voltage/ Transient Stability (PJM , TEPCO)
Look-Ahead and On-line Volt/VAR Control (UKPN)
Next-Generation State Estimation for T&D
On-line Reactive Reserve (VAR) Margin Monitoring System (TVA)
Super and Global Optimal Power Flow (up to 250,000 control variables)
([WHQVLYHVRIWZDUHSRUWIROLRIRUERWKWUDQVPLVVLRQDQGGLVWULEXWLRQV\VWHPV Please visit our website to learn more about successful stories, products, and utility consulting. ZZZELJZRRGV\VWHPVFRP _______________ ƵƐƚŽŵĞƌƐ^/ŚĂƐƉƌŽǀŝĚĞĚƐŽůƵƟŽŶƐĂŶĚƐĞƌǀŝĐĞƐƚŽŽǀĞƌϯϱĞůĞĐƚƌŝĐĂůƵƟůŝƟĞƐǁŽƌůĚͲ ǁŝĚĞ͕ŝŶĐůƵĚŝŶŐůŽŶŐƐƚĂŶĚŝŶŐĐƵƐƚŽŵĞƌƐ͕ĂůŝĨŽƌŶŝĂ/^K͕W:D/ŶƚĞƌĐŽŶŶĞĐƟŽŶ;>ĂƌŐĞƐƚ system operator in the world)͕dŽŬLJŽ ůĞĐƚƌŝĐWŽǁĞƌŽŵƉĂŶLJ;d WKͿ͕dĞŶŶĞƐƐĞĞsĂůͲ ůĞLJƵƚŚŽƌŝƚLJ͕hŶŝƚĞĚ 50%) mediante el desarrollo de métodos de control de red a través de cargas flexibles y de las FED. SCE es socio en los tres proyectos NODES y espera adquirir conocimientos importantes que puedan integrarse en nuestros planes de modernización de la red. A continuación, un rápido resumen de estos proyectos. ✔ El proyecto Reservas Sintéticas de Recursos Flexibles Distribuidos Globales de GE Global Research desarrollará una novedosa tecnología de recurso de flexibilidad distribuida que engloba las cargas flexibles adaptables y las FED para proveer servicios de reserva sintética a la red mientras conserva la calidad del servicio del cliente. ✔ El proyecto del National Renewable Energy Laboratory, Control y Optimización en Tiempo Real de la Infraestructura de Distribución de Nueva Generación desarrollará un marco de gestión de red de distribución integral que unifica el control y la frecuencia del voltamarzo/abril 2017
je en tiempo real a escala de particular y de los controlares de FED mediante la gestión energética de toda la red a escala de servicios públicos y agregadores. ✔ El proyecto Control Basado en Incentivos Multiescala de los Activos Distribuidos de Pacific Northwest National Laboratory desarrollará y probará un marco de control jerárquico para la coordinación de la flexibilidad de toda una serie de FED, incluidas las cargas de construcción flexible, para suministrar reservas a la red de energía eléctrica. La incorporación y uso efectivo de las FED es un avance considerable del enfoque actual para tratar estos recursos como carga negativa y para adaptar una previsión de carga neta. La incorporación se hace efectiva a medida que se adapta a las particularidades de la subestación y del circuito y a la integración de esta incorporación en la manera en que la empresa de servicios públicos planifica y opera la red. Esta colaboración entre la empresa de servicios públicos, el proveedor de recursos y el cliente necesitará estrecharse más para permitir todo el potencial de los recursos.
Pruebas de Campo del Inversor Inteligente SCE ha estado probando inversores inteligentes en sus laboratorios durante varios años. El siguiente paso es probar sobre el terreno la manera en que los inversores trabajan conectados a los emplazamientos de los clientes e interaccionan con la red. SCE participa en dos proyectos gestionados por la California Energy Commission (CEC, por sus siglas en inglés) en su programa de Producción Distribuida Más Fiable, Menos Costosa, de Depuración Avanzada para Permitir Soluciones para el Cliente y Comunidades de Energía Neta Cero. Los proyectos que contiene este programa se centran en la evaluación de funciones avanzadas del inversor y en los beneficios de numerosos inversores inteligentes agrupados en pruebas piloto del mundo real. ✔ El proyecto de Evaluación de la Capacidad de los Inversores Inteligentes y Dispositivos Inteligentes del Consumidor para Permitir Más Energía Solar Residencial de mano del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica aprovechará una interconexión modular estándar para los inversores que permitirá que los productos trabajen con cualquier tecnología de comunicación a través de módulos reemplazables. El proyecto pretende evaluar las interacciones entre varios inversores inteligentes y los correspondientes impactos en la capacidad local de alojamiento de energía PV. Se instalarán unos cinco inversores inteligentes en las instalaciones de clientes, ya sea en los transformadores de los mismos, o en los vecinos, como parte del IGP descrito a continuación. ✔ El proyecto de Sunspec Alliance, Estándares de Interoperabilidad de Inversor Inteligente y Marco de Prueba para Apoyar el Almacenamiento y la Energía Fotovoltaica Distribuida de Alta Penetración, muestra IEEE power & energy magazine
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gráfico 3. Ubicación del IGP de SCE.
la capacidad de los activos de FED residenciales para proporcionar servicios de red secundarios mientras se gestiona a través de un agregador. Además, SCE tiene la intención de utilizar el protocolo estándar IEEE 2030.5 para la comunicación entre el agregador y el suministrador de servicios, lo que demuestra cómo los datos operativos de las FED y los comandos de control se pueden intercambiar de manera estándar. Cincuenta de estos inversores de comunicación conectados a sistemas de energía PV y almacenamiento de energía de batería se intalarán en un circuito y se gestionarán junto con cargas controladas por termostato como parte del IGP.
como el control distribuido, los interruptores inteligentes y la protección adaptable proporcionen un banco de pruebas para determinar la viabilidad y la proyección de estas tecnologías (Gráfico 3). Las áreas sombreadas incluyen dos subestaciones en la zona de Santa Ana, California, y también en un área objetivo de SCE para la instalación de FED como parte del Piloto de Recurso Preferido (PRP, por sus siglas en inglés). El IGP se estructura alrededor de diez subproyectos que investigan aspectos específicos de los componentes de la modernización de la red y muestran cómo pueden integrarse en un sistema escalable.
SP1: Subestación y Distribución
El IGP El IGP ha combinado varios proyectos piloto, financiados por el programa de Carga de Inversión del Programa Eléctrico (EPIC, por sus siglas en inglés) de la CPUC, pero también está aprovechando los fondos de EPIC administrados por la CEC y los fondos prestados a través del Departamento de Energía de EE. UU. Esto se realiza enfocando esfuerzos como la participación de SCE en los tres proyectos NODES descritos anteriormente y aprovechando los dos proyectos de inversor inteligente de CEC descritos en el apartado anterior. Enfocar el IGP en una sola área en la zona de servicios de SCE, de 50.000 mi2, permite que tecnologías emergentes 28
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El funcionamiento de circuitos de distribución con una alta penetración de FED cada vez se vuelve más complicado. En muchos casos, los operadores de distribución van a ciegas cuando necesitan gestionar y reconfigurar estos circuitos. Este subproyecto aprovecha gran parte del trabajo que SCE realizó en el programa Prueba de Red Inteligente Irvine (ISGD, por sus siglas en inglés), entre 2010 y 2015. El esfuerzo incluye 1) el aumento del número de dispositivos en el circuito de distribución para proporcionar mejores datos para la función de estimación de estado del sistema de gestión de distribución (DMS, por sus siglas en inglés), 2) el incremento de los aspectos del sistema avamzado de la ISGD de marzo/abril 2017
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restablecimiento y aislamiento de falla para mejorar la confiabilidad en general mediante mayores niveles de FED, y 3) la integración del sistema estándar automático de subestación de SCE mediante sistemas de control distribuidos para gestionar las FED. Además de las mediciones en los circuitos de distribución, se llevará a cabo el control directo de sistemas de batería y de energía PV propiedad del cliente más grandes de 100 kW y se enviarán los datos directamente al DMS. Todos estos datos adicionales ayudarán a los operadores de SCE a ser más conscientes de los niveles de producción en el sistema de distribución en cualquier momento. Esta conciencia situacional mejorada ayudará a los operadores a tomar las decisiones correctas cuando los circuitos que contienen altos niveles de FED necesiten reconfigurarse después de fallas o cuando la carga y las FED necesiten cambiarse entre circuitos para el mantenimiento y funcionamiento normal.
Subestación Punto de Seguimiento
Microrred
Producción Almacenamiento
Carga
SP2: Control Distribuido Volt/VAR (DVVC) Hoy en día, la regulación de voltaje en la mayoría de los circuitos de SCE se hace mediante el uso de condensadores conectados a los circuitos y a las subestaciones. Debido a que cada vez hay más FED conectadas a los circuitos, se necesita tomar medidas complementarias para mantener el voltaje del cliente dentro de los niveles adecuados. Este subproyecto se centra en mejorar el plan estándar DVVC, como parte del programa ISGD, a través de la incorporación de las FED como proveedores de servicios de regulación del voltaje. Este nuevo plan de regulación del voltaje incluye los dos proyectos de inversor inteligente CEC mencionados anteriormente, así como la incorporación del control del voltaje de sistemas de almacenamiento y de producción de clientes y de SCE. Se están implementando sistemas de control que supervisan los datos de voltaje de fuentes en circuitos y clientes, y envía indicaciones de ajuste de control del voltaje a los dispositivos de la FED (por ejemplo, inversores de energía PV o sistemas de almacenamiento de baterías). Estos sistemas regulan el voltaje mediante la absorción o inyección de potencia reactiva en el circuito mediante las funciones de control autónomo implementadas como parte de las Norma 21 revisada de estándares de interconexión de California. Este proyecto evaluará cómo pueden emplearse los nuevos inversores inteligentes en coordinación con los condensadores actuales para ayudar a mantener los niveles de voltaje adecuados en los circuitos.
SP3: Gestión de la Energía Distribuida Se están instalando cada vez más FED en circuitos de distribución. A medida que se instalan más, es cada vez más importante coordinar el funcionamiento de los dispositivos de FED para evitar causar sobrecargas del sistema y obtener beneficios de este funcionamiento coordinado. El funcionamiento coordinado puede reducir la necesidad de mejoras de capacidad del sistema, así como facilitar la interconexión de las nuevas FED. Este subproyecto, en consonancia con el subproyecto DVVC, se centra en el uso general de almacemarzo/abril 2017
gráfico 4. Microrred virtual.
namiento y control activos de los sistemas de energía solar PV como facilitadores para una mayor penetración de energía renovable. Se están implementando sistemas de control que supervisan datos de flujo de potencia (potencia real y reactiva) de los sensores en circuitos de distribución y dispositivos de FED. Con estos datos, los controles pueden determinar si se requieren cambios en la producción de FED para mantener todos los componentes de circuito dentro de los límites seguros de funcionamiento. Las señales luego se envían a los dispositivos de FED para regular su producción. Estos comandos de control podrían indicar a un inversor de energía PV que limite su producción de energía eléctrica en condiciones de carga ligera o dar instrucciones a un sistema de batería para que interrumpa la carga en condiciones de carga máxima del circuito.
SP4: Microrred Virtual Las microrredes son cada vez más comunes a medida que disminuyen los costos de los dispositivos de FED y aumenta la necesidad de una confiabilidad mejorada. En su forma más básica, las microrredes son un grupo de producción, almacenamiento y cargas controlables interconectados que interactúa con la red mayor para limitar la demanda y reducir los costos (microrred virtual). En su forma más avanzada, las microrredes pueden utilizar estas FED para separarse sin problemas de la red y funcionar de manera aislada cuando la red mayor presenta problemas, mejorando así la confiabilidad. Cuando se aísla la microrred, es responsable de su propio equilibrio entre carga y producción, regulación del voltaje y control de frecuencia. Este subproyecto aprovecha los sistemas de control implantados para SP3 para controlar el flujo de carga en un momento dado en un circuito de distribución y formar así una microrred virtual al tiempo que mantiene una conexión a la red mayor. SP4 identificará un IEEE power & energy magazine
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valorar y controlar adecuadamente estos recursos? Este subproyecto se centra en determinar los mecanismos de incentivos, los protocolos de comunicación y el control de requisitos para aprovechar las FED controladas y en propiedad del cliente para los servicios de red. Si bien este es un tema importante en varios procedimientos regulatorios de California, el Plan de Recursos de Distribución, los Recursos Energéticos Distribuidos Integrados y el programa Proveedor de Fuentes de Energía Distribuida de California ISO, el SP5 se dedicará a ahondar en conceptos anteriores en los tipos de transacciones que pueden ayudar a la confiabilidad de servicios energéticos de FED en la red de distribución.
punto en el sistema que tiene carga y recursos fuera del mismo que pueden usarse como referencia. El flujo de energía se controla entonces en este punto y se envían señales a la FED detrás del punto de seguimiento para controlar la manera en que este circuito ofrece su carga a la red. El Gráfico 4 muestra cómo se configura esta microrred virtual. Este flujo puede fijarse en cero, donde la carga y los recursos actúan como una microrred virtual, o podrían establecerse en un monto fijo que aparece como una carga controlable. Este tipo de control ayudaría en la gestión de las chapters de la red de forma independiente y contribuiría a aliviar las sobrecargas temporales de partes de la red sin intervención del operador. Hoy en día, los operadores de red manejan estas situaciones cambiando la carga entre circuitos. La capacidad de controlar la carga durante un período de tiempo mediante la gestión de esta microrred virtual tendría el mismo propósito que cambiar temporalmente la carga a través de un proceso manual.
SP6: Red de Área de Campo Hay un requisito cada vez mayor de comunicaciones más rápidas y basadas en estándares para dispositivos ubicados en el sistema de distribución. Esta red de área de campo (FAN, por sus siglas en inglés) recuperará la información de indicadores de falla, puntos de seguimiento y dispositivos de FED y enviará comandos de control a interruptores, interruptores de falla y baterías. El sistema SCE que se ha venido usando desde los últimos 25 años no es capaz ya de soportar todos estos requisitos de forma segura. Este subproyecto examina y prueba un número de nuevos sistemas de FAN para sustituir la tecnología actual. Esta nueva FAN
SP5: Mecanismos de Incentivos Cada vez más, las empresas de servicios y los clientes tratan de encontrar maneras para valorar correctamente las FED cuando se usan como recursos de red. Hoy en día esto se hace mediante la aplicación de incentivos y tarifas específicas. ¿Qué mecanismos de incentivos pueden aplicarse para
Energía Eléctrica Datos Subestación
Almacenamiento deServicios Públicos
Contador
Carga Flexible
En. PV de Gran Escala
Energía PV
Energía PV Carga Flexible
Almacenamiento
Virtual Microgrid
Optimizador de Flujo de Potencia Sistema de Gestión de Distribución
Almacenamiento
Agregadores de Terceros
Bus de Mensaje de Campo Red Basada en IP |Hardware de Cálculo Reforzado| Software| Protocolo/Semántica Optimizador
Carga Flexible
Aplicación
Optimizador Volt/VAR
Bus de Integración de Servicios Públicos
Aplicación
Análisis de Previsión
gráfico 5. Diagrama de la integración de aplicaciones para el proyecto IGP. 30
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debe transmitir a baja latencia, tener un rendimiento alto, tener capacidad de cálculo de ventaja y funcionar de forma segura. El IGP pondrá a prueba sobre el terreno dos tecnologías en su área de proyecto y decidirá cuál de ellas es mejor para reemplazar el sistema de comunicaciones actual.
SP7: Seguridad Informática La amenaza de un ataque informático en el sistema de energía eléctrica está aumentando diariamente. Si bien los servicios públicos han ido implementando medidas durante los últimos años para contrarrestar estas amenazas, aún se podría hacer mucho más. Implementar más capacidades de control remoto, interconexión y automatización en la red requiere un mayor esfuerzo para prevenir los ataques informáticos. Este subproyecto pondrá a prueba un sistema de seguridad informática completo y basado en estándares que alerta cuando se recibe un ataque y adopta contramedidas adecuadas para detenerlo. Este punto de vista en el ámbito del sistema de seguridad informática es necesario para reducir al mínimo las vulnerabilidades.
SP8: Integración Es cada vez más importante que todas las aplicaciones funcionen juntas para compartir datos y pasar fácilmente los mensajes de control entre ellas. Esto reduce el número de interacciones redundantes que deben aplicarse entre aplicaciones y permite la integración de aplicaciones de múltiples proveedores. SP8 está implementando un bus de integración al que se conectan todas las aplicaciones, lo que facilita el
intercambio de información (Gráfico 5). Este bus se basa en los estándares de la industria y acoge las aplicaciones de varios proveedores.
SP9: Almacenamiento Optimizado Distribuido El almacenamiento se está convirtiendo en un requisito para operar el sistema eléctrico con altos niveles de penetración de los recursos de producción variable. Cuando no se necesita el dispositivo de almacenamiento para la confiabilidad de la red, se puede pujar en el mercado mayorista del ISO. Este subproyecto instalará e integrará baterías de almacenamiento en los circuitos del IGP para probar cómo pueden usarse para reducir las sobrecargas del sistema y ayudar a regular el voltaje. Estas baterías de almacenamiento se usarán como recursos para la optimización de algoritmos, como parte del SP2 al SP4. La información de estas baterías también se remitirá al DMS para que los operadores de red tengan visibilidad del flujo de energía hacia y desde las baterías.
SP10: Más Allá de los Contadores La mayoría de las nuevas FED se ubicarán en los particulares, al margen de la red. Muchas de estas FED propiedad de clientes o de terceros se gestionarán mediante agregadores a través de internet. Este subproyecto probará el uso de una interfaz de comunicaciones IEEE 2030.5 para intercambiar mensajes de estado y control con estas FED por medio de un portal de internet agregador. Además, se realizará una prueba de laboratorio que muestre las comunicaciones con los sistemas de gestión energética de clientes para la coordinación de todos
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gráfico 6. Ubicación de la prueba propuesta en el área de la subestación de Irvine. marzo/abril 2017
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los recursos (por ejemplo, instalaciones PV, almacenamiento, carga de vehículos eléctricos y cargas) en la contabilización de la parte del cliente.
Pruebas del DRP La Ley estatal de California se modificó a AB-327 para determinar el valor de los recursos distribuidos y ajustar las tarifas de electricidad con ese valor. La ley también pedía que la CPUC trabajara con los servicios públicos para determinar la manera en que deberían planificarse el sistema de distribución y los requisitos de infraestructura para permitir altos niveles de penetración de las FED. Esto culminó con la creación del DRP de SCE en julio de 2015. Una parte de este plan fue una propuesta de cinco proyectos piloto, A, B, C, D y E. Estas pruebas pretenden validar las metodologías desarrolladas dentro del DRP y mostrar cómo una red moderna puede permitir mejor las FED. A un nivel elevado, los proyectos piloto pretenden explicar lo siguiente: ✔ cómo se aplica la metodología del análisis de capacidad de integración (ICA, por sus siglas en inglés) en todas las chapters o nodos dentro del área de planificación de distribución (DPA, por sus siglas en inglés) ✔ cómo el análisis de beneficio neto de localización (LNBA, por sus siglas en inglés) se aplica para la DPA seleccionada para probar el valor de aplazamiento de localización de las FED. ✔ cómo los servicios de FED podrían dar lugar a beneficios netos ✔ cómo las operaciones de distribución, planificación e inversión recibirían apoyo o afectarían a altos niveles de penetración de FED ✔ cómo el servicio público funcionaría como un operador de sistema de distribución de una microrred donde las FED ofrecen apoyo a la carga del cliente y los servicios de confiabilidad. Las pruebas A y B, los análisis ICA y LNBA de servicios públicos se completan y registran a finales de diciembre de 2016 con la CPUC. Las pruebas C, D y E están pendientes de una decisión de la CPUC que se espera para el primer trimestre de 2017. Para la prueba A, SCE presenta la metodología del ICA aprobado por la comisión a dos DPA que representan las condiciones eléctricas típicas rurales y urbanas del sistema de distribución de SCE. El representante de la DPA urbana (Johanna del DPA en Orange County) dispone de una mezcla de cargas ligeras industriales, comerciales y residenciales ubicadas dentro de la región del PRP. El representante de la DPA urbana (Rector de la DPA en el Valle Central de California) dispone de una mezcla de cargas residenciales y comerciales, con una considerable carga en la agricultura. La capacidad de alojamiento de la FED se calcula hasta el nivel de sección o nodo de línea sin desencadenar ninguna mejora de la infraestructura. Se analizarán tanto los escenarios de flujo de retorno de potencia reactiva a la subestación como el flujo de potencia nominal. Estos cálculos determinarán el 32
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ICA para 33 circuitos fuera de la subestación de Johanna en Orange County y 44 circuitos fuera de la subestación del Rector. Los resultados de estos cálculos se mostrarán para las dos DPA como capas complementarias en el mapa de interconexión de fuentes de energía distribuida (DERiM, por sus siglas en inglés) de SCE. Para la prueba B, SCE pondrá a prueba el uso de la metodología del LNBA para identificar aplazamientos potenciales de proyecto de infraestructura de distribución, incluido el desarrollo de requisitos de FED para proporcionar beneficios de transmisión y distribución. Se ha seleccionado una de las dos DPA de la prueba A (Rector de DPA) para la prueba B. Esta DPA tiene una variedad de proyectos propuestos representativos del tipo que normalmente se encuentra en el sistema de distribución y transmisión de SCE. Igual que la prueba A, el valor de localización de las FED basado en la metodología de LNBA se calculará y dispondrá como capas complementarias al DERiM actual de SCE. Para la prueba C, SCE ha propuesto un proyecto que aplicará una prueba piloto que puede usarse para validar la capacidad de las FED de conseguir beneficios netos de al menos tres servicios o categorías de costo que evitan las FED, compatible con la metodología del LNBA. La ubicación propuesta para esta prueba es la subestación Irvine de SCE en Irvine, donde el considerable desarrollo residencial en la antigua base naval El Toro está impulsando el crecimiento de la carga (Gráfico 6). La prueba diseñará, adquirirá e implementará una cartera de FED y validará la capacidad de las FED de conseguir beneficios netos coherentes con la metodología del LNBA. A continuación, se proporcionarán recomendaciones para mejorar el proceso de planificación de la distribución para incorporar las FED como alternativas a las mejoras de distribución tradicional. Para la prueba D, SCE ha propuesto una prueba piloto que muestra el funcionamiento de varias FED (tanto de terceras partes como de servicios públicos) para proporcionar beneficios de red y evaluar cómo afectarán las altas penetraciones de FED a la planificación de distribución y a las inversiones. SCE ha propuesto usar su proyecto IGP en Santa Ana para cumplir con los requisitos de la prueba. Este proyecto diseñará e implementará sistemas de control y protocolos para coordinar y optimizar las funciones de varias FED para proporcionar un servicio seguro y fiable a nuestros clientes. Este proyecto se describe con más detalle en la sección anterior. Para la prueba E, SCE propone la construcción y la puesta en funcionamiento de una microrred multiusuario en parte del circuito de distribución de Irvine. El sitio propuesto desempeña parte del alojamiento de personal docente de la Universidad de California, Irvine. El objetivo es identificar los requisitos de diseño de la microrred para habilitar oportunidades para mayor resistencia y probar los controles y protocolos de seguridad, aislamiento disruptivo mínimo y reconexión. El lugar se eligió porque varias de estas casas formaban parte del proyecto de la ISGD y ya tenían una cantidad considerable de sistemas de energía solar PV. marzo/abril 2017
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Conclusiones Todos estos esfuerzos buscan mejorar la coordinación entre un gran conjunto de diversos agentes. Los clientes, sus defensores, los proveedores de recursos, los proveedores de hardware y software, las empresas públicas, las comisiones y los legisladores están trabajando en administrar un entorno muy distinto al status quo. No está todavía claro cuál es el mejor enfoque y cómo evolucionarán las diferentes tecnologías con el tiempo. Basado en esta incertidumbre, también es difícil determinar las funciones y las responsabilidades de cada una de las partes interesadas. Estos proyectos piloto en California proporcionan una oportunidad para la industria para debatir sobre esta incertidumbre y trabajar hacia un marco efectivo para el futuro. La capacidad de coordinación de estos proyectos es fundamental para el éxito general de las FED en altas penetraciones. SCE entiende perfectamente la importancia de coordinar a través de la red la planificación y funcionamiento de los servicios públicos, la adopción de la tecnología por parte de los clientes y los proveedores novedosos de terceras partes. La coordinación interna de SCE es un requisito previo para que la empresa oferzca las oportunidades de optimización y habilitación a los clientes y proveedores de recursos. Es un desafío para romper con los silos establecidos a través de la experiencia específica en el asunto y el enfoque reglamentario. Por ejemplo, se ha establecido la distinción entre las operaciones de distribución y el servicio al cliente en el punto de acoplamiento común, el medidor. Con los servicios de energía proporcionados por las FED, la distinción ya no resulta útil. Por lo tanto, la integración de los servicios públicos a través de las diversas organizaciones que planean, conservan y operan la red es un elemento fundamental de éxito del IGP, igual que la integración de clientes y recursos de terceras partes en la planificación y funcionamiento de la red. Como muchos han señalado, esta integración y la consecuente habilitación y optimización para obtener de manera efectiva altas penetraciones de FED no tendrá lugar de la noche a la mañana. Requerirá los esfuerzos colectivos de los servicios de suministros de California, los proveedores de servicio y los clientes para alcanzar estos objetivos. Mientras que las prácticas comerciales, culturas e intereses de cada entidad difieran, el objetivo común de eliminar el carbón de
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la producción eléctrica usada en California es una meta en común que debería ayudar a todas las partes a conseguirlo juntas, de manera coordinada e integrada.
Lecturas Complementarias R. F. Hirsh, Technology and Transformation in the American Electric Utility Industry. Cambridge, R.U.: Editorial Cambridge Univ., 1989. A. J. O’Donnell, Soul of the Grid: A Cultural Biography of the California Independent System Operator. Lincoln, NE: iUniverse, 2003. S. Corneli and S. Kihm, “Electric industry structure and regulatory responses in a high distributed energy resources future”, Future Electric Utility Regulation Series-LBNL, noviembre de 2015. Southern California Edison (2016, feb. 8). Modern grid, modern capabilities. Presentado en la conf. de Distributech, Orlando, FL [En línea]. Disponible en: _____________ https://www.edison. com/content/dam/eix/documents/innovation/smart-grids/ SCE%20Distributech%20Grid%20Architecture%20Presen______________________________________ tation%202%208%2016.pdf __________________ Descripciones de proyecto ARPA-E, SCE colabora con PNNL, NREL y GE Global Research (2015, 10 de dic. de 2010). [En línea]. Disponible en: http://arpa-e.energy.gov/sites/default/ files/documents/files/NODES_Project_Descriptions.pdf __________________________________ R. Yinger y M. Irwin. (29 de diciembre de 2015). Irvine Smart Grid Demonstration Project [En línea]. Disponible en: https://www.osti.gov/scitech/biblio/1234553-irvine-smart______________________________________ grid-demonstration-regional-smart-grid-demonstration_______________________________________ project ____ A. Valdberg, C. Torchia y M. Dwyer. (2015, 1 de julio). Plan de recursos de distribución de SCE informado junto con la CPUC [En línea]. Disponible en: http://www3.sce. com/law/cpucproceedings.nsf/vwMainPage?Openview& RestrictToCategory=DRPApplication ________________________
Biografías Robert Sherick pertenece a Southern California Edison, Westminster, California. Robert Yinger pertenece a Southern California Edison, Westminster, California. p&e
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Momento y Ubicación
©GRAPHIC STOCK
Lo Más Importante Para Evaluar Fuentes de Energía Distribuida
Por Jeff Smith, Bruce Rogers, Jason Taylor, Jeffrey Roark, Bernie Neenan, Thomas Mimnagh y Erik Takayesu Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2639178 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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EL PAPEL Y EL FUNCIONAMIENTO DEL sistema de energía eléctrica de EE. UU. está cambiando a consecuencia de la política de incentivos, las mejoras tecnológicas y las opciones de consumo en tecnología y servicio. Los consumidores tienen cada vez más opciones y control sobre su servicio de electricidad. La gama de opciones es diversa: poseer o arrendar sistemas de producción local [como la energía solar fotovoltaica (PV, por sus siglas en inglés), la eólica y los sistemas de cogeneración], suscribirse a servicios con tarificación dinámica y emprender medidas de eficiencia
1540-7977/17©2017IEEE
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energética para ahorrar dinero a través del control del uso de la electricidad y mediante dispositivos de almacenamiento para gestionar cuándo y cómo consumen electricidad abastecida por la red. Conjuntamente, estas medidas de modificación de la demanda se denominan fuentes de energía distribuida (FED). Las iniciativas reguladoras y estatales también están estudiando las prácticas y políticas de integración de las FED. En 2014, surgieron amplias actividades de reforma en California y Nueva York, cada una de las cuales tenía el potencial de alterar el statu quo de los escenarios empresariales de servicios públicos. Abogan por objetivos similares que harán avanzar los servicios públicos hacia la integración completa de las FED en su planificación de sistema de distribución, funcionamiento e inversión. Un elemento de esa integración es la identificación de ubicaciones óptimas donde las FED pueden integrarse mejor para proporcionar el mayor beneficio a todo el sistema eléctrico. Esto requerirá que los servicios públicos equilibren las estrategias diarias y a largo plazo para asegurar que los activos existentes actúan de manera efectiva, mientras se adapta al carácter cambiante de la red y a las nuevas tecnologías que están interconectadas. Para satisfacer esta necesidad, el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI, por sus siglas en inglés)
inició un trabajo de investigación con Consolidated Edison de Nueva York (Con Edison) y Southern California Edison (SCE) para obtener conocimientos basados en la evidencia e informar sobre los impactos espaciales y temporales de las FED en sistemas de distribución de red y radial. Este estudio es distintivo en el sentido de que se centra en primer lugar en describir cómo las FED afectan a la distribución, que es donde están interconectadas. Este enfoque reconoce que los flujos de electricidad están determinados por relaciones físicas. Mediante la comprensión de principios físicos sobre la manera en que fluye la energía, se puede informar sobre las políticas y las prácticas para lograr objetivos específicos mediante el sistema de distribución local. Los resultados ponen de relieve “lo más importante” en la evaluación del valor de localización de las FED. Las conclusiones destacan cómo los enfoques sistemáticos y centrados en los detalles pueden aportar ideas fundamentales a estas investigaciones y conducir hacia prácticas, programas y políticas más sólidas. Los resultados numéricos proporcionan algunos ejemplos; sin embargo, no están destinados a extrapolar mucho los impactos ni a interpretarlos en comparación con el valor relativo de las FED entre dos servicios públicos..
Dos Sistemas Diferentes Un factor importante en el estudio de los impactos de las FED es el tipo de sistema. Este estudio seleccionó circuitos de distribución para reflejar la diversidad de diseños de sistema empleados en Estados Unidos, teniendo en cuenta que los sistemas tienen distintas arquitecturas que pueden influir en la manera en que las FED se adaptan y se utilizan. Con
Suministro de Transmisión de 138 kV Distribución de 26,4 kV
Carga
Alimentadores
Red de Baja Tensión (de Malla)
gráfico 1. Alimentador de distribución radial típico. marzo/abril 2017
gráfico 2. Sistema de distribución de red urbano típico. IEEE power & energy magazine
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Edison seleccionó una red de malla y SCE seleccionó su sistema radial flexible. La mayoría de los sistemas de distribución de América del Norte son radiales, emplean una configuración hub-andspoke para transferir energía eléctrica de líneas de alta tensión a las instalaciones de baja tensión del cliente. El Gráfico 1 es un esquema del típico alimentador de distribución radial. Hay una única trayectoria desde la subestación (el centro (hub), marcado con un triángulo rojo) para cada carga a lo largo de los radios (spokes) del circuito. El grosor de las líneas es proporcional a la energía eléctrica que fluye, así que la topología radial es claramente evidente en el gráfico. Las zonas urbanas densamente pobladas son abastecidas por redes extensas de baja tensión (Gráfico 2). Los sistemas de red están diseñados para que puedan soportar dos fallas simultáneas (por lo tanto, la designación está diseñada para una contingencia N-2) sin interrumpir la carga. El resultado de ello es que la confiabilidad mejora hasta dos órdenes de magnitud más de lo que se puede conseguir con los sistemas radiales. Las FED interconectadas a lo largo de un sistema radial pueden dar lugar a flujos de energía eléctrica (cuando la producción de la FED está por encima de la carga del sitio) que se oponen a la dirección tradicional del flujo de carga desde el alimentador principal a la carga. Como resultado, contrarresta directamente el flujo de energía ascendente. En algunos casos, las sobrecargas en las chapters de línea y transformadores ascendentes son relevadas directamente por la energía inyectada por las FED. Por el contrario, es poco probable que las sobrecargas descendentes de las FED se beneficien de las mismas.
Las redes son, generalmente, más complejas para modelar y, sobre todo, para identificar los impactos de la FED. El efecto de las FED instaladas en la trayectoria para contrarrestar una sobrecarga depende de la ubicación (en cualquier dirección) de las FED con respecto a la sobrecarga. En una red, la energía inyectada por las FED puede dispersarse rápidamente por varias uniones en la red de malla y por los flujos de energía en varias direcciones.
Enfoque de Estudio El Marco de Rentabilidad de Red Integrada del EPRI, representada en el Gráfico 3, proporciona un método que consiste en el modelado del sistema y de los protocolos de rentabilidad, para evaluar el momento y el valor de localización de las FED. Proporciona perspectivas importantes, reproducibles y objetivas sobre los métodos y aplicaciones que se necesitarán para evaluar las implicaciones físicas y económicas de las FED en configuraciones de sistema radiales y de red. Comienza por especificar los supuestos de base: las condiciones del mercado, las tasas de adopción de FED y la asunción del sistema (planteamiento básico), que se utiliza para definir escenarios que describen posibles resultados. Se realizan análisis de energía, capacidad y confiabilidad para identificar diseños y enfoques que aprovechan los beneficios de la FED mientras evita impactos de confiabilidad adversos. La etapa costo-beneficio es donde los impactos acumulados se procesan y se calculan los beneficios netos. Requiere un caso de referencia para establecer una base para comparar escenarios de interconexión de FED. El estudio establece un nivel (o niveles) de interconexión de FED y determina los impactos ocurridos. Su objetivo es exponer las implicaciones
Sistema de Distribución Adopción
Energía
Capacidad
Confiabilidad Costo-Beneficio
Definición de Escenario Condiciones de Mercado
Adopción de FED
Supuestos de Sistema
Cambios de Costo del Sistema Sistema de Gran Escala Idoneidad Rendimiento del Recurso de Transmisión Flexibilidad
Costo-Beneficio Social Costo-Beneficio del Propietario o Cliente
Expansión de Transmisión
Simulación y Prácticas Operacionales
gráfico 3. Marco de la red integrada del EPRI. 36
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importantes (transformadores, cables y dispositivos de control) y la especificación sobre cómo interaccionan entre ellos cuando se cargan de energía para abastecer cargas altamente variables. La representación física cercana proporciona una plataforma de investigación sobre el funcionamiento del sistema según lo configurado, sobre la manera en que reacciona a los cambios como con FED interconectadas y sobre cómo podría producir contraflujos de potencia. Esto proporcionó un planteamiento básico para investigar dos escenarios simulados que representan diferentes estados futuros de las zonas de estudio. Las herramientas emplean técnicas de simulación dinámica y estocástica para establecer los flujos de carga en un alimentador con las condiciones actuales (por ejemplo, sin FED) y después cuantificar los impactos derivados de la incorporación de las FED en cualquier medida, a cualquier parte del alimentador, para una variedad de escenarios de interconexión de FED. El escenario primario investigado concebía las FED como un medio para cumplir los requisitos de crecimiento de carga, por tanto, evitando o retrasando las inversiones en servicios públicos. Un horizonte de planificación de diez años (2016-2025) define el sistema tal y como es hoy en día y el crecimiento de carga al que las inversiones tradicionales deben adaptarse. Este escenario tiene dos partes. El caso base realiza simulaciones para identificar el momento y la ubicación de las violaciones del sistema (sobrecargas, tensión y protección) que podrían resultar del crecimiento de carga y especifica cómo se resolverían estas violaciones mediante procesos de planificación de servicios públicos establecidos (con la incorporación de activos de servicios públicos tales como transformadores y cable). Esto proporciona Criterios de Sistema una base para comparar las FED de Energía Eléctrica como una alternativa. Después, las FED se incorporaron sistemáticamente a las cargas individuales o Voltaje/Calidad Confiabilidad/ Protección Térmica de la Potencia Seguridad adiciones de carga (nodos) para resolver las violaciones. Para el estudio, la cantidad de FED asigCambio de Tensión Reducción de Transformador Aislamiento nadas a un nodo se limitaba a su Repentino Relé de Alcance No Intencional de Subestación (Rápido) máximo de demanda. Se escogían las cargas en orden descendente Tensión en de su contribución para eliminar Conductor Activación de Flexibilidad Estado la vulneración, con el objetivo de Primario Resonancia Operacional Estacionario minimizar la cantidad de FED desplegadas y, por consiguiente, Impacto de Corriente de Transformador el costo. La repetición de este Regulador Falla de de Servicio método para todas las violaciones de Tensión Elemento durante el período de estudio proporcionó una manera consistente Impacto de Flujo de Potencia Conductor y consolidada para comparar el Cambiador de Inversa Secundario Toma de Carga (Retroalimentación) costo de la alternativa de la FED para emplear sustituciones y mejoras de los activos convencionales. gráfico 4. Criterios del sistema de energía para estudios de impacto de distribución.
de los diferentes niveles y ubicaciones de las FED (o de carteras de las FED) en circuitos, así como diferentes enfoques para las modificaciones de diseño relacionadas al sistema. A través del modelado efectivo del sistema de distribución, se obtiene una amplia gama de beneficios potenciales como, por ejemplo, una mayor confianza en las evaluaciones de impacto de FED, una mayor visibilidad en los detalles del funcionamiento físico del sistema y una mejor utilización de los activos existentes. Los modelos permiten a los servicios públicos evaluar mejor las soluciones para adaptar las FED y realizar determinaciones de valores. Las variaciones en las condiciones de red y de la FED pueden evaluarse para permitir a los ingenieros de distribución a que consideren una amplia gama de posibles condiciones mediante las que pueden interactuar con la red. Sin embargo, para proporcionar una perspectiva analítica adecuada, las características deben ser espacialmente y temporalmente integrales y permitir valorar las evaluaciones que consideren el potencial para utilizar las FED. El Gráfico 4 muestra los criterios del sistema de energía que deberían considerarse en estos estudios de modelado y de simulación. Con estos, los planificadores de distribución pueden evaluar los impactos de interconexión de la FED, así como la manera en que el funcionamiento del sistema puede cambiar con el tiempo. Cada sistema de servicios públicos se modeló en el paquete de software comercial u OpenDSS del EPRI y se calibró a los datos de rendimiento del sistema proporcionados por los servicios públicos. OpenDSS es un simulador de flujo de energía que crea una representación del circuito mediante la identificación de todos sus elementos físicos
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Modelado de Supuestos y Resultados Resultados de Análisis Económicos Características de Sistema de Gran Escala PML y Tasas de Costo de Carbon Tasas de Costo de Capacidad Alimentador y Sistema de Distribución Crecimiento Energético Forma de Carga Uno de:
Costo de Abastecer el Crecimiento de Carga: Costo de Carga (USD/kWhgrth)
0&*+& % ) 1+ & (Carga/Pérdidas) 0&*+& ' 0&*+& #)3% Costo de Mejoras de Distribución: 0&*+&* )&' Activos (Requisitos de Ingresos) 0&*+&*
Planes de Mejora de Distribución de Diez Años para Satisfacer las Restricciones de Voltaje, Capacidad y Protección Planes de FED de Diez Años para Satisfacer las Restricciones de Voltaje, Capacidad y Protección
Costo y Valor de la FED: 0&*+& (, '& (Contratación Pública de Servicio Público) 0Valor Energético Neto 0Valor de Reducción de Pérdida 0Valor de Reducción de Carbono 0Valor de Capacidad Evitada
Adaptación (USD/kWhgrth)
Costo Incremental para Abastecer el Crecimiento en Carga (USD/kWhgrth)
gráfico 5. Evaluación económica de planes alternativos de mejora.
La Necesidad de una Cartera de FED de la jornada, la producción mediana de energía PV puede oscilar
ser capaces de proporcionar la capacidad adicional cuando sea
entre el 80% de potencia nominal y un valor más bajo de 10%,
necesario. Las instalaciones de energía PV solas pueden propor-
mientras que los valores mínimos son del orden de menos del
cionar energía a la red, pero su potencial para proporcionar ca-
5%. Mientras que la orientación de paneles fotovoltaicos puede
pacidad puede ser limitado debido a su naturaleza intermitente.
ajustarse para “desplazar” el máximo de producción solar hacia
Por ejemplo, el Gráfico S1 ilustra el .perfil de demanda máxima
un momento posterior del día, esto tiene capacidad limitada y no
para siete alimentadores dentro de la zona de SCE. En promedio,
responde a la naturaleza intermitente del recurso (debido a los
el máximo de los alimentadores está entre 1.300 y 1.800 h. Esto
cielos nublados). La capacidad adicional se logra a través de re-
contrasta con el Gráfico S2, que ilustra una representación esta-
cursos suplementarios. Como tal, se necesita una cartera de tec-
dística de la producción de PV medida durante el mismo período
nologías mixtas de FED que pueden utilizarse en conjunto para
del año. Como puede verse, durante las horas de carga máxima
proporcionar un servicio disponible, fiable y duradero.
500 400 300 200 100 0
Momento Local (Hora del Día) Brakeman Trident
Boothill Show
Wahoo Lawman
Utopia
gráfico S1. Perfil de carga del día pico del alimentador para el área de estudio de SCE.
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Potencia (% de Calificación)
600
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Carga del Alimentador (A)
Para que las FED proporcionen alivio de capacidad a la red, deben
Distribución de Energía Diaria Por Hora para Hammoch Summer (Julio-Septiembre) 2015 100 80 60 40 20 0 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Momento Local (Hora del Día) Máx./Mín.
Mediana
Cuartil Interior
gráfico S2. Representación estadística de la producción de energía PV medida.
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Un elemento de esa integración es la identificación de ubicaciones óptimas donde las FED pueden integrarse mejor para proporcionar el mayor beneficio a todo el sistema eléctrico. Estos resultados analíticos aportaron contribuciones al marco del análisis de costo-beneficio (BCA, por sus siglas en inglés) desarrollado por el EPRI y otros (Gráfico 5). El marco se adaptó a los protocolos establecidos en Nueva York y California para clasificar los beneficios y costos asociados con los impactos de las FED. Este procedimiento impone coherencia en la manera en que se clasifican los impactos mientras están en consonancia con las circunstancias del mercado local, regulatorio y legislativo que determina cómo se monetizan los impactos.
Carteras de FED Para sustituir los activos de distribución de forma eficaz, las alternativas inalámbricas deben lograr características equivalentes de disponibilidad, dependencia y durabilidad. Por consiguiente, una cartera de FED, más que un solo recurso, se formó con vistas a la diversidad de suministros (disponibilidad de actuación, confiabilidad cuando se necesita y durabilidad a lo largo del tiempo). Las violaciones que revelan las simulaciones están asociadas con la(s) hora(s) de la carga máxima del sistema de distribución, un factor determinante del diseño de distribución. Varios tipos de FED reducen la demanda máxima por horas del circuito en cantidades distintas, basándose en la coincidencia (o evitación) de su producción energética. Además, las medidas de la FED están sujetas a factores ajenos al control del servicio público, como el comportamiento del cliente que da lugar a patrones de carga variables, la respuesta de las FED a distintos incentivos, la capacidad de proporcionar señales de control granular en el ámbito del circuito, los cambios tecnológicos y lo que los
Almacenamiento Célula de 9% Combustible 15% Cogeneración 6% Energía Solar PV 12% Respuesta
clientes de la FED están dispuestos a tener instalado en sus dependencias. La diversidad de recursos es fundamental debido a la incertidumbre acerca de cuándo se requerirá que las FED proporcionen servicios de distribución esenciales y el grado de su disponibilidad cuando estos servicios sean más necesarios. Las implicaciones de la diversidad se pueden investigar inicialmente mediante la evaluación de una cartera de FED para fomentar la comprensión sobre cómo la diversidad afecta al sistema y los costos y beneficios que resultan. (Ver “La Necesidad para una Cartera de FED”). Las FED pueden incluir una amplia gama de tecnología, incluida la eficiencia energética, la respuesta de la demanda, las instalaciones de energía solar PV y diversos tipos de producción distribuida y almacenamiento de energía. Algunas de estas tecnologías pueden resultar atractivas para la reducción del máximo de demanda en el ámbito de la distribución (y, por lo tanto, apoyar el aplazamiento de inversiones tradicionales), pero puede ser menos probable que los clientes las apliquen en un escenario no controlado. Para los escenarios considerados, cada empresa de servicios públicos creó una cartera de FED de ejemplo basada en las particularidades de la FED, las particularidades del cliente y las estimaciones del costo de la FED de implementaciones anteriores. Se especificó una cartera de FED y sus costos, reflejando cada uno las circunstancias locales climatológicas y del cliente. En el Gráfico 6 se muestra la composición de las respectivas carteras. Las simulaciones implementaron la cartera de FED a los nodos como un recurso normalizado (kilovatio) disponible para resolver
Almacenamiento 9% Eficiencia Energética 49%
Respuesta de la Demanda 25%
Energía Solar PV 29%
de la Demanda 9%
(a)
Eficiencia Energética 26%
(b)
gráfico 6. Carteras de estudio de (a) Con Edison y (b) SCE. marzo/abril 2017
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(b)
Costo Incremental (céntimos/kWh)
15,7
32 28 24 20 16 12 8 4 0
20,0
Equipo Distribuido Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Gasto de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
(a)
32 28 24 20 16 12 8 4 0
Equipo Distribuido Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Gasto de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
14,7
Costo Incremental (céntimos/kWh)
32 28 24 20 16 12 8 4 0
Equipo Distribuido Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Gasto de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
Costo Incremental (céntimos/kWh)
Total de Producción de FED al Máximo (MW)
para resolver estas violaciones. El primero de ellos, la resolución del servicio público, que empleó 40 36,4 36,3 prácticas establecidas y mejoras 36,2 34,2 34,6 del sistema tradicional para mini32,9 34,1 35 30,4 mizar las violaciones detectadas 30 en el año en que se manifiestan. El segundo método empleaba una 25 21,6 solución de FED, mediante la 20 ubicación estratégica de las FED cuando necesitaban atenuar las 15 12,2 12,1 12,1 10,7 10,2 violaciones. 9,7 8,4 10 7,1 7,0 Para este análisis, la cantidad de FED asignadas a un nodo no 3,3 5 0,8 podía exceder la carga máxima del 0 nodo para evitar la retroalimenta2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 ción del protector de red. Dado Año que el análisis también supone 0% de Margen de Espacio 10% de Margen de Espacio que las FED pueden situarse físicamente en las ubicaciones del gráfico 7. Producción total de FED necesaria para eliminar todas las violaciones de nodo designado, las cantidades límites en un sistema de red. requeridas de FED pueden considerarse como la solución más violaciones. Por cuestiones de consistencia y transparencia, óptima, ya que la cantidad mínima de FED soluciona la resson normas bien definidas las que dirigen la asignación de la tricción del sistema. La metodología de colocación en este escenario asigna FED de una manera consistente con los objetivos del estudio. FED en incrementos relativamente pequeños, permitiendo que las violaciones se solucionen de manera precisa. Por Uso de FED en Lugar de Inversiones de el contrario, las inversiones tradicionales en el ámbito del Servicios Públicos Tradicionales servicio público generalmente dan lugar a una capacidad adicional (margen) para adaptar el crecimiento de carga Resultados del Estudio del Sistema de Red El análisis del caso base para el sistema de red reveló vio- anticipada y el crecimiento más allá del período de planifilaciones de sobrecarga térmica durante el marco de pla- cación. Los planificadores de distribución pretenden genenificación de diez años. Cada una de estas condiciones rar margen de espacio (normalmente un 10%) en las actuarequiere medidas correctivas, normalmente dirigidas a tra- lizaciones del sistema para evitar tener que solucionar la vés de actualizaciones tradicionales tales como sustituciones misma restricción de cada año para satisfacer el crecimiento de cable y de transformador. Se examinaron dos métodos anual incremental de la carga en el sistema. Por ejemplo, 45
(c)
gráfico 8. Costo para satisfacer el crecimiento de la carga (red): (a) la solución tradicional de servicios públicos, (b) una solución de FED sin margen, y (c) una solución de FED con el 10% de margen. 40
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(b)
Costo Incremental (céntimos/kWh)
41,1
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
59,2
Equipo de Distribución Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
(a)
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Equipo de Distribución Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
15,5
Costo Incremental (céntimos/kWh)
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Equipo de Distribución Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
Costo Incremental (céntimos/kWh)
Total de Producción de FED al Máximo (MW)
se logró un margen de espacio de 16 entre el 20 y el 30% con las mejoNormal OpFlex ras del transformador de red en la 13,6 14 13,1 13,2 13,4 solución correctiva tradicional. 12,6 12,7 12,9 12,1 12,4 12,5 Este enfoque es coherente con las 12 prácticas del sistema de servicios 10 públicos y, en cierta medida, viene 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 8,8 de la naturaleza misma del equipo 8 del sistema eléctrico que está dis6 ponible solo en incrementos relativamente grandes de capacidad 4 indivisible. Por lo tanto, para pro2 porcionar una comparación más significativa de soluciones de las 0 FED y del ámbito del servicios 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 públicos, se realizó una segunda Año FED alternativa cuando se logró un margen de espacio del 10% gráfico 9. Producción total de la FED necesaria para eliminar todas las violaciones equivalente para cada uno de los de los límites para las configuraciones normales y de OpFlex. activos limitados. El Gráfico 7 resume la cantidad total de FED que se necesita cada año para las dos se requieren más nodos distantes para aliviar la vulneración. alternativas. Durante el período de estudio, el análisis in- La eficacia de un kilovatio de FED para aliviar una vulneradica que se requieren 12,1 MW de FED para eliminar las ción particular disminuye a medida que aumenta la distancia violaciones debidas al crecimiento de carga sin ningún eléctrica desde la vulneración. Esto se debe a que la red de espacio de margen, y tres veces más (36,2 MW) para lo- malla ofrece varias rutas para las contribuciones de FED al grar un criterio de margen de espacio del 10%. El tri- flujo (dispersión) entre los activos de red. Se llevó a cabo una evaluación económica para resumir ple aumento de las FED necesario para proporcionar un margen comparable en el año 2025 refleja la complejidad los resultados de una manera consistente y comparable, en el diseño y evaluación de alternativas de atenuación en empleando la metodología del BCA del EPRI. Los resultaredes, así como en el costo necesario para obtener caracterís- dos se resumen en dos etapas. Los costos y los beneficios se convierten en un costo económico medido como el valor ticas similares de rendimiento. Existen dos factores en funcionamiento que dan lugar al actual neto de costos incurridos durante el período del estugran incremento en las FED necesarias. A los nodos se les dio. El costo económico permite una comparación entre asignan FED, empezando por la que proporciona el mayor el caso base y los escenarios de FED sobre la base de un alivio. A medida que los nodos alcanzan sus límites de FED, beneficio neto equivalente. Este costo se puede convertir en
(c)
gráfico 10. Costo para satisfacer el crecimiento de la carga (radial): (a) una solución tradicional para servicio público, (b) solución de FED con una configuración normal y (c) solución de FED con una configuración de OpFlex. marzo/abril 2017
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90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Equipo de Distribución Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
Costo Incremental (céntimos/kWh)
Equipo de Distribución Energía Pérdidas Carbono Capacidad Costo de FED Energía de FED Pérdidas de FED Capacidad de FED Carbono de FED Total
Costo Incremental (céntimos/kWh)
flexibilidad operativa (OpFlex, por su acrónimo en inglés), una característica deseable del diseño de sistema radial, que ayuda a 15,5 22,2 mantener un servicio fiable para todos los clientes. Para ello, se abre un interruptor de enlace para aislar una parte del alimentador o la carga mientras otro interruptor de enlace se cierra para conectar esa parte del alimentador otra vez al sistema. Si se ubica correctamente, el empleo de FED es una alternativa de atenuación que podría mantener potencialmente la (a) (b) flexibilidad de funcionamiento gráfico 11. Costo para satisfacer el crecimiento de la carga (radial): (a) solución tradidel sistema al tiempo que alivia la cional de servicio público y (b) solución de FED con una alta adopción del cliente. necesidad del nuevo alimentador. El Gráfico 9 resume la canticéntimos/kilovatio hora normalizados empleando el kilova- dad total de FED cada año, ubicándolas cerca del alimentador principal tanto para las configuraciones de OpFlex como tio hora de crecimiento de carga como denominador. ✔ Para el caso base (no las FED), el costo social estima- para las normales. Durante el período de estudio, el análisis do de abastecer este crecimiento de la carga se divide indica que se requieren 13,6 MW de las FED para eliminar en cinco categorías: 1) costo del equipo de distribución, violaciones debidas al crecimiento de carga mientras se man2) costo energético consumido, 3) costo de las pérdidas tiene la OpFlex. Solo considerando la configuración normal, (crecimiento), 4) costo del consumo de carbono de ener- se necesitaría un total de 8,8 MW. En efecto, un 4,8 MW gía (costo social de las emisiones de carbono) y 5) costos adicional de FED es necesario para mantener la flexibilidad de la capacidad de la carga (costo de capacidad del siste- del funcionamiento. Para cada uno de los alimentadores, la cantidad de FED asignadas está por debajo de la capacidad ma de energía eléctrica de gran escala). ✔ Para los casos alternativos de FED, el costo de inver- de acogida en esa ubicación y alivia todas las vulnerabilidasión del cliente y los gastos en curso asociados a las des térmicas vistas durante el horizonte de planificación de FED sustituyen (eluden) a los costos de equipo de dis- diez años. (La capacidad de acogida es la cantidad de FED tribución tradicional. La metodología también capta la que pueden adaptarse sin afectar negativamente a la calidad energía producida por las FED, la capacidad eludida y de la energía y a la confiabilidad según las configuraciones el cambio neto en las pérdidas e impactos del carbono. actuales y sin requerir mejoras en infraestructuras). El Gráfico 10 ilustra el análisis económico del sistema Tal como se ilustra en el Gráfico 8, el costo normalizado para abastecer el crecimiento de la carga en la red Con Edison radial estudiado, en comparación con la reconfiguración del era casi el mismo que en las mejoras tradicionales y el empleo alimentador y la instalación de un alimentador adicional de FED, 14,7 céntimos/kWh y 15,7 céntimos/kWh, respectiva- para adaptar el crecimiento de carga con el de dos alternamente. Para proporcionar el margen de espacio del 10% típica- tivas de FED (configuraciones normales o de OpFlex). El mente proporcionado por los activos de servicios públicos con- costo normalizado en el empleo de las FED para abastecer vencional, el costo de las FED aumentarían a 20 céntimos/kWh. el crecimiento de carga en el alimentador radial de SCE era de 41,1 céntimos/kWh de adaptación de carga, considerablemente más que el costo de mejora tradicional de 15,5 céntiResultados del Estudio del Sistema Radial El crecimiento esperado de la carga para el sistema de estu- mos/kWh, con los alimentadores en configuración normal. dio de SCE también produce sobrecargas térmicas. El alivio Para ofrecer el mismo beneficio de aplazamiento y mantener tradicional para estas sobrecargas requiere la reconfigura- la flexibilidad de funcionamiento, se requieren más FED, ción de alimentadores que trabajan desde cuatro subestacio- lo que da lugar a un costo normalizado de 59,2 céntimos/ nes distintas y la construcción de un alimentador adicional kWh de crecimiento de carga. La representación “en cascaen el año uno (2016) para compensar la carga. Una carac- da” muestra la contribución de los créditos de FED sobre el terística particular del diseño del sistema de SCE es que costo general. Dado que los planificadores de distribución reconfiguran las chapters de alimentador pueden reconfigurarse, según sea necesario, para redirigir los flujos de carga de un ali- regularmente el sistema debido a los cambios de crecimienmentador a otro para mantenimiento, emergencias u otras to de carga, el mantenimiento del sistema y las continconsideraciones operativas. La reconfiguración proporciona gencias del sistema, la comparación entre estos dos casos 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
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Transformador Vecino
alternativos de FED ilustra dos importantes conclusiones: 1) la flexibilidad operativa del futuro podría ser limitada si no Sobrecarga del se considera con exactitud el impacto debido al empleo de Trasformador de 63 kVA las FED como una alternativa a las fuentes del sistema de 153 kW de FED Necesaria servicios públicos tradicional y 2) la reconfiguración puede Si Se Ubica de cambiar la ubicación de la carga y las FED con respecto a Manera Óptima una violación del sistema y, por consiguiente, la efectividad de las FED para proporcionar beneficios de aplazamiento. 340 kW de FED Necesaria Como soporte para los casos normales y reconfigurados con una Limitación de de SCE, se consideró un caso de alta adopción suponiendo que ya había instalados sistemas solares PV conectados a las clientes en el sistema del alimentador, igualando, aun10 kW Ubicación que no excediendo, las capacidades de acogida de la zona Sistema de Red: Transformador de la FED Vecino Flujos de Potencia de alimentadores. Entonces, se empleó una cantidad cada Multidireccionales vez mayor de FED estratégicas para aplazar la necesidad de mejoras. Se utilizaron varios supuestos importantes para gráfico 12. Impacto de la dispersión en un sistema de la red. este análisis. 1) Puesto que las instalaciones de energía PV interconectada ya se encontraban en la capacidad de adopción diez años del estudio. La comparación entre los dos casos, nindel alimentador, no se incluyeron otras instalaciones guno con tasas de alta adopción, proporciona condiciones delide energía PV en la cartera estratégica y progresiva de mitadoras para lo que realmente podría suceder. De acuerdo con FED para evitar la vulneración del sistema termal, la los supuestos de este estudio, el costo normalizado para aplazar las inversiones tradicionales mediante FED estratégicamente protección y los límites de tensión. 2) La cartera de FED considerada posteriormente para ubicadas podría, por tanto, variar de 22,2 céntimos/kWh para el análisis incremental estaba integrada por el alma- el caso de alta adopción a 41,1 céntimos/kWh de crecimiento cenamiento de energía, la eficiencia energética y las de carga para la configuración normal de cero adopciones. Este medidas de respuesta de la demanda, proporcionadas hallazgo apunta a la importancia y al valor de los métodos de explicar la retirada de las instalaciones de energía PV. mejor pronóstico capaces de caracterizar tanto la inclinación del 3) El emplazamiento de cartera de FED se centralizó en la cliente para adoptar varias tecnologías FED, así como la proubicación 1, cerca del alimentador principal, para permi- babilidad de que se apliquen dichas tecnologías para apoyar las tir la comparación directa con el análisis del escenario 1. necesidades de capacidad del sistema. 4) Para adaptar las necesidades de capacidad del sistema, todas las instalaciones de energía PV “adoptadas por El Impacto de la Topología del Sistema clientes” y las FED estratégicas se instalaron y estu- sobre la Sensibilidad Ubicacional vieron disponibles en el primer año. La eficacia de las FED para proporcionar beneficios de Los resultados de este análisis se describen en el Gráfico aplazamiento es altamente dependiente de la ubicación de 11. Como era de esperarse, la presencia de instalaciones de las FED en relación con la limitación del sistema, y estas energía PV conectada al cliente produce un resultado mejor en cuanto al rendimiento económico Transformador para las FED estratégicas y proSobrecargado gresivas. El costo normalizado de Sistema Radial Flexible: las FED progresivas necesarias, Flujos de Potencia además de las instalaciones de A B C Multidireccional energía PV actuales, para aplazar 50% Más de FED Transformador la mejora era de 22,2 céntimos/ Necesaria para Sobrecargado Transformador Proporcionar la Misma kWh; considerablemente menor Capacidad de Vecino que para el caso de adopción cero. Alivio en Ambas Configuraciones Si bien la adopción de FED A B C por parte del cliente, en concreto las instalaciones de energía PV, no Transformador alcanzaría la suficiente capacidad de Abierto Cerrado Vecino adopción en el primer año de este estudio, alguna adopción de cliente tendría lugar durante el período de gráfico 13. Impacto de la reconfiguración en un sistema radial flexible. marzo/abril 2017
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La modernización del sistema de distribución también será fundamental para mantener la seguridad y confiabilidad al mismo tiempo que minimiza el costo general del sistema y maximiza los beneficios para el cliente de las FED.
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consideraciones varían según la topología del sistema. La ubicación de violaciones de sistema proyectadas (debido al crecimiento de carga) que necesitan medidas correctivas y los puntos de carga donde las FED pueden instalarse para aliviarlas son factores clave para la cantidad de FED requeridas y, de ahí, la economía de las FED como activos de sistema. Los sistemas de red se caracterizan por flujos de potencia complejos y multidireccionales, por lo que el efecto de las FED ubicadas eléctricamente “cerca” de una vulneración puede ser disperso. En algunos casos, la dispersión es tan significativa que puede que las FED solo entreguen una fracción de su capacidad nominal para el alivio de una vulneración. Como se muestra en el Gráfico 12, las violaciones menores en la red de Con Edison podrían solucionarse colocando FED en nodos de carga junto a la vulneración, por lo que el cociente de capacidad requerida de FED en relación con la vulneración fue aproximadamente de 2:1 o menor. Las violaciones mayores requerían proporcionalmente más FED porque se necesitaban nodos de carga más distantes, pero también eran menos efectivos para aliviar la vulneración. En algunos casos, la capacidad de FED requerida fue cinco veces mayor que el tamaño de la vulneración. Para los sistemas radiales, las FED situadas en posición descendente desde un activo con capacidad limitada (en relación a la subestación) pueden contribuir directamente al alivio de la vulneración, incluso a distancia. Sin embargo, los sistemas radiales a menudo se reconfiguran para cumplir con el nuevo crecimiento de la carga, el mantenimiento u otras consideraciones operativas, hasta el punto que las FED podrían tener un impacto menor o incluso adverso. La flexibilidad operativa futura podría limitarse si no se considera de manera exhaustiva el impacto total del empleo de las FED como alternativa a los recursos de sistema tradicional de servicios públicos. Según los supuestos empleados en este estudio, los resultados de SCE ejemplifican un escenario de reconfiguración donde se necesitarían más del 50% de las FED adicionales para aliviar la misma capacidad como la de la configuración normal (ver Gráfico13)..
pueden ser beneficiosos o perjudiciales, dependiendo de una gran variedad de circunstancias del contexto. Los sistemas de distribución son distintos geográfica y eléctricamente, y sus características varían entre tipos de servicio público y dentro de los mismos. Los resultados de Los estudios de casos sugieren que el valor de las FED no es uniforme a lo largo de un sistema de distribución y no puede determinarse simplemente aplicando generalidades sobre las características del alimentador como los megavatios suministrados o cualquier otra medida sobre rendimiento. Se requieren métodos transparentes, objetivos e integrales para obtener resultados prudentes y conherentes. Los beneficios netos del empleo de las FED como una alternativa a las mejoras de red convencionales dependen de un complejo conjunto de parámetros. Los estudios de caso revelan la importancia de las características físicas del alimentador en la valoración de las FED y la complejidad de las carteras de sustitución de las FED por equipos de distribución tradicionales. El estudio mostraba que la opción más rentable está considerablemente influenciada por numerosos parámetros, incluidas las tasas de crecimiento de carga de la zona local, el perfil de carga máximo diario, los tipos de capacidades y FED disponibles, el diseño del sistema de energía, el momento y la ubicación de las mejoras de red y las FED adoptadas por clientes. Las FED pueden proporcionar beneficios en algunas circunstancias, pero puede que no siempre sean la mejor alternativa. Para maximizar los beneficios y reducir los costos, se requerirá una mayor visibilidad del recurso más allá de lo que se encuentra hoy en día disponible. La eficacia de las FED para proporcionar beneficios de aplazamiento es altamente dependiente de la ubicación de las FED en relación con la limitación de un sistema, y estas consideraciones varían según la topología del sistema. Las FED individuales, y una cartera que consta de varias tecnologías de FED, tienen interacciones complejas y diferentes con el sistema. El análisis de ingeniería puede establecer los atributos de la FED necesarios para resolver una limitación de capacidad del sistema y este estudio revela la importancia de la ubicación para que las soluciones de la FED sean eficaces.
Instrumentos Clave
Seguir Adelante
Este estudio explica la complejidad y las implicaciones de incorporar las FED en el sistema de distribución para abordar los problemas de carga de distribución y proporcionar alivio de capacidad. Los impactos de FED en la distribución
Los estudios de caso sugieren que la planificación de la distribución se vuelve también cada vez más compleja, requiriendo un alto grado de granularidad, datos y análisis para garantizar que se implementan soluciones rentables mientras se planifica
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para el futuro. Los nuevos modelos de distribución energética y los datos que requieren se necesitan para adaptarse a una mejor comprensión del impacto del sistema. A través del modelado efectivo del sistema de distribución, se realiza una amplia gama de beneficios, como por ejemplo la confianza mejorada en las evaluaciones de impacto de FED, una mayor visibilidad en los detalles del funcionamiento físico del sistema de distribución y una mejor utilización de los activos actuales. Los modelos permiten a los servicios públicos evaluar mejor las soluciones para acoger las FED y realizar determinaciones de valores. Las variaciones en las condiciones de red y de FED pueden evaluarse para permitir a los ingenieros de distribución que consideren una amplia gama de posibles condiciones mediante las cuales las FED pueden interactuar con la red. Para lograr este nivel de detalle, sin embargo, se requiere una gran cantidad de datos validados. Puesto que no todos los servicios públicos modelan todo su sistema de distribución, llenar este agujero de información es una prioridad. A medida que se moderniza la red, se espera que los datos disponibles y válidos lleguen a ser más frecuentes. Más datos agregados y granulares del alimentador a través de sensores avanzados y sistemas de automatización pueden tanto soportar modelos de validación como hacer ajustes en ellos. Los alimentadores de distribución también cambiarán con el tiempo debido a nuevas interconexiones de cliente, mejoras planeadas, mantenimiento y restauración de apagones. El mantenimiento de modelos de sistemas es un proceso continuo. La orientación con respecto a los requisitos de modelado del sistema de distribución, las interrupciones y las priorizaciones están ampliamente cubiertas en un informe reciente del EPRI. Los estudios de ingeniería detallados son una extensión natural de estas nuevas capacidades de planificación y captación de matices importantes sobre cómo las FED pueden adaptarse en el ámbito del alimentador, proporcionando observaciones y métodos que pueden aplicarse en todo el sistema con cientos o incluso miles de alimentadores distribuidos. Los enfoques analíticos, como los estudios de capacidad de adopción, pueden señalar la cantidad de FED que pueden aplicarse sin necesidad de mejoras en la red. Los estudios de caso sugieren que es necesario lo siguiente: ✔ modelos de carga de cliente mejorados que capten las variaciones espaciales y temporales de las demandas variables en altos niveles de granularidad ✔ métodos avanzados de previsión capaces de caracterizar tanto la inclinación del cliente para adoptar varias tecnologías FED, así como hasta qué punto es probable que se apliquen dichas tecnologías para apoyar las necesidades de capacidad del sistema. ✔ métodos de planificación y herramientas capaces de captar los crecientes niveles de variabilidad e incertidumbre y riesgo para el sistema. Qué medidas de FED están dispuestos a adoptar los clientes, y a qué costo, puede ser la mayor fuente de incertidumbre sobre el beneficio neto asociado con cualquier escenario de FED. marzo/abril 2017
La modernización del sistema de distribución también será fundamental para mantener la seguridad y la confiabilidad, al mismo tiempo que minimiza el costo general del sistema y maximiza los beneficios para el cliente de las FED. Más allá de las mejoras mencionadas de capacidades analíticas de los planificadores de distribución, las áreas adicionales de modernización que facilitarán la integración de la FED y la pondrán en funcionamiento incluyen la incorporación de datos reales de sensores y herramientas para un mayor conocimiento de la situación del operador, el seguimiento en los ámbitos de red y clientes, una previsión más acertada, una mayor automatización y las comunicaciones mejoradas de las FED y con el control de las mismas. Este estudio es un punto de partida para entender la amplia gama de situaciones según las cuales las FED pueden interconectarse. Los resultados descritos tienen la finalidad de poner de relieve “lo más importante” en la evaluación del valor ubicacional de las FED. Los resultados numéricos proporcionan ejemplos para ese fin y también subrayan cómo los enfoques sistemáticos, basados en el detalle, pueden aportar información fundamental a tales investigaciones y conducir a prácticas, programas y políticas más sólidas.
Lecturas Complementarias “Time and locational value of DER: Methods and applications,” EPRI, Palo Alto, CA, Rep. 3002008410, 2016. “Defining a roadmap for successful implementation of a hosting capacity method for New York State,” EPRI, Palo Alto, CA, Rep. 3002008848, 2016. “The integrated grid: A benefit-cost framework,” EPRI, Palo Alto, CA, Rep. 3002004878, 2015. “Distribution feeder hosting capacity: What matters most in planning for DER?” EPRI, Palo Alto, CA, Rep. 3002004777, 2015. J. Smith, M. Rylander, L. Rogers y R. Dugan, “It’s all in the plans: Maximizing the benefits and minimizing the impacts of DERs in an integrated grid,” IEEE Power Energy Mag., vol. 14, n.º 2, pp. 20-29, marzo/abril de 2015.
Biografías Jeff Smith pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee. Bruce Rogers pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee. Jason Taylor pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee. Jeffrey Roark pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee. Bernie Neenan pertenece a Electric Power Research Institute, Knoxville, Tennessee. Thomas Mimnagh pertenece a Consolidated Edison of New York, Nueva York. Erik Takayesu pertenece a Southern California Edison, Pomona, California. p&e
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Transformación de Brooklyn y Queens Cómo el Programa Reforming the Energy Vision de Nueva York y Con Edison Están Reconfigurando la Planificación de Distribución Eléctrica
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LOS DISTRITOS NEOYORQUINOS DE BROOKLYN Y QUEENS ESTÁN ATRAVESANDO UN PERÍODO DE elitización residencial, reconstrucción de infraestructuras, nueva construcción e incremento de la carga que no se había visto en décadas. Se está instalando un número considerable de vecinos y se están reformando y modernizando construcciones que se habían abandonado o estaban en mal estado para satisfacer a la creciente población. Hogares, negocios e industrias están reactivando zonas que llevaban mucho tiempo en decadencia y, según la Oficina del Censo de EE. UU., el crecimiento de Brooklyn lo ha convertido en la cuarta ciudad más poblada de la nación. Este crecimiento de población impone una nueva demanda considerable en el sistema eléctrico que gestiona y posee Con Edison. Con Edison rastrea las demandas eléctricas máximas para cada circuito de distribución (alimentador) y cada sistema secundario de distribución de red con la ayuda de un informe de previsión anual para dar prioridad a la ampliación de la red, la sustitución y la modernización de equipo antiguo. Los ingenieros de planificación de distribución eléctrica (EDP, por sus siglas en inglés) trabajan con departamentos de planificación de sistemas de transmisión e ingeniería de subestaciones en Con Edison (y el operador de sistema independiente de Nueva York) para realizar estudios de transmisión de potencia en condiciones normales y de contingencia que ayudarán a proporcionar a los clientes una electricidad segura, fiable y rentable. En función del crecimiento tanto de población como de demanda eléctrica, Con Edison estima que el desarrollo de la red Brooklyn-Queens a través de soluciones de servicios públicos “tradicionales” supondrá un gasto de mil millones de dólares americanos en el vecindario; un número relativamente elevado, incluso para la ciudad de Nueva York y
Por Michael Coddington, Damian Sciano y Jason Fuller Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2639179 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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1540-7977/17©2017IEEE
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para Con Edison. La complejidad del sistema eléctrico subterráneo de la ciudad, junto con las dificultades de construcción en un entorno urbano altamente congestionado por infraestructuras, tanto por encima como por debajo del nivel del piso, implica que los costos de transmisión, las subestaciones y las redes secundarias son considerablemente más elevados que los de un servicio público eléctrico normal. El Comité de Servicio Público (PSC, por sus siglas en inglés) del estado de Nueva York puso en marcha la iniciativa Reforming the Energy Vision (Reformulando la visión energética; REV, por sus siglas en inglés) para impulsar a los servicios públicos a marzo/abril 2017
que reinventaran las soluciones de infraestructuras de servicios públicos tradicionales y que, en su lugar, utilizaran una cartera de fuentes de energía distribuida (FED), las cuales gozan de particularidades muy favorables para el medioambiente y resultan cada vez más viables desde el punto de vista del costo y de su funcionamiento. A raíz de esto, Con Edison desarrolló una estrategia que incluía la producción de energía renovable, la respuesta de la demanda (DR, por sus siglas en inglés), los sistemas de almacenamiento de energía de baterías, la producción distribuida de celdas de combustible, la cogeneración, la VVO [optimización Volt-VAR (voltiamperio IEEE power & energy magazine
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Estas alternativas a la ampliación de la red no son muy habituales (a veces se conocen con el nombre de alternativas inalámbricas) y plantean un desafío para los ingenieros de planificación del servicio público.
reactivo), por sus siglas en inglés] y una gran variedad de soluciones innovadoras que se encargaban de reducir la demanda de electricidad y el consumo energético y transformaban el modo y el momento en que los consumidores de Con Edison hacían uso de la electricidad. Estas alternativas a la ampliación de la red [también conocidas como alternativas inalámbricas (NWA, por sus siglas en inglés)] no son nada tradicionales. Las soluciones NWA se pueden orientar tanto al cliente (soluciones orientadas al cliente), como a los servicios públicos (soluciones orientadas a los servicios públicos) y presentan un desafío para ingenieros de planificación de servicios públicos que deben integrarlas dentro del sistema actual de electricidad sin poner en riesgo la confiabilidad. El diseño de confiabilidad tradicional incorpora un factor de contingencia de N-1 o N-2. (Un factor de contingencia de servicios públicos de N-1 significa que si un alimentador de distribución o dispositivo de transmisión de carga deja de funcionar, el sistema es capaz de suministrar energía sin ningún corte. Del mismo modo, un factor de contingencia de N-2, típico en el sistema
de Con Edison, implica que pueden dejar de funcionar hasta dos componentes sin que los clientes resulten afectados). Aunque sin duda habrá expansiones del sistema de distribución de red secundaria en la zona Brooklyn-Queens como se muestra en el Gráfico 1, uno de los objetivos más importantes del programa de gestión de la demanda de BrooklynQueens (BQDM, por sus siglas en inglés) es el aplazamiento del gasto general en la infraestructura de servicios públicos.
Antecedentes Los ingenieros de EDP trabajan con departamentos de planificación de transmisión e ingeniería de subestaciones para garantizar que la nueva carga se pueda suministrar sin presentar sobrecargas en la red. En el caso de la red BrooklynQueens, se prevé que el sistema de distribución encargado de suministrar a una zona con tanta población excederá su capacidad en los días de demandas máximas. La previsión de distribución eléctrica de Con Edison para el 2014 pronosticó que tres redes distintas sufrirían demandas máximas mayores que la capacidad del sistema durante
Mapa de Zona de Brooklyn y Queens El desafío de BQDM Debe Abordar 12 h
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
900 850 800 750 700 650 600 550 500
De Demanda Máxima Prevista Para 2023 Aplicada a la Curva DE Demanda Máxima Prevista Para 2018 Aplicada a la Curva de 2014 Capacidad
gráfico 1. Un mapa de la zona Brooklyn-Queens que muestra los barrios de alta carga abastecidos por tres sistemas de distribución de red secundarios. (Imagen cortesía de Con Edison). 48
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gráfico 2. La previsión de demanda en la zona BrooklynQueens excede la capacidad. (Imagen cortesía de Con Edison). DE: Ingeniería de distribución. marzo/abril 2017
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Con su programa REV, reguladores y expertos del estado de Nueva York han venido desarrollando un planteamiento innovador para proporcionar electricidad. nada menos que 12 horas en un día de máximos de 2018 y un aumento general de la demanda de 52 MW por encima de la capacidad máxima del sistema. El Gráfico 1 señala las zonas y las redes afectadas dentro de Brooklyn y Queens, a las que normalmente se conoce como zonas BQDM. El Gráfico 2 muestra la curva de duración de carga que el BQDM debe abordar en relación con la capacidad de la subestación. El planteamiento tradicional según los ingenieros de planificación de servicios públicos sería el de diseñar mejoras de capacidad del sistema y construir nuevos circuitos de distribución, normalmente con la ayuda de cierto “margen” en otras redes y subestaciones cercanas. Sin embargo, en el caso de la zona BQDM, el margen limitado en las subestaciones cercanas significaba requerir de una nueva subestación y líneas de subtransmisión (una propuesta costosa en la ciudad de Nueva York, donde el terreno es un bien escaso y la instalación de nuevas líneas de distribución y transmisión subterráneas resulta especialmente complicado y costoso). Una regla de oro de los servicios públicos eléctricos afirma que el costo del equipo y del cableado subterráneo es cerca de diez veces mayor que el de los equipos y tendidos aeéreos y que en la ciudad de Nueva York lo que se precisa más son los equipos subterráneos. Junto con los costos de subestación se encuentra el gasto que supone mover tramos de varias redes de BQDM a la nueva subestación. Los nuevos circuitos de distribución siempre requieren expansiones costosas o la incorporación de nuevas subestaciones, las cuales, a su vez, pueden requerir líneas de transmisión mejoradas y hasta nuevas fuentes de producción. Suministrar electricidad a los clientes en una de las ciudades más grandes del mundo resulta siempre caro y hacerse con el espacio para ubicar nuevos equipos eléctricos lleva mucho tiempo y representa un desafío para ingenieros y diseñadores.
EDP: Planteamiento Ascendente para las Nuevas Cargas La mayoría de los grandes servicios públicos eléctricos dispone de departamentos de planificación de distribución eléctrica (EDP, por sus siglas en inglés). Los ingenieros de EDP tienen muchas responsabilidades que incluyen el seguimiento del crecimiento de la carga y la medición de la confiabilidad; su previsión de carga anual y plan presupuestario son especialmente importantes. El nuevo crecimiento de la carga y los fenómenos meteorológicos a menudo afectan considerablemente los pronósticos de carga y los ingenieros de EDP deben prever sus necesidades de electricidad de sistema basándose en esos factores. Las cargas de aire acondicionado normalmente conllevan máximos de red de Con marzo/abril 2017
Edison y las previsiones anuales se elaboran y revisan una vez finalizada la temporada estival. Las previsiones utilizan datos de crecimiento de carga y rastrean las ubicaciones de nuevas cargas previstas para velar para que esté disponible la suficiente energía eléctrica durante los momentos de máxima demanda y a lo largo del año. Los servicios públicos, así como los operadores de producción y transmisión, rastrean datos de carga similares en los sistemas de transmisión y de energía eléctrica de gran escala para asegurarse de que todo servicio público esté preparado para afrontar máximos de potencia. La previsión de datos de EDP se acostumbra a compartir con los departamentos de planificación de sistemas (los que supervisan la transmisión y las subestaciones) para poder rastrear un mayor volumen de mediciones de máximos del sistema y planificar las expansiones de las transmisiones y las subestaciones necesarias para prestar servicio a los numerosos circuitos de distribución. Los departamentos de planificación del sistema generalmente necesitan varios años de datos de previsión para diseñar, obtener los permisos necesarios y construir nuevas líneas de transmisión o expandir las actuales; para servicios públicos que dependen de operadores de sistema independientes o propietarios de transmisiones, este retraso puede ser aún mayor. A menudo, se tardan años para conseguir una autorización de las agencias de regulación gubernamentales (locales y estatales) y de grupos ecologistas para construir nuevas líneas de transmisión y subestaciones. Además, los servicios públicos de transmisión muchas veces sufren costos elevadísimos para el desarrollo de las actuales rutas de transmisión. La construcción y el diseño de transmisión aérea a menudo cuestan varios miles de dólares por pie; las líneas subterráneas, como las que se necesitan para la zona BQDM, normalmente cuestan a razón de diez veces más por unidad de longitud que las líneas aéreas. Zonas como las de Brooklyn o Queens disponen, hoy en día, de una gran variedad de sistemas y plantas subterráneas que complican aún más la instalación de líneas de transmisión y subestaciones. Las repercusiones para el público y los patrones de tráfico en una ciudad densamente poblada también pueden ser muy importantes y los intentos para mitigar estos impactos incrementan el costo y la duración del proyecto. Debido a que la inmensa mayoría de carga eléctrica nueva se origina en la parte de distribución del sistema de servicios públicos, los ingenieros de EDP captan casi todas las cargas nuevas que deben prestar servicio usando el pronóstico de sistema de distribución eléctrica. Hasta hace poco, IEEE power & energy magazine
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había pocas opciones para satisfacer este crecimiento de la demanda, aparte de mejorar los sistemas eléctricos actuales o instalar nuevas líneas. Sin embargo, la incorporación de equipos “de medición orientados al cliente” y el incentivo de un funcionamiento de tiempo de uso, en lugar de realizando una costosa ampliación de la red, podrían ofrecer un enfoque innovador para aplazar las mejoras de sistema.
Resumen la REV de Nueva York y Cómo Puede Cambiar la EDP de Ahora en Adelante En el marco de la REV, los reguladores del estado de Nueva York y un gran número de expertos e interesados de todo el
Evaluación de Solución (RFI) A Través del Planteamiento Análisis del Optimización Volt-VAR Cliente DR E. Producción So Distribuida Otras lar Eficiencia Diversas Energética
Gestión/ Optimización/ Microrredes Control
Almacenamiento de Energía
Celdas de Combustible
gráfico 3. Un desglose de soluciones que se utiliza en el proyecto BQDM. (Imagen cortesía de Con Edison).
Sistema de Almacenamiento de Batería para 2017
gráfico 4. Reproducción de un artista del sistema de batería de Brownsville con una tasa de 12 MWh que aliviará algo de la carga máxima en la zona Brooklyn-Queens. Contará con 12 MWh de energía almacenada en baterías de fosfato de hierro de litio y se controlará de forma remota desde una sala de control de Con Edison. El proceso implicará 1) la carga durante las horas valle, 2) la descarga para la nivelación de máximos y 3) la repetición según sea necesario. El sistema prestará apoyo a la red Richmond Hill de 4 kV y aliviará la zona de la subestación N.º 2 de Brownsville. (Imagen cortesía de Con Edison). 50
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país han contribuido al desarrollo de metas y procesos para animar a los mercados financieros, satisfacer las necesidades del cliente y cumplir con los ambiciosos objetivos medioambientales. La REV se centra en la integración de sistemas de energía renovable, la eficiencia energética, la DR y otras innovaciones recientes en la planificación y funcionamiento del sistema de suministro de electricidad. Los servicios públicos de Nueva York desarrollarán y operarán la plataforma de sistemas distribuidos (DSP, por sus siglas en inglés) para facilitar esta visión; tarde o temprano se espera que la DSP se convierta en un operador de sistemas de distribución (DSO, por sus siglas en inglés). La REV contempla a la DSP y al DSO con mecanismos de ajustes de ganancias orientadas a objetivos que hagan la red más ecológica y eficiente. La REV prevé un futuro en el que la energía se comercialice entre consumidores y prosumidores (un prosumidor es un consumidor que produce energía además de consumirla). La REV será el telón de fondo para los ingenieros de servicios públicos de Con Edison junto con el equipo de mercadeo para encontrar métodos para compensar el aumento de la demanda de electricidad en Brooklyn y Queens. La DSP y la idea de utilizar soluciones tanto orientadas al consumidor como al servicio público proporcionarán un enfoque de cartera mejorada que permitirá a los planificadores de servicios públicos abordar las necesidades expansivas del sistema. Este enfoque proporciona a los clientes opciones adicionales y garantiza que el servicio público resulte cada vez más sostenible, fiable y energéticamente rentable para sus consumidores. Los neoyorquinos también están muy interesados en soluciones energéticas que permitan reforzar la confiabilidad, especialmente en sistemas como los de baterías, celdas de combustible y dispositivos similares capaces de funcionar de forma independiente durante sucesos que causen cortes de larga duración. (Como el caso del huracán Sandy en 2012, en el que algunos clientes se quedaron sin electricidad durante días y, en las zonas más afectadas por las inundaciones, incluso semanas). La confiabilidad de la red mejorada y la producción de energía limpia acarreará importantes beneficios para quien esté involucrado en el proyecto BQDM; el tradicional planteamiento para expandir el sistema de servicios públicos ya se podrá completar o incluso posponer con una gran cantidad de soluciones.
Revisión de la Demanda Energética Urbana Impulsada por la BQDM De acuerdo con cifras del censo, Brooklyn, Queens, y los otros distritos de la ciudad de Nueva York han presenciado un crecimiento sin precedentes en los últimos cinco años, lo que lleva a un máximo histórico en 2016. Este crecimiento ejerce presión sobre todos los recursos necesarios, especialmente en las zonas que tienen una demanda en rápida expansión de la electricidad. Así que la opción para Con Edison es, o bien incorporar líneas o plantas de servicios públicos, o bien contemplar una combinación de métodos marzo/abril 2017
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Los neoyorquinos están muy interesados en soluciones energéticas que permitan reforzar la confiabilidad, especialmente en sistemas de almacenamiento de energía en baterías, celdas de combustible y dispositivos similares capaces de funcionar de forma independiente.
que ayuden a reducir la demanda de electricidad y a producir electricidad a escala local de forma sostenible. Con Edison desarrolló el programa BQDM en 2014, con una previsión de costo de 200 millones de dólares para aplazar una ampliación de la red de mil millones de dólares. La solución propuesta por Con Edison incluye una cartera de 41 MW de soluciones para el cliente, 11 MW de soluciones para los servicios públicos y una transferencia de carga de 60 MW de las redes BQDM a la subestación y redes adyacentes de Glendale. El valor de tiempo de aplazar mil millones de dólares en la ampliación de sistema durante diez años, junto con los beneficios sociales como la reducción de gases de efecto invernadero, asientan la base de esta inversión. En el plan de implementación de sistema distribuido de Con Edison del 30 de junio de 2016, los servicios públicos propusieron considerar la tradicional transferencia Glendale para una solución orientada al cliente, la cual proporcionaría incluso más beneficios sociales.
Con Edison recibió decenas de respuestas a la solicitud de información para encontrar soluciones en sistemas orientados tanto al cliente como al servicio público. El Gráfico 3 muestra algunos de los planteamientos que se tuvieron en cuenta y se desarrollaron dentro de la zona BQDM. El Gráfico 4 muestra la representación de un sistema de baterías de gran tamaño, ubicado en la propiedad de Con Edison, que se cargará durante las primeras horas de la mañana y se descargará durante las horas nocturnas de máximos, en función de las necesidades, bajo control de los operadores del sistema de Con Edison. A menudo, a la eficiencia energética se le da dado el nombre de producción de bajo costo y, sin duda, es una importante herramienta para reducir la demanda eléctrica, igual que varias de las tecnologías de producción distribuidas como, por ejemplo, las celdas de combustible y las placas fotovoltaicas, que se emplean con el mismo propósito. Aunque la optimización Volt-VAR parece ser un elemento
Cartera BQDM Prevista de 2018 Durante un Día Estival de Máximo de Diseño Batería Libera Energía a la Red
Alivio de Carga (MW)
70
55
Optimización de Voltaje
40
Sistema de Almacenamiento de Energía Distribuida (Batería) Energía Solar Celda de Combustible
25
DR 10 Producción Distribuida (A gas) Eficiencia Energética 10 p.m.-11 p.m.
8 p.m.-9 p.m.
6 p.m.-7 p.m.
4 p.m.-5 p.m.
2 p.m.-3 p.m.
Tarde-1 p.m.
10 a.m.-11 a.m.
8 a.m.-9 a.m.
6 a.m.-7 a.m.
4 a.m.-5 a.m.
2 a.m.-3 a.m.
Cargas de Batería
Medianoche- 1 a.m.
–5
Necesidad Total de Alivio de Carga Atípica de 2018
gráfico 5. El alivio de la carga prevista para 2018 en la zona BQDM. (Imagen cortesía de Con Edison). marzo/abril 2017
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Red Secundaria:
incluso a miles de clientes y suministran energía eléctrica a un ni-
Los servicios públicos eléctricos proporcionan la mayor parte
vel entre 120 y 208 V.
de la energía eléctrica a los consumidores mediante sistemas
La ciudad de Nueva York tiene uno de los mayores despliegues
de distribución radial, como se muestra en el Gráfico S1. Sin
de redes secundarias del mundo, con un porcentaje alto de pre-
embargo, cientos de sistemas de distribución de redes secun-
sencia en Brooklyn y Queens, abastecidos por redes secundarias.
darias (redes) abastecen a los distritos financieros del núcleo
Las redes secundarias son muy diferentes a los sistemas de distri-
urbano y a otras zonas de carga esenciales o con mucha den-
bución radial porque están diseñadas para suministrar cargas con
sidad de carga. El Gráfico S2 muestra el diseño de un sistema
dos o más alimentadores de distribución con las secundarias en-
de distribución de red secundaria que es mucho más comple-
trelazadas mediante numerosas rutas para la capacidad de ener-
jo y costoso que el sistema de distribución radial.
gía eléctrica y la confiabilidad. Para mantener la confiabilidad, los
Los consumidores de servicios públicos abastecidos por
transformadores de red se anudan a las secundarias mediante un
una red son suministrados por una red in situ o por una red de la zona (también conocidas como entramados de red o redes callejeras). Las redes in situ, mostradas en el Gráfico
Subestación de Servicio Público
S3, habitualmente abastecen a un solo edificio o a una parte de un gran edificio y suministran energía eléctrica a un nivel entre 277 y 480 V. Las redes de zona, mostradas en el Gráfico S2, cubren una zona mayor; suelen abastecer a cientos o
Ejemplo de Diseño de Sistema de Distribución Radial (en Bucle)
Alimentador 2
Alimentador 1
Subestación de Servicio Público
Importante: Cualquier transformador o carga de cliente se puede abastecer con cualquier alimentador que dependa de las posiciones de los interruptores.
Ejemplo de Sistema Zonal de Distribución de Red Leyenda Transformador Interruptor Cerrado Interruptor Abierto Circuito Secundario Alimentador Principal Carga del Cliente Conmutador de Subestación
gráfico S1. Ejemplo de un sistema de distribución radial. (Imagen cortesía de NREL).
menor del conjunto de soluciones general, el Gráfico 5 muestra que los programas de optimización de voltaje tendrán un impacto considerable en demandas máximas en la zona BQDM. Gracias a que las tres redes alimentadas por la subestación de Brownsville alcanzan su máximo por la noche, 52
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M
Instalación del Cliente Leyenda M Medidor de Transformador Servicio Público de Red Trifásica Protector de Red Red Secundaria Alimentador Primario
Carga del Cliente
Fusible Conmutador Conmutador de Subestación
gráfico S2. Ejemplo de un sistema zonal de distribución de red secundaria. (Imagen cortesía de NREL).
la contribución de la energía fotovoltaica a la cartera de 2018 no parece relevante (en comparación con la eficiencia energética, la DR, el almacenamiento y la producción eléctrica de gas distribuida). El Gráfico 5 muestra como las diversas FED probablemente se conseguirán y descargarán en el transcurso de un día de carga máxima. Se marzo/abril 2017
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más importante para medir y rastrear el rendimiento del sistema en general. dispositivo conocido como protector de red que está ideado para desconectarse rápidamente en caso de una falla ascendente y para impedir flujos de energía eléctrica inversa mediante la red secundaria. Debido a este diseño, ambos tipos de redes presentan desafíos para cualquier sistema FED que exceda la demanda de los clientes y, así, proporcionar flujo de potencia inversa de nuevo a la red. IEEE 1547.6 es la práctica estándar recomendada para la interconexión de sistema de FED con redes in situ y callejeras. Además, el estándar ofrece orientación para una interconexión segura y para la conservación de la confiabilidad. Con Edison ha abordado el desafío de interconexión mediante la modificación de ajustes de relé protector de red para permitir cantidades relativamente pequeñas de flujo de energía eléctrica inversa, mientras se sigue desactivando de la línea cuando ocurre una falla en la red. Este tipo de desarrollo de la arquitectura ha ayudado a Con Edison a propiciar cada vez más FED y a avanzar hacia los objetivos de la REV del estado de Nueva York, así como hacia los objetivos estatalesde estándares de cartera renovable. Ejemplo de Sistema de Distribución de Red In Situ
Alimentador 3
Alimentador 2
Alimentador 1
Subestación de Servicio Público Hacia Otros Transformadores de Red Leyenda
M Cliente
M
Transformador de Red Trifásica Protector de Red Alimentador Primario Medidor de Servicio Público Bus Secundario Fusible Conmutador Conmutador de Subestación
gráfico S3. Ejemplo de un sistema de distribución de red secundaria in situ. (Imagen cortesía de NREL).
espera que las fuentes, como la eficiencia energética, se mantengan hasta mucho después de la fecha necesaria de 2018, mientras que la DR estará disponible solo durante los años en los que esté contratada. A medida que se construyen más FED y se vinculan a la red, el seguimiento y la verificación de la productividad de FED será cada vez marzo/abril 2017
Los Planteamientos de Planificación Típicos para el Crecimiento de Carga, la Integración de FED y la Planificación Integrada de Recursos Los departamentos de EDP tradicionalmente se han encargado del seguimiento de los niveles de carga de subestaciones y de la alimentación de la distribución, así como de la cuidadosa previsión del consumidor y de la medición del crecimiento de carga para asegurar un suministro de electricidad seguro, fiable y rentable. A medida que crece la carga, se incorporan nuevos circuitos de distribución y otras infraestructuras antes de que el sistema se sobrecargue. Sin embargo, estos enfoques tradicionales de la EDP están sometidos a presión para que cambien (desde un punto de vista práctico y, a menudo, también desde un punto de vista regulador). Hoy en día, los departamentos de planificación disponen de un conjunto de herramientas mucho mayor para intervenir, pero a menudo es muy difícil elegir la solución más rentable, duradera y confiable de esta colección de posibles opciones. Este es, en teoría, el objetivo de la planificación de recursos integrados (IRP, por sus siglas en inglés), pero nunca antes la solución prevista fue tan prolífica como lo es ahora ni existió un impulso externo semejante para implementar medidas alternativas (vea “Red Secundaria”). La evaluación de medidas alternativas requiere nuevas herramientas mejoradas que vayan más allá de los estudios de planificación de máximos de carga para abordar las complejidades temporales y espaciales introducidas por las FED. La REV ha ordenado a los servicios públicos de Nueva York que publiquen los planes informativos de sistemas distribuidos que explican la forma en que integran las FED en sus procesos de planificación de distribución y cómo cada servicio público construirá su DSP para cumplir con esta visión. Una idea que se entiende cada vez más y que usan los ingenieros de distribución eléctrica es la de las simulaciones de series de tiempo en estado casi estacionario (QSTS, por sus siglas en inglés), las cuales se centran en la dinámica de sistemas más lentos (de segundos a horas) concretando a la larga soluciones de estados estacionarios. Las QSTS para la distribución se introdujeron en un inicio a través de herramientas de investigación de código abierto, pero actualmente las han acogido las plataformas de software comercial. Algunos casos en los que las QSTS han demostrado sus ventajas son los estudios de capacidad de alojamiento fotovoltaico, el almacenamiento distribuido y la descarga de producción, la evaluación de escenarios VVO y metodologías, y la implementación de la DR; todas estas tecnologías tienen un aspecto temporal en relación con las operaciones que no se pueden captar a través de la metodología de previsión y planificación de máximos tradicional. Más allá de la QSTS, se han logrado avances considerables para IEEE power & energy magazine
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herramientas en los estudios de cortocircuitos de producción distribuida, la dinámica de equipos trifásicos, la alternación y reconfiguración de alimentadores, las representaciones de carga, la armonía y análisis de calidad energética y la variedad de zonas suplementarias que contribuyen al proceso de planificación de distribución. A medida que estas herramientas de diseño de distribución se vuelvan más complejas, requerirán importantes inversiones en tiempo y capacitación, las cuales escasean en la mayoría de servicios públicos. Para los ingenieros de EDP, pedirles que incorporen estos nuevos métodos y habilidades (además de desarrollar su trabajo diario) resulta todo un reto y requerirá de interrelaciones de alto nivel para ayudar a materializar los resultados de ingeniería en planes factibles. Un ejemplo de ello es el marco de modelado abierto (OMF, por sus siglas en inglés) de la asociación de cooperativas eléctricas rurales nacionales, el cual se basa en herramientas de código abierto y de acceso público. El OMF separa al usuario de los análisis de ingeniería mediante la automatización de gran parte del proceso de diseño y simulación y luego va extendiendo niveles de rentabilidad por todo el análisis de ingeniería. Esto permite al ingeniero de EDP comparar cómo diferentes soluciones o niveles de soluciones múltiples afectan a la confiabilidad y al costo al tiempo que incorpora la precisión de ingeniería necesaria. Aunque esto no sustituye al análisis de ingeniería que se necesita para la implementación, sí que permite al personal del servicio público centrarse en lo esencial del proceso IRP (mediante la determinación de la solución más duradera y rentable) con un gran nivel de confianza. El desarrollo de esta herramienta ofrece gran oportunidad para crecer y transformar la manera en que la industria de electricidad aborda estas cuestiones.
Planificación del Sistema de Distribución Eléctrica en el Futuro La EDP tradicional utiliza un enfoque de previsión de carga para predecir con precisión el aumento de demanda de energía eléctrica y, a continuación, orientar el diseño de alimentadores de distribución y extensiones de línea para abastecer esas nuevas cargas. Los ingenieros de EDP trabajan codo con codo con los planificadores de subestación y transmisión para proporcionar la suficiente habilidad para abastecer nuevas cargas tanto en el sistema de transmisión como en la subestación. Sin embargo, las “soluciones no inalámbricas” que presenta la construcción de nuevas infraestructuras de servicios públicos ya no son la única alternativa y a los servicios públicos como Con Edison se les reclama una infinidad de soluciones inalámbricas que reduzcan eficien-
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temente la demanda de máximos del sistema y compensar potencialmente la costosa distribución y las expansiones del sistema de transmisión. Los enfoques tradicionales de planificación de distribución aportan confiabilidad y, como mínimo, un factor de contingencia N-1 para el funcionamiento fiable del sistema. Aun así, las soluciones innovadoras e inalámbricas no encajan en los planteamientos habituales de la EDP. Depender de soluciones de la “gestión particular”, así como de soluciones de los servicios públicos, para ayudar en la gestión de demandas máximas puede conllevar un nivel de riesgo para los servicios públicos, ya que tendrían un control limitado sobre las soluciones de particulares. Sin embargo, es fundamental que los servicios públicos confíen en sus consumidores y socios energéticos para mantener sus niveles de confiabilidad de servicio en adelante. Si tiene éxito, el programa BQDM fortalecerá los debates reguladores y de servicios públicos acerca de cómo planear de forma efectiva el crecimiento de FED y de carga en un futuro y, probablemente, cambiará determinadas metodologías que servicios públicos y reguladores consideran que tienen recorrido.
Lecturas Complementarias S. P. De Martini y L. Wang. (2016). Data and the electricity grid: A roadmap for using system data to build a plug and play grid [En línea]. Disponible en: http://morethans___________ mart.org/wp-content/uploads/2016/10/MTS-System-Data______________________________________ Paper.pdf ______ T. Lindl, K. Fox, A. Ellis, y R. Broderick. (mayo de 2013). Integrated distribution planning concept paper [En línea]. Disponible en: http://www.irecusa.org/publications/integrated______________________________ distribution-planning-concept-paper/ _______________________ P. De Martini. (agosto de 2016). Integrated distribution planning. ICF International. [En línea]. Disponible en: http://energy.gov/sites/prod/files/2016/09/f33/DOE%20 MPUC%20Integrated%20Distribution%20Planning%20 _______________________________________ 8312016.pdf ________ DOE Grid Modernization Laboratory Consortium [En línea]. Disponible en: _______________________ http://energy.gov/under-secretary-science-and-energy/doe-grid-modernization-laboratory-con______________________________________ sortium-gmlc-awards ______________
Biografías Michael Coddington pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. Damian Sciano pertenece a Con Edison, Nueva York. Jason Fuller pertence a Pacific Northwest National Laboratory, Richland, Washington. p&e
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Sheraton Grand Chicago
Energizing a More Secure, Resilient & Adaptable Grid Register Now for the 2017 PES General Meeting in Chicago, IL The 2017 IEEE Power & Energy Society General Meeting will be held from July 16-20, 2017 at Sheraton Chicago Hotel and Towers. Registration is now open! The PES General Meeting attracts over 3,400 professionals from every segment of the electric power and energy industries. It features a comprehensive technical program, including super sessions, panel sessions, tutorials, a student program, companion activities, and more!
As always, IEEE PES has put together an outstanding program, with Super Sessions addressing such topics as: 8620%,%4%-21!-$0)$ %1)+)%-#7 8-%0'7 2.0!'% 87"%0!-$ (71)#!+ %#30)27 8)120)"32%$%-%0!2).- %'3+!2).--')-%%0)-'.$%+)-' and Impacts
.-2,)112()11/%#2!#3+!0%4%-2,!*%7.30/+!-1-.52.!22%-$ %+..*&.05!0$2.1%%)-'7.3)- Chicago!
IEEE PES – More Power to the Future!
For more information visit: pes-gm.org/2017 Previous Page | Contents | Zoom in | Zoom out | Front Cover | Search Issue | Next Page
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La Información Geográfica Es Poder Por Jairo Quirós-Tortós, Gustavo Valverde, Andrés Argüello y Luis (Nando) Ochoa Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637158 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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1540-7977/17©2017IEEE
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IMAGEN AUTORIZADA POR INGRAM PUBLISHING
L
LAS ECONOMÍAS DE ESCALA, LOS INCENTIVOS Y LOS AVANCES tecnológicos han hecho que los sistemas de energía fotovoltaica (PV, por sus siglas en inglés) sean más asequibles y habituales en los países desarrollados. Sin embargo, en América Latina, el costo y la regulación siguen siendo barreras para su adopción generalizada, particularmente, por clientes residenciales y comerciales. En Costa Rica, desde hace muy poco ha habido interés en instalaciones fotovoltaicas en tejados gracias a un importante proyecto piloto que el Instituto Costarricense de Electricidad, el administrador de la producción, el operador del sistema de transmisión y uno de los ocho operadores de red de distribución (DNO, por sus siglas en inglés) llevaron a cabo entre 2010 y 2015. Los cientos de instalaciones involucradas en este proyecto crearon el impulso que necesita la emergente industria local de energía PV para impulsar cambios en el marco regulatorio y manifestar los beneficios económicos, dados los relativamente altos precios de la electricidad. Aunque este proyecto solo representó una penetración modesta de la energía PV, el ICE reconoció que la capacidad de los circuitos de distribución para acoger instalaciones fotovoltaicas en tejados debería evaluarse adecuadamente. Esto provocó que el Ministerio de Ambiente y Energía creara un nuevo requisito importante para los DNO costarricenses: la capacidad de acoger producción de los circuitos de distribución debería cuantificarse considerando un conjunto integral de estudios, la mayoría de los cuales requieren modelos de red detallados. La diversidad en la capacidad instalada de instalaciones fotovoltaicas en tejados (de unos pocos a cientos de kilovatios), así como en los voltajes a los que están conectados (de media y baja tensión), significa que los DNO en Costa Rica —y muchos otros alrededor del mundo— deben disponer de estudios de red que no solo cubran grandes áreas, sino que también modelen adecuadamente clientes de pequeña y gran escala. Para lograrlo con éxito, los DNO costarricenses han colaborado con la Universidad de Costa Rica en un proyecto pionero para desarrollar herramientas de simulación avanzada de código abierto que integran datos y software de análisis de red de distribución de diversos sistemas de información geográfica (SIG) que incluyen información muy valiosa sobre los componentes de la red de distribución y los clientes almacenados por los DNO, que van desde la irradiancia solar hasta las estadísticas socioeconómicas. Este artículo repasa los diferentes aspectos a considerar al integrar fuentes de datos de SIG y software de análisis de red de distribución. Se describen los desafíos prácticos que implican errores de datos y modelado, soluciones adoptadas y, en última instancia, herramientas de código abierto desarrollados para los DNOs costarricenses que emplean Quantum GIS (QGIS), OpenDSS y Python. El uso de estas herramientas, creadas para evaluar la afectación de los sistemas de energía PV, se muestran en una red de distribución real a gran escala situada en el área metropolitana de Costa Rica.
El Uso de Sistemas de Información Geográfica para Valorar las Instalaciones Fotovoltaicas de Tejados en Costa Rica
Cuanto Más Verde, Mejor
Costa Rica es un país de Centroamérica con casi cinco millones de habitantes. Su sector eléctrico se caracteriza por una mezcla de producción altamente renovable y por un acceso nacional a la electricidad por encima del 99%, proporcionada por los ocho DNO (ver Gráfico 1 para sus ubicaciones), todos ellos regulados por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP). Costa Rica se ha comprometido a producir electricidad proveniente de fuentes renovables, especialmente de la energía hidráulica. En el año 2015,
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unidades de autogeneración instaladas por los clientes residenciales, comerciales e industriales que han encontrado una oportunidad atractiva para sustituir parte o toda la energía vendida por los DNO. Costa Rica dio sus primeros pasos en la producción distribuida en 2010, cuando el ICE lanzó un proyecto piloto de cinco años que esperaba acoger hasta 10 MW para las unidades de autogeneración en su área de concesión. El proyecto ofreció condiciones muy Leyenda atractivas, por un período fijo de CNFL COOPEALFARO 15 años, a los clientes que decidieJASEC ron instalar un sistema de producCOOPESANTOS ción en sus dependencias. Estos ESPH clientes quedaron exentos de los COOPELESCA costos de instalación o las tarifas COOPEGUANACASTE ICE de acceso, al quedar cubiertos por el DNO. 50 0 50 100 150 200 km El proyecto piloto se diseñó para ser un laboratorio viviente con el objetivo de generar comgráfico 1. Las zonas autorizadas de los DNO en Costa Rica. prensión técnica y comercial para el personal del ICE. Al final del aproximadamente el 80% de la capacidad total instalada proyecto en el año 2015, habían participado 366 clientes: un (que supera los 3 GW) procedió de tecnologías renovables total de 3.050 kW conectados de forma efectiva a la red y (ver Tabla 1). En términos de energía, el 99% de la pro- 8.220 kW a la espera de los permisos de conexión. Debido ducción total (10,6 TWh) se obtuvo a partir de fuentes de a las favorables condiciones climáticas de Costa Rica, las energía limpía: el 75% de la energía hidráulica, el 10% de instalaciones fotovoltaicas en tejados resultaron ser la tecnola eólica, el 13% de la geotérmica, el 1% de combustibles logía más atractiva para la autogeneración, tal como puede fósiles y cerca del 1% de otras tecnologías (bioenergía y apreciarse en la Tabla 2. Este proyecto piloto no solo ayudó al DNO a gaenergía solar). Durante muchos años, esta producción fue propiedad del nar experiencia técnica y comercial, sino que también ICE, que también la administró, y se complementaba con fortaleció, en aquel entonces, el incipiente mercado de pequeños generadores privados y algunos generadores dis- energía PV en tejados y aumentó el número de vendetribuidos a escala de servicios públicos. Sin embargo, esto dores. El nivel de penetración y concentración de las insha cambiado debido a la penetración cada vez mayor de talaciones fotovoltaicas era tan bajo que no era posible
tabla 1. Capacidad de producción instalada por tecnología (2015). Tecnología
58
tabla 2. Resultados del proyecto piloto realizado por el ICE.
Capacidad Instalada (%) Tecnología
Número de Clientes
Total de Kilovatios
Energía Solar
360
6.758,85
Energía Solar + Eólica
2
5,38
Energía Solar
0,03
Energía Eólica
9,07
Energía Hidroeléctrica
63,09
Bioenergía
1,30
Bioenergía
1
4.500
Energía Geotérmica
7,09
Energía Eólica
1
2
En. de Combust. Fósiles
19,42
Energía Hidroeléctrica 2
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El poder de un SIG está en la capacidad de usar muchos tipos de datos relacionados con la misma zona geográfica, esto es, mediante la combinación de distintos conjuntos de datos dentro de una única plataforma. cuantificar o presenciar ningún impacto en la red causado por las nuevas instalaciones. Aunque no formaba parte del plan original, el proyecto piloto despertó el interés de los consumidores suministrados por otros DNO. En concreto, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) —un DNO del área metropolitana de Costa Rica— hizo frente a una cantidad cada vez mayor de clientes que pedía permiso para instalar sistemas de energía PV en tejados (ver Gráfico 2). Aunque las condiciones comerciales no eran tan buenas como las ofrecidas a los clientes como parte del proyecto piloto del ICE, los medios de comunicación locales y los vendedores de instalaciones fotovoltaicas desempeñaron una función importante en la promoción de la tecnología en todo el país. Esto empujó a la ARESEP (la reguladora) y al Ministerio de Ambiente y Energía a crear nuevas normas y modificar los reglamentos existentes para dar cuenta de los nuevos actores en el escenario costarricense de electricidad: los autogeneradores.
Dar cuenta de la autogeneración no fue, sin embargo, tan sencillo y directo como el público general y la Asociación Costarricense de Energía Solar esperaba en un inicio. Tomó cerca de tres años de consultas y cambios en la regulación antes de que el Ministerio de Energía y Medioambiente publicara el actual conjunto de normas, junto con las tarifas de acceso a la red determinadas por la ARESEP. Estas tarifas de acceso se crearon para cubrir los costos fijos de la red, que comparten todos los clientes.
La Información Geográfica Es Poder El poder de un SIG está en la capacidad de usar muchos tipos de datos relacionados con la misma zona geográfica, esto es, mediante la combinación de distintos conjuntos de datos dentro de una única plataforma. En la última década, los DNO costarricenses han estado utilizando los SIG para gestionar los datos de referencia geográfica de componentes de red (por ejemplo, la ubicación y la capacidad de transformadores, y
Leyenda Producción Distribuida (kW) 0,2–1,6 1,6–3,5 3,5–5,5 5,5–7,6 7,6–12,7 12,7–22,0 22,0–53,0 53,0–64,8 Área de Concesión Cantón
gráfico 2. Ubicación de las instalaciones fotovoltaicas en tejados en la CNFL (a partir de principios de 2015). marzo/abril 2017
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Herramienta 1
Datos Red
Corrección Error GIS Automático
Corrección Error GIS Manual
Herramienta 2 GIS Combinado
Transmisión a Modelos Eléctricos Creación y Asignación de Perfiles de Producción y Carga
Meteorológica
Socioeconómica
Alta Resolución, Perfiles Realísticos Herramienta 3 Estudios de Red Detallados Herramienta 4 Visualización de Resultados
gráfico 3. Integración de un SIG y análisis de red en una sola plataforma.
la longitud, el espaciado y el tipo de conductores) y de los clientes (por ejemplo, el punto de conexión, el tipo y el promedio de consumo mensual de energía). Sin embargo, para fines de análisis de red de distribución, estos datos solo se han adoptado para actualizar manualmente los modelos de redes de media tensión (M. T.) desarrollados en un paquete de software comercial independiente. Los circuitos de baja tensión (B. T.) y, por tanto, los clientes pertinentes, nunca se han modelado en profundidad. Si bien este enfoque simplificado ha sido efectivo hasta ahora, la evaluación de impacto de instalaciones fotovoltaicas en tejados conectadas a voltajes diferentes requiere el modelado de los circuitos de una manera más sofisticada. Además de modelar simultáneamente los activos de B. T. y M. T., se puede sacar provecho del consumo del cliente y de los datos de ubicación para producir perfiles de carga diarios realistas. Los datos sociodemográficos de la zona también se pueden obtener para estimar los tamaños y ubicaciones potenciales de los sistemas de energía PV en tejados. Finalmente, se pueden producir perfiles de producción de energía PV al combinar estos con la irradiancia de referencia geográfica de las bases de datos meteorológicos. Al establecer todos estos grandes conjuntos de datos en una única plataforma de SIG y luego, integrarla con un software de análisis de red de distribución, no es algo trivial y requiere procedimientos claramente definidos.
Transformador Desconectado
Línea de M. T. Carga Desconectada Línea de B. T. Transformador Red de B. T. Desconectada Carga
gráfico 4. Típicos Errores en los Datos de SIG. 60
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Integración de los SIG y Análisis de Red Se requiere una serie de pasos para integrar con éxito los SIG y el software de análisis de red de distribución (ver Gráfico 3; las herramientas se explicarán en una sección posterior). Como cada base de datos viene con diferentes tipos de errores, desde conectividad hasta etiquetado no estandarizado o pérdida de datos, el primer paso es identificar y, siempre que sea posible, corregirlos automáticamente. En general, los criterios de ingeniería son fundamentales para definir un nivel aceptable de exactitud al corregir estos errores. El siguiente paso es combinar los datos de las diversas fuentes correspondientes para tener un solo punto para la recuperación de datos y así facilitar los intercambios. Para crear los modelos eléctricos de los circuitos, caracterizar la demanda de electricidad y producir los perfiles de producción de energía PV, la Universidad de Costa Rica utilizó los datos de proyecto correspondientes a los activos y clientes de la red (de los DNO), la irradiación solar (de la oficina meteorológica) y las estadísticas socioeconómicas (del último censo nacional). Estas bases de datos se combinaron usando el QGIS, una de las herramientas gratuitas y de código abierto más populares para sistemas geográficos y totalmente compatible con el software comercial utilizado por los DNO de Costa Rica. La transición desde los SIG hasta los modelos eléctricos tiene lugar y depende totalmente del software de análisis de red de distribución adoptado (cada uno de los cuales tiene su propia manera de definir modelos eléctricos). En este proyecto, el software libre y de código abierto OpenDSS, desarrollado por el Electric Power Research Institute con base en EE. UU., se utilizó para modelar y analizar redes de distribución; se seleccionó debido a su flexibilidad y a la posibilidad de interactuar con otros programas a través de la interfaz del Component Object Model (COM). Dentro de este paso, también se realiza una simple pero importante evaluación socioeconómica mediante el consumo de energía mensual y la ubicación geográfica de los clientes. Esto permite la creación de perfiles de carga realistas y determinar si los clientes marzo/abril 2017
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Los errores relacionados con la posición geográfica de objetos conllevan un desafío diferente: garantizar que la conectividad física de cualquier elemento eléctrico se refleje en el SIG. instalarían sistemas de energía PV en tejados (cuanto mayor sea el consumo, más probable será la instalación). El tamaño más adecuado para la instalación de sistemas fotovoltaicos y el correspondiente perfil de producción también se pueden determinar con estos datos. El último paso en la integración de los SIG y el software de análisis de la red de distribución es hacer que el QGIS y OpenDSS se comuniquen entre sí para llevar a cabo estudios específicos de red, que pueden ir desde instantáneos a estudios de flujos de potencia diarios y anuales. El lenguaje de programación de código abierto Python se utilizó para integrar el QGIS y OpenDSS, así como para dirigir sus tareas. Gracias a la visualización del software del SIG, los resultados correspondientes pueden presentarse de una manera intuitiva y fácil de entender tanto para personas con conocimientos técnicos como sin ellos.
Desafíos Prácticos Un aspecto fundamental en la integración de datos de SIG es garantizar que todas las capas utilizan el mismo sistema de coordenadas proyectado. Pero también es importante que los formatos de archivos de los SIG sean compatibles entre sí; el ráster, la red de vector y los archivos de datos geográficos son comunes. Sin embargo, el aspecto más desafiante es que los SIG de los DNO y de otras organizaciones son propensos a errores humanos y técnicos, que pueden relacionarse con los datos mismos o la posición geográfica de los objetos. Los errores de datos incluyen componentes con atributos incorrectos o perdidos, el etiquetado no estandarizado de componentes y la incorrecta asignación de fases. Por ejemplo, en los datos de los SIG de los DNO costarricenses, los transformadores solían presentar capacidades iguales a 0 kVA, mientras que los conductores del mismo tipo se etiquetaban de forma distinta. En ocasiones, resultó que los segmentos trifásicos estaban alimentados por una sección monofásica. En general, estos errores de datos y otros similares pueden resolverse en su mayoría de forma manual mediante filtros, datos habituales y conocimiento de ingeniería de los DNO. Los errores relacionados con la posición geográfica de objetos conllevan un desafío diferente: garantizar que la conectividad física de cualquier elemento eléctrico se refleje en el SIG. Por ejemplo, las diferencias en las coordenadas de cargas y cables de servicio; los transformadores y cables o líneas de M. T.; y los puntos finales de segmentos conectados de cables o líneas son errores comunes. Para ilustrar esto, el Gráfico 4 muestra la desconexión de una carga al cable de servicio, de un transformador de distribución al circuito de B.T. y de dos segmentos de línea B.T. Dado el volumen de marzo/abril 2017
los datos, resolver estos problemas requiere no solo enfoques automáticos, sino enfoques sofisticados que explotan las particularidades topológicas de las redes de distribución. Para hacer frente a esto, la Universidad de Costa Rica adoptó una serie de reglas que utilizan kdtree (una estructura de datos para organizar y gestionar datos espaciales) y algoritmos basados en la teoría de grafos para buscar elementos eléctricos desconectados en el SIG y para reconectarlos cuando sea posible. Los errores en el orden de milímetros eran comunes en los datos de los SIG de los DNO costarricenses. Finalmente, es importante destacar que la creación de modelos OpenDSS (o cualquier otro paquete de software) de datos de los SIG requiere definir las características eléctricas de los componentes de red (por ejemplo, impedancias de los conductores y transformadores). Sin embargo, esta información no suele estar disponible en el SIG de los DNO de Costa Rica y debe obtenerse de otras bases de datos (por ejemplo, de datos típicos u hojas de datos del fabricante). Dependiendo del tipo de estudio a realizar, podría necesitarse información adicional. Por ejemplo, la capacidad de cortocircuito en las subestaciones (esencial en el análisis de fallas) no estaba en el SIG y se solicitó a los DNO.
Herramientas en Acción Según lo mencionado previamente, a principios de 2016, el Ministerio de Ambiente y Energía pidió a todos los DNO que llevaran a cabo estudios de red detallados para identificar la capacidad de acoger generación distribuida en sus circuitos. Esto condujo a una colaboración entre los DNO y la Universidad de Costa Rica para desarrollar una plataforma que integra el SIG correspondiente con el software de análisis de red de distribución. Esta plataforma está formada por cuatro herramientas presentadas en bloques en el Gráfico 3 y descritas en detalle más adelante. Estas herramientas se desarrollaron con QGIS, OpenDSS y Python, y fueron diseñadas para ayudar a los DNO con la corrección de datos, el modelado, los estudios de la red y la visualización de resultados. Antes de utilizar estas herramientas, los usuarios deben combinar todos los datos socioeconómicos, meteorológicos y de red en un proyecto particular de QGIS y habilitar la interfaz COM en el QGIS. Aunque las herramientas se ejecutan secuencialmente, las herramientas de corrección y modelado solo son necesarias la primera vez que se procesan los datos. Las herramientas de análisis y de visualización de red se ejecutan tantas veces como los estudios requeridos. ✔ Herramienta 1. Corrección de datos del SIG: Esta herramienta detecta errores comunes en los datos de IEEE power & energy magazine
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Leyenda Subestación Línea de M. T. Transformador de M.T. y B.T. Línea de B. T.
500
0
500
1.000 1.500 2.000 m
gráfico 5. Red de distribución real.
3.000 2.500
2.500 2.000 1.500
2.000 1.500 1.000 500
1.000
0
0 40 0 60 0 80 0 1. 00 1. 0 20 1. 0 40 1. 0 60 1. 0 80 2. 0 00 0
0 500
20
Número de Clientes
3.000
2. 0 00 4. 0 00 0 6. 00 8. 0 0 10 00 .0 0 12 0 .0 14 00 .0 0 16 0 .0 18 00 .0 00
0
kWh por Mes (a) 3.000
Número de Clientes
3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500
2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 0
2
4
6
8 10 12 14 16 18 20
0 0 20 40 60 80 100 Máximo de kW de la Instalación Fotovoltaica (b)
gráfico 6. Histogramas de (a) consumo energético y (b) capacidad definida de instalaciones fotovoltaicas. 62
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la red y corrige los que pueden resolverse sin intervención del usuario. La ubicación exacta y el tipo de errores que no pueden resolverse automáticamente se registran para que los usuarios puedan modificar manualmente los datos de los SIG debidamente. Esta herramienta será necesaria solo cuando los datos de la red no se hayan corregido con anterioridad; varias ejecuciones no solucionarán más errores. ✔ Herramienta 2. Conversión de los SIG a modelos eléctricos: Esta herramienta utiliza algoritmos avanzados para conectarse y producir los correspondientes modelos de transformadores de distribución, cargas y líneas de B. T. y M. T. Para cada cliente, la herramienta crea y asigna un perfil de carga de series de tiempo mediante la ubicación correspondiente y el consumo mensual de energía. Dado que la demanda en Costa Rica cambia principalmente entre días laborables y fines de semana (los cambios estacionales están limitados y, por lo tanto, la demanda varía poco de un mes a otro), solo se genera un perfil para los días laborables y otro para los fines de semana. Para crear estos perfiles, la herramienta utiliza una caracterización estadística de la demanda derivada de los datos de análisis de la calidad energética de más de 1.000 clientes residenciales y de más de 400 clientes industriales o comerciales de todo el país recopilados por la ARESEP en colaboración con la Universidad de Costa Rica. La herramienta 2 también modela los sistemas de PV actuales, siempre que se disponga de una capa de SIG con ubicación, capacidad y tipo de panel (por ejemplo, estándar, de capa fina o de primera calidad) esté disponible (los DNO costarricenses están obligados a almacenar esta información). La creación de estos archivos se explica más adelante en el artículo “Constructor de Modelos de Red de Distribución para OpenDSS en el Software de Código Abierto del SIG”. Los datos de entrada son las capas corregidas del SIG del circuito (que resultan de la Herramienta 1). Esta herramienta se requiere solo una vez y cuando el modelo de red no se ha creado antes; varias ejecuciones no producirán modelos distintos. ✔ Herramienta 3. Analizador de Redes de Distribución: Esta herramienta integra OpenDSS con el QGIS. Fundamentalmente, permite añadir más instalaciones fotovoltaicas a la red para llevar a cabo estudios de impacto con niveles de penetración más altos que los actuales para que finalmente la capacidad de acogida del circuito pueda ser calificada. Para ello, el usuario introduce el nivel de penetración de la energía PV (en kilovatios) y la herramienta determina la ubicación y la capacidad óptima de las instalaciones fotovoltaicas en base a una valoración económica. El informe publicado por el Ministerio de Ambiente y Energía explica en detalle esta valoración económica. Los marzo/abril 2017
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5 4,5
1,08 1,06 Tensión (p.u.)
4 3,5 3 Reducción de 1,26 MW 2,5
1 0,98
0,94
1,5
Límite Inferior
Momento del Día
gráfico 7. Demanda de circuito sin y con 1,5 MW de instalaciones fotovoltaicas (durante un fin de semana de mayo).
:0 0 00
:0 0 21
:0 0 18
:0 0 15
:0 0
:0 0 12
09
:0 0 06
:0 0 03
:0 0
:0 0 00
:0 0 21
:0 0
:0 0
18
15
:0 0
:0 0
:0 0 12
09
06
03
:0 0
0,92
:0 0 00
1,02
0,96
Sin En. PV Con En. PV
2
Límite Superior
1,04
00
Potencia Activa (MW)
1,1
~12% Reducción de Energía
Momento del Día
gráfico 8. Voltajes diarios en puntos de conexión de cliente (durante un fin de semana de mayo).
lores de los voltajes de barra y carga de línea, mapas datos de entrada de este analizador de red de distribude calor para identificar zonas con problemas de carga ción basado en OpenDSS corresponden a los modede línea y/o voltaje, animación de resultados durante los eléctricos creados mediante la herramienta 2, así todo un período determinado, y ventanas emergencomo a la potencia activa y reactiva demandada por tes de elementos específicos con más resultados (por el circuito (cuya información también proporciona el ejemplo, potencia activa y reactiva, cargabilidad). Esta DNO local). Este último se utiliza en un algoritmo de herramienta puede utilizarse inmediatamente después asignación de carga implementado como parte de esta de la herramienta 3 para visualizar los nuevos resultatercera herramienta y en el que la demanda del cirdos correspondientes. cuito se igualan con la de las pérdidas más las cargas. Para que los DNO costarricenses mejoraran la aceptaEsta herramienta se puede ejecutar tantas veces como sea necesario para evaluar cada uno de los estudios bilidad de las herramientas, se diseñó una interfaz gráfica de impacto y las penetraciones de energía PV de inte- de uso sencillo para cada uno de ellos. Además, la naturarés. Actualmente, la herramienta puede ejecutar flujos leza de código abierta de las herramientas hace posible la de potencia instantáneos, diarios, anuales y armónicos, así como estudios de cortocircuitos. Los resultados correspondientes se almacenan como capas en el QGIS, para que puedan utilizarse con la herramienta de visualización. ✔ Herramienta 4. Visualización de los impactos: La En. PV Sobretensión cuarta herramienta permite a los DNO visualizar los resultados de los estudios de impacto dentro de QGIS, haciendo que la identificación de líneas y barras con problemas sea sencilla y eficiente. Hasta ahora, se han implementado algunas maneras diferentes de visualizar los resultados: una gráfico 9. Barras con tensiones por encima del límite superior al mediodía (durante clasificación basada en co- un fin de semana de mayo). marzo/abril 2017
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Un aspecto fundamental para cuantificar estos efectos de forma mucho más realista fue la utilización de datos socioeconómicos (consumo de energía y datos del censo nacional) al ubicar y dimensionar las instalaciones fotovoltaicas. implementación de otras mejoras y/o cambios para cumplir con los requisitos específicos de los DNO. Actualmente, se utilizan las herramientas en diferentes tipos de redes de distribución, desde las rurales a las urbanas, por lo que constantemente se destaca su efectividad en la solución de la mayoría de las particularidades de las redes de Costa Rica. Para ilustrar el uso de las herramientas, se utilizará la gran red urbana que figura en el Gráfico 5. Provee a más de 5.000 clientes (M. T. y B. T.) y se encuentra dentro del área de concesión de la CNFL. La primera herramienta, que utiliza como entrada solo los datos de SIG relacionados con la red de distribución, solucionó todos los problemas de conectividad y registró todos los transformadores con capacidades inapropiadas (0 kVA), que se cambiaron manualmente basándose en las prácticas de la CNFL. Los datos corregidos se combinaron entonces con los datos meteorológicos y socioeconómicos para producir los datos combinados del SIG, los cuales sirven después como entrada a los modelos eléctricos. La segunda herramienta transfirió el circuito de distribución de 34,5 kV disponible en el SIG a un modelo de OpenDSS. Este modelo contiene 1.638 barras de M. T., 827 chapters de línea de M. T., 204 transformadores de M. T. y B. T., 11.174 barras de B.T., 11.053 chapters de línea de B. T. y 6.078 cargas de B. T. Según el SIG, existen 24 km de chapters de línea de M. T. y 87,49 km de chapters de línea de B. T. Para cada tipo de día (entre semana o fin de semana), la Herramienta 2 creó y asignó perfiles de carga a los clientes de la red basándose en su consumo energético mensual promedio, disponible en el SIG de los DNO de Costa Rica. El Gráfico 6(a) muestra el histograma de consumo de este circuito. Ningún sistema de energía PV se conectó a este circuito. Tomando un fin de semana de mayo como ejemplo, el Gráfico 7 muestra el perfil de potencia activa total de la red (el caso sin energía PV). La tercera herramienta ejecutó entonces un flujo de potencia diario para cuantificar la afectación de las instalaciones fotovoltaicas. Las DNO deben definir la penetración de PV y el día a ser investigado. A título de ejemplo, se adopta aquí una penetración de 1.500 kW (aproximadamente el 30% del máximo de demanda). La herramienta 3 utiliza el consumo de energía y la irradiancia solar para determinar qué clientes tienen más probabilidades de instalarse un sistema fotovoltaico por motivos económicos. Se constató que 486 clientes (cerca del 8% en el circuito) tendrían que instalarse un sistema fotovoltaico para hacer posible la penetración de 1.500 kW. El Gráfico 6(b) muestra la distribución de 64
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las capacidades individuales correspondientes. Por último, la herramienta utiliza el día elegido para producir perfiles reales de energía PV para los clientes. En el Gráfico 7 se muestra el perfil resultante de la potencia activa neta total (caso con energía PV). La herramienta 3 ejecuta el flujo de energía diario y termina con la exposición gráfica de la carga diaria del transformador principal (Gráfico 7) y todos los voltajes de barra diarios (Gráfico 8), así que el DNO puede ver rápidamente los efectos de la penetración de energía PV analizada. En este circuito, la penetración de 1.500 kW en instalaciones fotovoltaicas reduce el consumo energético diario alrededor de un 12% (de 79 a 69 MWh) y la demanda al mediodía un 28% (de 4,5 a 3,24 MW). En lo que respecta a los voltajes, tal como puede verse en el Gráfico 8, algunos clientes experimentan tensiones por encima del límite superior (1,05 p.u.) al mediodía, cuando las instalaciones fotovoltaicas producen más. Durante este período, este gráfico muestra también algunos clientes con tensiones por debajo del límite inferior (0,95 p.u.), lo que es muy útil para el DNO y pone de manifiesto que no solo deberían tratarse los problemas de subida de tensión. Por último, se ejecuta la herramienta 4 para visualizar los diferentes problemas que puedan causar 1.500 kW de instalaciones fotovoltaicas en este circuito. Se registra un resumen de los resultados mediante el panel de mensaje de registro en el QGIS, que muestra el número de clientes con problemas (3,75% en este caso), así como el número de líneas sobrecargadas (cuatro en M. T.) y los transformadores de B. T. y M. T. (uno). Aunque estos impactos pueden considerarse menores, representan un obstáculo (esto es, por encima de la capacidad de acogida) a menos que el DNO adopte medidas para solucionar los problemas pertinentes. Para entender más la naturaleza y ubicación de los impactos, los DNO pueden utilizar las características de clasificación basadas en colores y el mapa de calor para visualizar las zonas con problemas en momentos concretos del día. Por ejemplo, el Gráfico 9 muestra en rojo los barras con tensiones superiores a 1,06 p.u. al mediodía (característica de clasificación basada en el color) en el que se ha destacado un grupo de clientes con problemas. Las numerosas instalaciones fotovoltaicas, algunas de las cuales tienen una capacidad relativamente alta (hasta 20 kW), consideradas en ese alimentador de B. T. particular, fueron el resultado de la valoración económica y están acordes con lo que también sucede en diferentes partes del mundo: los clientes más adinerados con altos consumos energéticos tienen más posibilidades de instalar un marzo/abril 2017
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sistema fotovoltaico. Esto también demuestra el valor para los DNO de combinar la información del SIG para evaluar adecuadamente la futura adopción de energía PV. De hecho, los resultados variarán significativamente en otros circuitos, ya que dependerán de las características socioeconómicas correspondientes de los clientes.
ha demostrado los beneficios tangibles que pueden lograrse cuando la industria y el mundo académico se unen. La valoración positiva recibida de los DNO y las mejoras en desarrollo es probable que den lugar a un procedimiento estandarizado en el que los DNO costarricenses se les requerirán que usen las herramientas desarrolladas para llevar a cabo valoraciones de afectación de la red.
Apoyo a Futuras Redes Inteligentes Este artículo analizó algunos de los desafíos prácticos al integrar bases de datos del SIG de los DNO costarricenses y otras organizaciones con software de análisis de red de distribución para evaluar los impactos de instalaciones fotovoltaicas en tejados. Un aspecto fundamental para cuantificar estos efectos de forma mucho más realista fue la utilización de datos socioeconómicos (consumo de energía y datos del censo nacional) al ubicar y dimensionar las instalaciones fotovoltaicas. En el corto y medio plazo, las herramientas de modelado y análisis se adaptarán para atender a los datos del medidor inteligente, así que se pueden llevar a cabo valoraciones incluso más realistas. Esta herramienta de análisis de impacto también incorporará aspectos relacionados con la calidad de la energía y la coordinación de los dispositivos de protección. El uso de SIG integrados y de software de análisis de red ayudará a los DNO a valorar adecuadamente las afectaciones de otras tecnologías bajas en carbono. Por ejemplo, para los vehículos eléctricos, los DNO también puede usar datos de transporte, así como la ubicación de puntos estratégicos (por ejemplo, áreas comerciales y de ocio). Además, también se pueden explorar soluciones. El componente de análisis de red puede incorporar sistemas de red inteligente que, por ejemplo, impliquen el uso de inversores inteligentes, la gestión activa de elementos de red (por ejemplo, cambiadores de toma en carga) y la gestión de vehículos eléctricos. De hecho, los DNO de Costa Rica están ahora interesados en la ampliación de la actual plataforma para atender a la asignación óptima de estaciones de carga rápida para vehículos eléctricos, así como para la investigación de soluciones para mejorar el funcionamiento de las redes de distribución. La colaboración entre los DNO de Costa Rica, el Ministerio de Ambiente y Energía y la Universidad de Costa Rica
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Lecturas Complementarias B. Meehan, GIS for Enhanced Electric Utility Performance. Boston, MA: Artech House, 2013. I. J. Ramírez-Rosado, L. A. Fernandez-Jimenez, C. Monteiro, V. Miranda, E. Garcia-Garrido y P.J. Zorzano-Santamaria, “Powerful planning tools,” IEEE Power Energy Mag., vol. 3, n.º 2, pp. 56-63, marzo/abril de 2015. P. Quesada, A. Argüello, J. Quirós-Tortós y G. Valverde, “Distribution network model builder for OpenDSS in open source GIS software” en Actas de la Conf. IEEE PES Transmission and Distribution, Morelia, América Latina, septiembre de 2016, pp. 1–6. G. Valverde, J. D. Lara, A. Lobo, J. D. Rojas, A. Arguello y C. Montiel, “Techno-economic analysis of distributed generation in CNFL (es español),” Repr. Téc., Ministerio de Energía y Medioambiente, Costa Rica, 2015. R. González, A. Argüello, G. Valverde y J. Quirós-Tortós, “OpenDSS based distribution network analyzer in open source GIS environment,” en Actas de la Conf. IEEE PES Transmission and Distribution, Morelia, América Latina, septiembre de 2016, pp. 1–6.
Biografías Jairo Quirós-Tortós pertenece a la Universidad de Costa Rica, Costa Rica. Gustavo Valverde pertenece a la Universidad de Costa Rica, Costa Rica. Andrés Argüello pertenece a la Universidad de Costa Rica, Costa Rica. Luis (Nando) Ochoa pertenece a la Universidad de Melbourne, Australia, y a la Universidad de Manchester, Reino Unido. p&e
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Un Caso Exitoso
IMAGEN AUTORIZADA POR INGRAM PUBLISHING
Por Babak Enayati
L
LA COMMONWEALTH DE MASSACHUSETTS HA desempeñado una función considerable en el despliegue de energía renovable en Estados Unidos. En 2013, el exgobernador Deval Patrick anunció un objetivo de estado ambicioso de 1,6 GW de producción de energía solar instalada para 2020. Este anuncio se comunicó después de conseguir su objetivo estatal de 250 MW de energía solar cuatro años antes. El actual gobernador, Charlie Baker, y su administra-
El Valor del Grupo de Revisión de Estándares Técnicos de Massachusetts
Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2640441 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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1540-7977/17©2017IEEE
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Este artículo describe el valor de un grupo de trabajo como el TSRG y cuán beneficioso puede resultar para mejorar el proceso de interconexión de FED. ción también han sido muy ambiciosos en la reducción de clientes de FED. Para garantizar la transparencia, las reuniones del TSRG TSRG se han abierto al público y los materiaemisiones de gases de efecto invernadero. Para alcanzar estos objetivos, el Departamento de Ser- les de la reunión se han publicado en un sitio web de acceso vicios Públicos de Massachusetts (DPU, por sus siglas en público. El grupo de trabajo se reunió en enero de 2013 y inglés), en colaboración con los servicios públicos estatales, sigue ayudando al estado a lograr sus ambiciosos objetivos los promotores de energía solar y las empresas de consulto- de implantación de energía renovable. Después de revisar los requisitos de interconexión de ría, ha desarrollado políticas para potenciar el desarrollo de la energía solar. El Departamento de Recursos Energéticos FED de cada servicio público, se concluyó que había muchas (DOER, por sus siglas en inglés), que desarrolla e implemen- zonas donde los servicios públicos podrían sobrellevar los ta políticas y programas dirigidos a garantizar la adecua- requisitos mientras mantenían sus sistemas seguros y fiables. ción, seguridad, diversidad y rentabilidad de las actividades A continuación encontramos una lista de los mayores camdel Commonwealth, es otra organización fundamental que bios que han realizado los servicios públicos en sus requisiha realizado un enorme trabajo para alcanzar los objetivos tos de interconexión a raíz de su participación en las discuestatales. Muchas otras agencias gubernamentales, inclui- siones del grupo TSRG. da la alcaldía de Boston, el Centro de Energía Limpia de 1) Retroalimentación de transformadores de subestación. A medida que la penetración de FED en el sistema de disMassachusetts (CEC, por sus siglas en inglés) y otras entitribución aumentó, también aumentó el riesgo de reflujo dades han estado trabajando estrechamente con estas orgade energía eléctrica a través del transformador de la subesnizaciones para cumplir y potenciar los objetivos estatales. tación. No todos los servicios públicos del estado estaban A medida que los servicios públicos experimentaron un de acuerdo con esto. Después de revisar muchos informayor volumen de aplicaciones de interconexión de fuenmes del transformador, además de otras prácticas de tes de energía distribuida (FED) fue necesario mejorar las servicios públicos de Massachusetts y otros estados, políticas de interconexión al tiempo que se solucionaban los se consideró que permitir el reflujo de energía elécmuchos desafíos técnicos. Después de muchas reuniones trica a través del transformador de la subestación es entre servicios públicos, el DOER y representantes de los una práctica clientes de FED, se recomendaron al DPU algunos cambios en la tarifa de interconexión estatal. Quienes participaron en este trabajo colaborativo de equipo comprendieron que, a medida que crece la penetración de las FED, surgirán muchos desafíos técnicos en los próximos años que se tendrán que resolver. Por lo tanto, se recomendó formar un grupo de trabajo para revisar los requisitos técnicos de interconexión de FED de los servicios técnicos con el propósito de incrementar prácticas habituales y desarrollar unas directrices de interconexión comunes. El grupo de trabajo recibió el nombre de Grupo de Revisión de Estándares Técnicos de Massachusetts (TSRG de Massachusetts, por sus siglas en inglés) y estaba compuesto por nueve miembros permanentes en representación de los servicios públi- gráfico 1. Visita al programa fase II de energía solar de National Grid. El pocos estatales, las agencias guberna- nente describe el hardware instalado en el emplazamiento. (Foto utilizada con mentales, el DPU y los promotores y permiso de National Grid). marzo/abril 2017
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El grupo de trabajo estaba compuesto por nueve miembros permanentes en representación de los servicios públicos estatales, las agencias gubernamentales, el DPU y los promotores y clientes de FED. incrementar el límite del filtro de penetración hasta el 100% para permitir que más aplicaciones FED permanezcan en el proceso de revisión adicional, lo que suponía un menor costo y tiempo de estudio. El grupo de trabajo también trabajó en los filtros b y c de la revisión adicional y documentó las prácticas habituales y distintas entre los servicios públicos para asegurar la transparencia. 3) Estándares de interconexión para todos los servicios públicos de Massachusetts. Después de cuatro años de reuniones para debatir sobre varios desafíos técnicos asociados con las interconexiones de FED, todos los servicios públicos estatales de Massachusetts tienen sus propias directrices de interconexión. Los debates técnicos con los miembros del TSRG ayudaron considerablemente a desarrollar estas directrices. 4) Requisito de reconectador de punto de empalme habitual. Después de los debates en las reuniones del grupo de trabajo, los miembros de los servicios públicos se pusieron de acuerdo en establecer el límite de magnitud de FED en 1 MW para requerir un reconectador con fines de protección. Como resultado, se alcanzó una práctica habitual a nivel estatal que benefició a las FED más pequeñas de 1 MW. También existen muchas otras zonas donde el grupo de trabajo fue capaz de ayudar a los servicios públicos a sobrellevar sus requisitos de interconexión. Además, el grupo mantiene una hoja de Excel que resume las directrices de interconexión de los servicios públicos de todos los estados. Las directrices habituales junto con la hoja de Excel se publican en el sitio web del TSRG de Massachusetts. Además, el TSRG también ha servido como lugar adecuado para que los servicios públicos estatales debatieran y desarrollaran programas de interconexiones de energía renovable. El 31 de diciembre de 2013, el National Grid, un servicio público de Massachusetts, presentó sus planes de fase II de energía solar al DPU para conseguir la autorización para construir, obtener y operar hasta 20 MW de producción de gráfico 2. Visita al programa de fase II de energía solar de National Grid. El ponente describe la capacidad de acceso remoto de los inversores. (Foto utiliza- energía solar con funciones de inversor avanzadas dentro de ciudades específida con permiso de National Grid). habitual entre los servicios públicos de Massachusetts. Esta práctica ha ayudado a la Commonwealth a alcanzar sus objetivos de implantación de energía renovable permitiendo una mayor penetración de FED en el sistema de distribución. 2) Revisión adicional. Si una FED no es lo bastante grande para requerir un estudio completo de sus efectos y tampoco lo suficientemente pequeña para interconertarla en un proceso simplificado, el impacto de la interconexión en la red se analizará durante una fase que recibe el nombre de revisión adicional, que consta de tres filtros: 1) el nivel de penetración, 2) la calidad de la energía eléctrica y el voltaje y 3) la confiabilidad y seguridad. El nivel de penetración de X% significa que si el tamaño de FED supera X% de la carga de sección del alimentador de conexión, se necesita un estudio completo de sus efectos. El DPU permitió a los servicios públicos estatales que usaran un 67% como filtro de penetración y encargó al TSRG realizar una evaluación exhaustiva a nivel de filtro de penetración. El grupo de trabajo inició esta tarea revisando los filtros de penetración que se implementaron en California y en otros estados. Después de considerar los métodos de trabajo de los servicios públicos de Massachusetts, el equipo de trabajo recomendó
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También existen muchas otras zonas donde el grupo de trabajo fue capaz de ayudar a los servicios públicos a sobrellevar sus requisitos de interconexión.
cas del estado. El 28 de junio de 2014, el DPU respondió con una orden favorable. Como el IEEE 1547, el Estándar para Fuentes de Energía Distribuida de Interconexión con el Sistema de Energía Eléctrica hoy en día se encuentra en fase de revisión para permitir interconexiones avanzadas de FED con funciones de apoyo a la red, National Grid recibió esta orden favorable para realizar investigaciones y pruebas con el objetivo de permitir que los futuros clientes de FED utilicen las funciones avanzadas. National Grid ha utilizado el TSRG como el mejor lugar para debatir los atributos técnicos del proyecto y compartir el estado de la implantación del plan de fase II de energía solar. National Grid también ha realizado una visita técnica a miembros del TSRG para seguir examinando la experiencia sobre el terreno, así como las pruebas de función de inversor avanzadas. Los Gráficos 1 y 2 son fotos de la visita en un emplazamiento de energía solar de 1 MW con funciones de inversor avanzadas. En el Gráfico 2, el ponente está describiendo la manera en que se pueden controlar los inversores de forma remota a través de una computadora portátil con Wi-Fi. Otra cuestión importante de la que se ha hablado continuamente en las reuniones del TSRG es el IEEE 1547, que proporciona un conjunto de requisitos que cada FED debe cumplir para conectarse a la EPS de distribución. Cuando se desarrolló el estándar, la penetración de las FED en el sistema de energía eléctrica (EPS, por sus siglas en inglés) era bajo. Por lo tanto, el estándar no permitía ninguna función de apoyo a la red por parte de las FED. Las funciones como la regulación de la tensión, la regulación de la frecuencia y la superación no se permitieron en la versión de 2003 del estándar. A medida que el nivel de penetración de FED aumentó durante los últimos años, el EPS se enfrentó a problemas como la protección, la calidad de la energía eléctrica y la inestabilidad potencial del sistema de gran escala. Los fabricantes de FED alegaron que los generadores podían resolver la mayor parte de los problemas que causaron en el EPS, pero existía un gran obstáculo para la implementación de estas soluciones: los estándares. La mayor parte de los servicios públicos requerían el cumplimiento de IEEE 1547 para las interconexiones de FED de sistemas de distribución y el estándar no permitía ninguna función de apoyo a la red. A medida que surgió la necesidad de permitir las funciones de apoyo de red de FED, el grupo de trabajo de IEEE 1547 empezó a revisar el estándar para permitir estas marzo/abril 2017
funcionalidades. Algunas de las chapters más importantes del estándar que se están revisando en estos momentos son las siguientes: ✔ Regulación de la tensión: El borrador de la sección de regulación de la tensión ordena que la capacidad de toda FED regule la tensión en cualquier punto habitual de empalme o en los terminales de producción. Se propone que, a pesar de que esta capacidad sea obligatoria, la habilitación de esta capacidad se dejará a elección de los operadores EPS del área. ✔ Respuesta a las condiciones anormales del sistema: La Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC, por sus siglas en inglés) y los operadores de sistemas independientes están preocupados por el impacto negativo de la alta penetración de FED en la estabilidad del sistema de gran escala de EPS. La preocupación es que, durante las perturbaciones del sistema de gran escala, los EPS necesitarían apoyo de las FED para recuperarse de las condiciones anormales. La sección borrador propuesta permite a las FED sobrevenir las perturbaciones del sistema de energía eléctrica de gran escala. La capacidad de sobrevenirse y el rendimiento son obligatorios en el borrador propuesto. ✔ Calidad de la energía eléctrica: El borrador de la sección de calidad de energía eléctrica proporciona un conjunto de requisitos para armónicos de EPS, fluctuaciones y contra temporalidades y transitoriedades del voltaje. Estos requisitos se miden en el circuito eléctrico de EPS y no deben incumplirse debido a la interconexión de FED. ✔ Interoperabilidad: Como las FED proporcionan las funciones de apoyo a la red, es fundamental para los servicios públicos poder realizar el seguimiento y control de las mismas. La sección propuesta de borrador de interoperabilidad del estándar proporciona un conjunto mínimo de requisitos desde perspectivas de análisis de datos y comunicación que toda FED debe cumplir. Los servicios públicos aún muestran preocupación sobre estas funciones de apoyo a la red de FED. Por ejemplo, ¿cuál es el impacto de la regulación de voltaje en la protección de las FED en contra del funcionamiento en islas o la detección de fallas de EPS? ¿Qué tipo de coordinación se necesita entre las FED que participan en la regulación de la tensión de red? El grupo de trabajo TSRG está tratando de responder algunas de estas preguntas a través de programa de fase II de energía IEEE power & energy magazine
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solar de National Grid. Estas preguntas de ejemplo significan que la adopción del estándar IEEE 1547 revisado será complicada y requerirá meses de análisis por parte de los servicios públicos para garantizar la confiabilidad y seguridad del sistema. A medida que el estándar IEEE 1547 se revisaba, el grupo TSRG de Massachusetts empezó a debatir sobre estas cuestiones. En cada reunión del TSRG, los servicios públicos pudieron participar en una lluvia de ideas y ofrecer comentarios sobre el último borrador del IEEE 1547. Los debates ayudaron a los servicios públicos de Massachusetts a adelantarse respecto a otros servicios públicos en estar dispuestos a adoptar la versión revisada del estándar IEEE 1547.
y estados donde los servicios públicos experimenten o vayan a experimentar una alta penetración de FED.
Lecturas Complementarias DPU de Massachusetts. [En línea]. Disponible en: ____ http:// www.mass.gov/eea/grants-and-tech-assistance/guidance______________________________________ technical-assistance/agencies-and-divisions/dpu/ _______________________________ DOER de Massachusetts. [En línea]. Disponible en: http:// ____ www.mass.gov/eea/grants-and-tech-assistance/guidance_______________________________________ technical-assistance/agencies-and-divisions/doer/ _______________________________ TSRG de Massachusetts. [En línea]. Disponible en: __ https://sites.google.com/site/massdgic/home/interconnection/ _______________________________________ technical-standards-review-group _____________________
Conclusiones Este artículo describe el valor de un grupo de trabajo como el TSRG y cuán beneficioso puede resultar para mejorar el proceso de interconexión de FED. Esta historia de éxito recomienda formar grupos de trabajo similares en los países
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Biografía Babak Enayati pertenece a National Grid, Waltham, Massachusetts. p&e
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©ISTOCKPHOTO.COM/ADYNA
Por Benjamin Kroposki, Brian Johnson, Yingchen Zhang, Vahan Gevorgian, Paul Denholm, Bri-Mathias Hodge y Bryan Hannegan
Alcanzando una Red 100% Renovable Operar Sistemas Energéticos con Niveles Extremadamente Altos de Energía Renovable Variable
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Identificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637122 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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1540-7977/17©2017IEEE
¿QUÉ SIGNIFICA ALCANZAR UNA RED 100% renovable? Varios países ya cumplen o se acercan a la consecución de este objetivo. Islandia, por ejemplo, suministra el 100% de sus necesidades energéticas mediante energía geotérmica o bien energía hidráulica. Otros países que tienen redes eléctricas con altas fracciones de energías renovables basadas en la energía hidroeléctrica son Noruega (97%), Costa Rica (93%), Brasil (76%) y Canadá (62%), entre otros. Las centrales hidroeléctricas se han utilizado durante décadas para crear una forma relativamente barata y renovable de energía, pero estos sistemas están limitados por las precipitaciones naturales y la topología geográfica. En todo el mundo, la mayoría de los lugares adecuados para grandes recursos hidroeléctricos ya se han desarrollado. Entonces, ¿cómo otras IEEE power & energy magazine
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En redes futuras, el número de dispositivos basados en inversor puede ser de más del 50% de la potencia nominal en cualquier momento y, por tanto, formar una red dominada por inversor. áreas alcanzan redes 100% renovables? La energía renovable variable (VRE, por sus siglas en inglés), como los sistemas de energía eólica y solar fotovoltaica (PV, por sus siglas en inglés), será un contribuyente principal y, además, con la reducción en los costos para estas tecnologías durante los últimos cinco años, se están implantando a gran escala por todo el mundo. Países como Dinamarca, Irlanda y Alemania han instalado de forma enérgica sistemas de VRE y están operando con penetraciones anuales de VRE de más del 20% a nivel nacional. El nivel anual de penetración se utiliza para describir cuánta VRE se produce cada año, pero existen penetraciones instantáneas que varían mucho durante el año para llegar a esos niveles (vea “Niveles de Penetración de VRE”). La penetración instantánea puede ser un factor aún más importante cuando se considera la estabilidad real de un sistema de energía eléctrica en altos niveles de VRE. Por ejemplo, Irlanda limita actualmente su penetración instantánea al 55%. En la actualidad, la VRE proporciona aproximadamente el 13% de la energía anual en Europa y el 5% en Estados Unidos, pero las tecnologías de VRE han visto un despliegue rápido durante los últimos cinco años. Así que, ¿qué aspecto tendría un sistema de energía eléctrica dominado por estas tecnologías?
Enfrentando la Variabilidad y la Incertidumbre Varios estudios han analizado niveles de penetraciones de energías renovables cada vez mayores en Estados Unidos. Los Gráficos 1(a) y (b) muestran las posibles implementaciones futuras desde el “Estudio de Integración de Red Renovable del Este” del National Renewable Energy Laboratory, que analizó hasta el 30% de la VRE implementada en el este de Estados Unidos; los generadores están codificados por colores: el azul representa las ubicaciones de energía eólica y, el amarillo, de energía solar. El panorama futuro en el Gráfico 1(b) muestra la naturaleza altamente distribuida
Niveles de Penetración de VRE t /JWFMEFQFOFUSBDJØOEF73&BOVBM GSBDDJØOEF FOFSHÓBBOVBM L8I QPSMB73& t /JWFMEFQFOFUSBDJØOEF73&JOTUBOUÈOFP GSBDDJØOEFQPUFODJBJOTUBOUÈOFB L8 QPSMB73&FO DVBMRVJFSNPNFOUP
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de las posibles implementaciones futuras de tecnologías de VRE a lo largo de la Eastern Interconnection. Alcanzar el 100% de energía renovable tendría incluso más sistemas de VRE distribuidos e implementados a lo largo de la red. La energía eólica y la solar son diferentes de la mayoría de generadores térmicos porque tienen una producción energética variable e incierta, determinada por las condiciones climatológicas locales. Los generadores convencionales, como las plantas de carbón y gas, se consideran despachables porque pueden cambiar de manera más fácil su producción energética (tanto subirla como bajarla) para satisfacer los cambios en la carga. A medida que la penetración de VRE aumenta dentro del sistema, muchos factores requieren mayor flexibilidad de red para amoldarse a los cambios en la producción. En concreto, la energía fotovoltaica tiene un desafío natural asociado con su ciclo diurno, ya que no produce energía alguna durante la noche. Esto hace la potencia entre generadores PV individuales que estén bien relacionados entre sí, y grandes cantidades de energía individuales, durante un relativamente breve lapso de tiempo. Esto puede conducir a mayores regulaciones de carga neta de lo que podría verse por la noche. La energía eólica también tiene un ciclo diurno, aunque es menos pronunciado que el de la energía fotovoltaica. En muchos lugares de Estados Unidos, tiende a haber más energía eólica producida durante horas nocturnas que durante horas diurnas. La energía eólica también puede producir regulaciones de carga en la potencia producida cuando hay grandes cambios en las condiciones climatológicas a lo largo de amplias áreas geográficas. Generalmente, estas regulaciones de carga suelen a ocurrir durante varias horas cuando hay suficiente diversidad geográfica en el recurso de la energía eólica. Además, debido a la coincidencia del momento de VRE, puede haber momentos en que hay demasiado suministro y la reducción de VRE tiene sentido por razones económicas y de confiabilidad. Un ejemplo de esto se muestra en el Gráfico 2, que representa el despacho de producción apilada del “Estudio de la Electricidad Renovable del Futuro” durante una semana de baja carga y una penetración de energía renovable del 80%. En momentos en que la energía solar y eólica tienen valores altos de salida de energía, restringir alguno de estos generadores es la opción más económica; sin embargo, estas decisiones de restricción se basan en un conjunto complejo de variables, incluida la flexibilidad del parque de generación restante. Aunque hay una serie de retos adicionales asociados con grandes penetraciones de energía renovable, también hay marzo/abril 2017
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“Estudio de Integración de Producción Renovable del Este” (GV) 5 de Octubre de 2026 13:00 EST En. Nuclear Carbón En. Hidrául. Gas CC CT/Caldera de Gas Otras Almacenam. Reversible En. PV En. Eólica Restricción de GV Carga
NYISO ISO-NE FRCC SPP SERC PJM Gas CC En. Hidrául. En. Eólica En. Nuclear Carbón Otras En. PV CT/Caldera de Gas Almacenam. Reversible
MISO Canadá
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4,0 GW Producción y Flujo
2,0 GW 1,0 GW
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100 150 GW Despacho Regional
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(a) “Estudio de Integración de Producción Renovable del Este” (RT X30) 5 de Octubre de 2026 13:00 EST En. Nuclear Carbón En. Hidrául. Gas CC CT/Caldera de Gas Otras Almacenam. Reversible En. PV En. Eólica Restricción de GV Carga
NYISO ISO-NE FRCC SPP SERC PJM Gas CC En. Hidrául. En. Eólica En. Nuclear Carbón Otras CT/Caldera de Gas En. PV Almacenam. Reversible 4,0 GW Producción y Flujo
2,0 GW 1,0 GW
MISO Canadá
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100 150 GW Despacho Regional
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(b)
gráfico 1. (a) red futura con un 10% de VRE en el este de Estados Unidos. (b) red futura altamente distribuida con un 30% de VRE en el este de Estados Unidos. marzo/abril 2017
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de transmisión puede lograrse a través de una mayor coordinación entre las áreas de equilibrio de Restricción 600 autoridad y de intervalos de interEn. Eólica cambio más rápidos. En. PV Una tecnología que permite 500 Gas CT el desplazamiento temporal de Gas CC VRE es el almacenamiento de 400 energía. El almacenamiento de En. Hidrául. energía aporta valor al sistema CSP 300 de energía en muchas escalas de Carbón tiempo; el más importante es en la Bioenergía 200 alternación entre energía eólica y En. Geotérm. solar en ocasiones en las que, de En. Nuclear 100 lo contrario, podría verse restrinCarga Desplazada gida a momentos en que la energía Carga 0 producida de VRE sea menor que la demanda actual. Este desplazamiento de la energía intra e interdiaria pueden llevarlo a cabo las diferentes tecnologías de almagráfico 2. Los gráficos de producción nacionales de temporada baja para un escecenamiento como, por ejemplo, nario del 80% de VRE de transmisión restringida muestran una gran reducción en la flota hidroeléctrica reversible altas penetraciones de energía renovable. actual, los sistemas de almacenamuchas soluciones que pueden proporcionar la flexibilidad miento de energía de aire comprimido o las distintas tecnonecesaria para enfrentarse a estos desafíos. Estos incluyen logías de baterías. Las tecnologías de demanda y respuesta el aplanamiento de la producción total de VRE producida pueden desempeñar un papel similar cambiando la demanda a través de suficiente diversidad geográfica al instalar los de carga para que coincida con la producción de VRE o disgeneradores de VRE. Otra solución es una expansión del minuyendo los requisitos de regulación de carga del parque sistema de transmisión para que sea capaz de mover gran- de generación restante. Del mismo modo, las nuevas cargas des cantidades de energía de manera más eficiente desde las que tienen flexibilidad en sus patrones de uso, como la carregiones donde los generadores de VRE están produciendo ga de vehículos eléctricos, pueden desempeñar una función actualmente hasta las áreas en las que actualmente se nece- similar. Otra tecnología que puede ayudar en la utilización sita carga. El aumento de la diversidad geográfica efectiva eficiente de los recursos flexibles es la provisión de carga y de los generadores de VRE y la utilización de los recursos de energía renovable avanzada. Caracterizar o reducir la incertidumbre asociada a la salida o carga de la VRE permite una utilización más eficiente de todo el sistema de energía, 125 incluidos los generadores convencionales, los dispositivos Este ERCOT de almacenamiento y la infraestructura de transmisión. Exportada a 100 Oeste Total Otras Regiones A medida que incorporamos más VRE en los sistemas de energía, la red del futuro tendrá muchos más generadores baSistema ERCOT está Dominado por Inversor 75 sados en inversores y estará mucho más distribuida que en el 59% de las Horas sistema actual de energía eléctrica, el cual está dominado por 50 generadores síncronos de estaciones centrales. En general, los recursos de VRE a menudo utilizan inversores para conectarse 25 a la red, en lugar de generadores síncronos, Y si la penetración instantánea de ERV fuera de más del 50%, el sistema estaría 0 funcionando como una red dominada por inversor. Los retos con altos niveles de producción basada en inversores en sistemas de potencia se examinan en detalle más adelante en Horas este artículo, pero estudios como el “Estudio de la Electricidad Renovable del Futuro” muestran que, en altos niveles de gráfico 3. Horas acumuladas en un año en comparación penetración de VRE, existe una cantidad cada vez mayor de con la penetración de VRE instantánea para tres intercohoras con más producción basada en inversores que producnexiones y el total en Estados Unidos para el escenario ción síncrona durante el año. El Gráfico 3 muestra las curvas donde la penetración de VRE anual total es 80%. 30 de abril 00:00
30 de abril 12:00 8.000
29 de abril 12:00 6.000
7.000
29 de abril 00:00
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2.000
28 de abril 12:00
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VRE (%)
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Energía Eléctrica (GW)
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Sistema Síncrono Dominado por Generador
50% de VRE 60 50 100% de VRE 40 30 20 10 0
Redes Dominadas por Inversores
Sistema Dominado por Inversor
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Carga (GW)
de penetración de VRE para cada interconexión y el total en Estados Unidos para un escenario del 80% de energías renovables que presenta una transmisión restringida. Este gráfico también muestra que el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (ERCOT, por sus siglas en inglés) sería un sistema dominado por inversores más del 59% del tiempo. El Gráfico 4 es un diagrama de dispersión de VRE comparada con la carga en el ERCOT para el mismo escenario. Las líneas continuas muestran un gran número de horas cuando el sistema funciona con más del 50% de VRE y, en algunos casos, con más de 100% de VRE, debido a la exportación de energía a las otras interconexiones. En estos escenarios de alta energía renovable, el sistema de energía no solo tiene un gran número de horas de funcionamiento dominado por inversor, sino que también fluctúa entre estar dominado por un generador síncrono y estar dominado por inversores a diario.
0
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20 30 40 50 Potencia de VRE (GW)
60
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¿Qué es una red dominada por inversores? Si analizamos los sistemas de energía existentes de CA a gran escala, observamos gráfico 4. VRE en comparación con la carga solo para el que predominantemente están alimentados por generadores sistema ERCOT en un escenario del 80% de restricción de síncronos convencionales [Gráfico 5(a)]. Los sistemas enertransmisión. géticos nucleares, de carbón, de gas e hidroeléctricos utilizan generadores síncronos para conectarse al resto de la red eléc- convencionales son máquinas que tienen una parte fija (estatrica. Estos generadores están interconectados a través de una tor) y una parte giratoria (rotor) que producen un campo extensa transmisión y un sistema de distribución que proporcio- magnético rotativo que induce un voltaje en las bobinas nan electricidad fiable y asequible a los clientes; sin embargo, uno de los aspectos distintivos principales de la integración de VRE es que, al margen de concentrar energía solar, las tecnologías de VRE interactúan con la red a través de dispositivos elec ve s trónicos de potencia denominados var le inversores que convierten la electri y cidad de CC nativa en energía eléc trica de CA compatible con la red. Aunque es común que un recurso de VRE, como la energía eólica, utilice varias etapas de conversión CA-CC y CC-CA antes de conectarse a la red, centramos nuestra atención en la etapa de salida final que convierte CC en CA compatible con la red, ya que este es el circuito que interacciona directamente con el sistema de energía eléctrica de CA. En redes futuras [Gráfico 5(b)], el número (a) Generador Inversor de dispositivos basados en inversores puede ser de más del 50% de la potencia nominal en cualquier gráfico 5. La red actual está dominada por generadores síncronos que tienen una momento y, por tanto, formar una gran inercia rotativa con una cantidad relativamente pequeña de fuentes de VRE de red dominada por inversores. interconexión con inversores. La red futura se realizará a medida que la penetración Los generadores síncronos de VRE aumente y las máquinas síncronas convencionales se vayan sustituyendo por utilizados en centrales eléctricas cargas, almacenamiento y producción basada en electrónica de potencia. marzo/abril 2017
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Los controladores de aplicación a la red representan la clase más común de estrategia de control para inversores eólicos y de PV conectados a la red. del estator. Este proceso genera electricidad de CA a una frecuencia determinada (normalmente 50 o 60 Hz). Estas máquinas tienen características únicas que han dictado la manera en que se han planeado y operado los sistemas de energía desde la aparición de maquinaria eléctrica hace más de un siglo. Una vez sincronizadas con el resto de la red, la potencia real de la máquina se puede controlar a través del eje del par de fuerzas y la potencia reactiva se controla a través de la corriente de campo. Para garantizar el funcionamiento fiable del sistema de energía eléctrica interconectada, el sistema de frecuencia y los voltajes se regulan estrictamente a través de una combinación de controladores de circuito cerrado de acción rápida en cada máquina y controladores lentos y centralizados (control de generador automático o AGC, por sus siglas en inglés) los cuales usan los operadores de sistema para restablecer la frecuencia del sistema a su valor nominal. En definitiva, los voltajes y las frecuencias son variables fundamentales que deben regularse en el sistema y forman los principales objetivos del control del sistema. Desde el punto de vista físico, el sistema de turbina y los componentes rotativos dentro de cada máquina muestran inercia mecánica y, como tal, son capaces de almacenar energía cinética en esta masa rotativa. Gracias a que esa energía puede extraerse o absorberse en estas masas rotativas durante las perturbaciones del sistema, un sistema interconectado de máquinas es capaz de resistir a las fluctuaciones en la carga neta y la producción. Específicamente, un exceso neto (o deficiencia) en la producción suministra energía a las masas rotativas (o bien extrae energía de ellas) y, como consecuencia, da lugar a un aumento (o reducción) de la frecuencia del sistema; por tanto, la dirección de la desviación de la frecuencia es un indicador de exceso (o falta) de energía neta en el sistema. Además, la cantidad total de inercia del sistema (es decir, la masa rotativa neta en todas las máquinas interconectadas) es proporcional a la capacidad de un sistema para absorber las variaciones entre cargas y la VRE cuando la magnitud de la desviación de la frecuencia es inversamente proporcional a la inercia neta del sistema. En consecuencia, un sistema con baja inercia es vulnerable a las mayores e indeseables desviaciones de frecuencia. Otro factor importante que determina el comportamiento dinámico de los sistemas de energía eléctrica es el par de fuerzas que se encargan de la sincronización y que producen los generadores sincrónicos. El par de sincronización junto con la inercia tienen un papel fundamental en la determinación del comportamiento de la velocidad inicial del rotor 76
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de los generadores convencionales después de un suceso de contingencia en la red. La potencia activa inyectada por máquinas síncronas mantiene el sincronismo y atenúa las oscilaciones mecánicas a través de su acción sincrónica y de los componentes del par de fuerzas atenuador del total del par de fuerzas eléctrico. La abundancia de inercia y de par de fuerzas síncrono de las máquinas síncronas junto con sus controles permiten la mitigación de desequilibrios de potencia activa y reactiva grandes en la red. Esta característica fundamental de los sistemas de energía cambiaría drásticamente con las crecientes penetraciones de la producción basada en inversores. Por el contrario, las tecnologías VRE utilizan un conjunto de tecnologías fundamentalmente distinto para la conversión de energía y la interconexión a la red. Las fuentes de VRE suelen conectarse a la red mediante una interfaz de electrónica de potencia llamada inversor. El inversor convierte la electricidad de CC en energía eléctrica de CA y gestiona el flujo de energía mediante el control de dispositivos semiconductores de alternación en un corto período de tiempo. A diferencia de un generador, un inversor es estrictamente electrónico y no contiene ningún tipo de componentes mecánicos ni masas rotativas. Por consiguiente, no muestra las propiedades físicas de las máquinas antes descritas. Las tecnologías de inversores son especialmente importantes porque se utilizan en una amplia variedad de aplicaciones. Las turbinas eólicas que utilizan interfaces de electrónica de potencia incluyen lo que se conoce como generadores asíncronos de doble alimentación o de Tipo III (DFIG, por sus siglas en inglés), en los que las bobinas del rotor se conectan a la red a través de colectores y de un inversor. Las turbinas eólicas de Tipo IV convierten toda la energía eléctrica recogida por los aerogeneradores en CC y, luego, de vuelta a energía eléctrica de CA compatible para la red a través de un inversor. Los sistemas de energía PV requieren siempre un inversor porque producen electricidad de CC nativa y el inversor debe suministrar esta energía eléctrica a la red de CA. Aunque el almacenamiento de batería no es una fuente de VRE en sí mismo, está llamado a desempeñar un papel fundamental en la gestión del balance de energía en sistemas con altas penetraciones de VRE, y también está integrado a la red a través de inversores. Independientemente del tipo de VRE que se integre a un inversor, se requiere un controlador de circuito cerrado para regular el flujo de energía desde la entrada de CC, mediante electrónica de potencia, hasta la red de CA en última instancia. Estos controladores se suelen ejecutar en controladores marzo/abril 2017
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digitales donde se procesan las mediciones a tiempo real y se programan y ejecutan los controles Generador Generador Síncrono Síncrono definidos por el usuario. Reviste especial importancia que las características de la estrategia de control escogida, no las propiedades físicas del inversor, dictaminen las dinámicas eléctricas del inversor durante las perturbacioGenerador/ nes y la manera en que interactúa Generador/ Motor de Onda de Motor de con la red en su parte de CA. En Inducción 50 o 60 Hz Inducción otras palabras, su respuesta física de CA de la Red obedece a cómo está programado su control digital. Esto contrasta con las máquinas síncronas, donde las propiedades físicas de la máquina misma como, por ejemEólica Inteligente CC plo, la cantidad de inercia mecáCC PV Inteligente /CA /CA nica y los parámetros eléctricos, desempeñan el papel más determinante para su comportamiento transitorio. Para resaltar esta dife- gráfico 6. Representación de un sistema de energía eléctrica con acoplador ajustado de generadores síncronos y sistemas inteligentes de VRE y liberación de acoplarencia entre inversores y maquinamientos de generadores y motores de inducción. ria eléctrica, a menudo se dice que los inversores tienen cero inercia, ya que su respuesta depende casi totalmente de la estrategia comparación con los generadores síncronos convencionales de control particular que utilizan y no tienen partes móviles. que regulan la frecuencia del sistema y los voltajes (ver el En términos generales, existen dos clases de controlado- lado izquierdo del Gráfico 4). Sin embargo, ¿qué pasará si res de inversor: adaptable a la red y de formación de red. Los nos convertimos a un sistema que pueda estar dominado por controladores adaptables a la red representan la clase más fuentes de VRE interconectadas con inversor o construido común de estrategia de control para inversores eólicos y de enteramente sobre ellas? Si se intentara construir un sistema PV conectado a la red. En la base de su funcionamiento, un de inercia cero solo con inversores adaptables a la red, no controlador adaptable a la red utiliza un bucle de enganche está claro qué activos de red regularían el voltaje porque los de fase para estimar el ángulo instantáneo de la tensión sinu- de este tipo de inversores únicamente actúan como fuentes soidal en el terminal del inversor. Por consiguiente, se mani- de corriente adaptables al voltaje. Sería difícil, si no impopula la electrónica de potencia para introducir una corriente sible, obtener un sistema basado en inversores con control controlada a la red que rastrea la tensión del terminal sinu- adaptable a la red. Para superar esta carencia de inversores adaptables a soidal. En esencia, un inversor adaptable a la red actúa como una fuente de corriente sinusoidal que “se adapta” a la ten- la red, es necesario desarrollar inversores de modulado de sión de sus terminales; por ello, se le conoce como unidad red de última generación que permitan el transitorio a una infraestructura basada en inversores y que sean capaces de adaptable a la red. Como limitación, los inversores adaptables a la red traba- regular los voltajes y la frecuencia del sistema a través del jan partiendo del supuesto de que en sus terminales se man- control descentralizado local. Antes de considerar las caractiene un voltaje de CA “rígido” con una amplitud de voltaje terísticas necesarias que deben tener estos controladores de mínima y desviaciones de frecuencia, de modo que pueda inversores de modulado de red, conviene observar algunos simplemente adaptar su voltaje local e introducir una co- aspectos fundamentales de los desafíos que se presentan. rriente controlada. En la práctica, esto se traduce en la supo- En primer lugar, debe reconocerse que los sistemas basados sición de que el comportamiento colectivo de las máquinas en inversores de próxima generación se conseguirán poco síncronas, el generador y controladores de sistema y el equi- a poco durante varios años o décadas a medida que se vapo que regula el voltaje en el sistema proporcionan una fre- yan sustituyendo las máquinas síncronas por fuentes renocuencia y voltaje suficientemente rígidos en cualquier punto vables. Además, dado que los inversores de electrónica de de la red. Históricamente, este supuesto ha resistido relativa- potencia suelen tener órdenes de magnitud menores en pomente bien porque la cantidad acumulada de VRE con inver- tencia nominal en comparación con las máquinas síncronas, sores adaptables a la red ha sido relativamente pequeña en esto implica que la carga del sistema en una infraestructura marzo/abril 2017
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La energía eólica y solar son diferentes de la mayoría de generadores térmicos porque tienen una producción energética variable e incierta, determinada por las condiciones climatológicas locales. basada en inversores debe cumplirse con una cantidad mayor de inversores. Para redes eléctricas de gran escala, esto probablemente se traducirá en la instalación de millones de unidades de VRE interconectadas con inversores a lo largo de amplias regiones geográficas. Teniendo en cuenta estos puntos, estos nuevos controladores deben tener las siguientes características: ✔ Los controladores de inversor de modulado de red deben ser compatibles con los sistemas actuales y proporcionar una vía sin interrupciones entre las arquitecturas que se muestran en el Gráfico 4, a medida que el sistema evoluciona con el tiempo. ✔ Enormes recopilaciones de unidades dispersadas geográficamente entrañan la necesidad de enfoques descentralizados que no requieren comunicación para el control en un corto período de tiempo. ✔ Para allanar el camino hacia una infraestructura resistente y fiable que dure hasta un futuro próximo, las unidades de modulado de red deben ser capaces de operar con total ausencia de máquinas síncronas, en caso de ser necesario. ✔ Además de los controles de potencia activa y reactiva, los controladores de inversores de modulado de red deben emplear métodos de control para mantener las
características de calidad de potencia adecuada del suministro energético para las cargas. Para lograr estos objetivos, se ha propuesto una variedad de estrategias de control de modulado de red. El enfoque más establecido, el control del estatismo, obedece a los métodos de control tradicionales para máquinas síncronas y se implementa mediante la programación de una relación lineal entre la potencia real y reactiva comparadas con la frecuencia y el voltaje; sin embargo, dado que el cálculo de la potencia real y reactiva se lleva a cabo en un período de tiempo relativamente corto, los inversores controlados por el estatismo son susceptibles a una respuesta lenta durante las transiciones. Por otra parte, los investigadores han explorado métodos de emulación de varios fenómenos físicos con inversores para crear lo que se conoce como máquinas síncronas virtuales o inercia virtual. En este tipo de aplicaciones, las ecuaciones reguladoras de una máquina o sus respuestas de inercia están programadas en el controlador de inversor. Por último, una clase de métodos de modulado de red basados en la dinámica de osciladores no lineales ha suscitado atención últimamente. Inspirándose en la aparición de la sincronización en redes de osciladores acoplados y aprovechando la flexibilidad algorítmica del control digital, estos nuevos controladores de oscilador virtual consiguen una rápida respuesta y
Reserva Operativa
sos
Suc
eso
uce
S Sin
Reserva Operativa
Reserva Siguiente
Reserva Siguiente
Automática Dentro del Despacho Óptimo
Parte Manual de Despacho Óptimo
Instantáneo
Corrige la ACE Actual
Corrige la ACE Anticipada
Primaria
Estabiliza Frecuencia
Secundaria
Vuelve Frecuencia a Nominal
Reserva de Regulación de Carga No instantáneo
Terciaria
Sustituye Primaria y Secundaria
Secundaria
Vuelve Frecuencia a Nominal
Terciaria
Sustituye Secundaria
gráfico 7. Funcionamiento de la categorización de reservas. 78
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tromecánico con cada uno de ellos a través de la red eléctrica para que roten en sincronía durante las condiciones de funcionamiento estable. En condiciones de sincronía, esto se representa de manera equivalente como un gran eje del generador que funciona a una frecuencia de CA nominal (generalmente 50 o 60 Hz). El Gráfico 6 muestra una representación del estrecho acople entre generadores síncronos. Esta masa rotativa equivalente se conoce como la inercia del sistema y consiste en la suma de masas de los generadores.
se ha demostrado que son capaces de crear sistemas basados en inversores de cero inercia.
Estabilidad del Sistema de Energía Eléctrica Los sistemas de energía eléctrica de CA se basan en la física elemental de los generadores síncronos para proporcionar estabilidad de red. Para todos los rotores de generador síncrono, la masa rotativa se acopla por procedimiento elec-
tabla 1. Tipos de producción y capacidad para estabilidad de la red.
Tipo de Producción
Inercia
Control de Potencia Activa
Potencia Reactiva, Control del Voltaje
Producción síncrona convencional
√
√
√
Aerogenerador de DFIG con conversión de potencia parcial
√*
√
√
√
√*
√
√
√
√**
√
√
√
√*
√
√
√
Superación de la Falla
d
Aerogenerador con conversión de potencia completa
Despliegue de Energía PV
Inversor
Trans r sformador
Transformador
Bus Colector
Bus Colector
Almacenamiento Batería *Respuesta sintética rotativa similar a la inercia, posible en cualquier estado de funcionamiento. **Respuesta sintética rotativa similar a la inercia, posible si se limita con un techo límite.
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La estabilidad del sistema eléctrico se puede dividir en tres grandes categorías: la estabilidad de ángulo del rotor, la estabilidad de la frecuencia y la estabilidad de voltaje. Los motores y generadores de inducción no tienen un acoplamiento tan apretado y, por lo tanto, generalmente no se tienen en cuenta en la inercia del sistema. La inercia de un sistema de energía eléctrica es también una medida de hasta qué punto el sistema puede “dar respuesta” a las perturbaciones y mantener una frecuencia y voltaje estables. Los sistemas de energía eólica y PV del futuro deberán ayudar a mantener la estabilidad de la red en niveles de alta penetración. La estabilidad del sistema eléctrico se puede dividir en tres grandes categorías: la estabilidad de ángulo del rotor, la estabilidad de frecuencia y la estabilidad de voltaje. Cada una de estas categorías puede dividirse en dos subcategorías: la estabilidad de pequeña señal y la estabilidad del transitorio. ✔ La estabilidad de ángulo del rotor es la capacidad que tienen los generadores síncronos en un sistema de energía eléctrica interconectada para permanecer en sincronismo después de las perturbaciones. ✔ La estabilidad de frecuencia es la capacidad de un sistema de energía eléctrica para mantener la frecuencia constante durante el funcionamiento normal y restaurar la frecuencia a su nivel programado durante contingencias del sistema en caso de presentarse grandes desequilibrios entre la carga y la producción. ✔ La estabilidad de voltaje es la capacidad de un sistema de energía eléctrica para mantener los voltajes dentro de límites seguros en todos los buses después de las perturbaciones y prevenir así cortes y apagones. Los generadores y las cargas proporcionan varios tipos de servicios complementarios para garantizar el funcionamiento estable de un sistema de energía eléctrica durante condiciones de estado estacionario y transitorio. Los servicios complementarios pueden estar basados tanto en el costo como en el mercado. Los operadores de sistemas independientes fijan la cantidad requerida de servicios complementarios basados en la opción menos costosa. En el sistema de energía eléctrica actual, los servicios complementarios son principalmente proporcionados por las cargas y los generadores convencionales. Si se controla adecuadamente, la VRE es capaz de proporcionar todo el conjunto de servicios auxiliares y puede contribuir de manera exitosa en el mantenimiento del funcionamiento estable y fiable del sistema de energía eléctrica. Muchas condiciones de la red, incluidos los niveles de producción y carga, así como la disponibilidad de transmisión, son variables y difíciles de predecir; por lo tanto, durante el proceso de despacho se pone a disposición una 80
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capacidad adicional que recibe el nombre de reservas operativas para garantizar la estabilidad de la frecuencia del sistema durante los desequilibrios repentinos. La naturaleza variable de la VRE aumenta la importancia de las reservas dada la naturaleza incierta de estos recursos renovables. En el Gráfico 7 se muestra la clasificación de las categorías de reserva operativa. Tanto las categorías de reserva normales como las adaptables a sucesos pueden subdividirse según sus velocidades de respuesta requeridas. Por ejemplo, los sucesos instantáneos necesitan una respuesta a nivel del generador para detener la tasa de cambio de frecuencia (respuesta inercial) y estabilizar la frecuencia en algún nivel de estado estacionario (respuesta de frecuencia primaria). Luego, se corrige la frecuencia de la red a su nivel anterior a la falla para que el error de control del área de autoridad de equilibrio se reduzca a cero con reservas adaptables más lentas (respuesta de frecuencia secundaria). Serían necesarias reservas terciarias para proteger el sistema contra un posible evento posterior cuando ambas reservas primarias y secundarias se hayan agotado. La VRE es capaz de proporcionar cualquier tipo de reserva operativa; sin embargo, el desafío aquí es que se necesitan previsiones de los recursos precisas en diferentes horizontes temporales para garantizar la disponibilidad de tales reservas de la producción de energía solar y eólica. El almacenamiento de energía también puede utilizarse para proporcionar reservas adicionales y ayudar a corregir los posibles desequilibrios debidos a los errores de pronóstico. La tabla 1 describe las características de varios tipos de generadores y su capacidad para proporcionar diversos aspectos de la estabilidad de la red. Normalmente, los convertidores electrónicos de potencia proporcionan al generador de energía solar y eólica un desacoplamiento total de la frecuencia y voltaje de la red; sin embargo; algunas turbinas eólicas utilizan la configuración de los DFIG con tan solo una conversión parcial de energía eléctrica (hasta el 30%). Pero incluso para la topología de los DFIG, la frecuencia de la red está totalmente desacoplada de la velocidad rotativa de turbina. Los sistemas de almacenamiento de batería, energía solar PV y eólica pueden proporcionar control de potencia activa y reactiva de manera similar a los generadores síncronos convencionales. La presencia de inversores permite el control de potencia activa y reactiva, independiente una de la otra. Con un diseño del controlador adecuado, pueden proporcionar también una respuesta sintética similar a la inercia. Las turbinas eólicas son capaces de inyectar potencia activa a la red mediante la extracción de la energía marzo/abril 2017
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60,05
60,05 Sin Control Con Control
60
Sin Control Con Control
60 59,95 Frecuencia
Frecuencia
59,95 59,9 59,85 59,8
59,9 59,85 59,8 59,75
59,75
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59,7
59,65 0
59,65 10
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gráfico 8. VRE con y sin controles de inercia sintética.
almacenada en la masa rotativa de aspas y generadores. Los inversores de energía PV también pueden proporcionar una respuesta similar a la inercia si se aplican restricciones. El almacenamiento de energía también puede programarse para modular su potencia activa para imitar la respuesta inercial de las máquinas rotativas. Además, los generadores basados en inversores tienen un rendimiento para resistir una falla superior sin sufrir averías. Con el diseño de convertidor adecuado, los inversores de energía eólica, PV y de almacenamiento pueden resistir diversos tipos de oscilaciones de frecuencia y de fallas de sobretensión y baja tensión, equilibradas y no equilibradas, sin sufrir averías, mejorando así la confiabilidad en general de un sistema de energía eléctrica. Si se desea, también pueden inyectar niveles convenientes de corriente reactiva durante la falla para ayudar a una recuperación más rápida del voltaje posterior a la falla. Eliminar un número significativo de generadores síncronos del sistema provoca varios efectos sobre la estabilidad del sistema eléctrico. La pérdida de generadores síncronos reduce la inercia del sistema y afectará a la estabilidad de pequeña señal y del transitorio. ✔ Estabilidad de pequeña señal y del transitorio: La pérdida de inercia del sistema podría reducir la capacidad de respuesta a las perturbaciones. Para mejorar la capacidad de respuesta a las fallas, las interconexiones de VRE necesitan capacidades para superarlas. En un sistema 100% de VRE, la estabilidad angular de la maquinaria restante, tal como los motores y los condensadores síncronos, puede ser frecuente y aguda debido a la falta de inercia en el sistema. ✔ Regulación de la frecuencia: La frecuencia eléctrica de una interconexión debe mantenerse en todo momento muy cerca de su nivel nominal. Las desviaciones de frecuencia significativa pueden llevar al desbordamiento de carga, inestabilidad, daños de máquinas e incluso apagones. En los últimos años, crece la preocupación en el sector de la energía eléctrica acerca del descenso de inercia y de respuesta de frecuencia primaria marzo/abril 2017
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gráfico 9. VRE con y sin inercia sintética, así como la respuesta de frecuencia primaria.
en muchas interconexiones. Esta disminución puede continuar debido al aumento de las penetraciones de producción acoplada con inversores y de los requisitos planeados de centrales térmicas convencionales. Los controladores de VRE, si se diseñan con detenimiento, pueden proporcionar respuesta primaria, secundaria y terciaria superior a la respuesta de generadores convencionales debido a la velocidad de respuesta rápida de las interconexiones de electrónica de potencia. ✔ Regulación del volt-voltiamperio reactivo (VAR): Mantener voltajes aceptables en todos los buses en un sistema de energía eléctrica es fundamental para garantizar que esta se distribuya a través de la red de transmisión. La regulación del voltaje de sistemas de la excitación de los generadores convencionales mantiene sus voltajes terminales estables. La VRE puede proporcionar la regulación del voltaje utilizando controladores de voltaje; sin embargo, es probable que reduzca su capacidad para proporcionar energía eléctrica real mientras ofrece servicios de voltaje. La optimización y el control de volt-VAR
1 3% de Estatismo Cambio de Potencia (MW)
0
Banda Muerta de Frecuencia ±12,5 MHz
0,5
0
5% de Estatismo
–0,5
–1 –0,2
–0,1 0 0,1 Cambio de Frecuencia (Hz)
0,2
gráfico 10. Central de energía PV que proporciona repuesta de frecuencia primaria (3% y 5% de estatismo). IEEE power & energy magazine
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A medida que incorporamos más VRE en los sistemas de energía, la red del futuro tendrá muchos más generadores basados en inversores y estará mucho más distribuida que en el sistema actual de energía eléctrica.
La respuesta inercial es la respuesta inmediata a una perturbación de potencia basada en un cambio de frecuencia. Se trata de un factor fundamental tanto de la estabilidad del transitorio como de la pequeña señal mediante el ralentizado de la tasa de cambio de frecuencia justo 230 después de una perturbación. Las máquinas síncronas proporcio220 nan intrínsecamente la respuesta inercial a los sistemas de energía 210 eléctrica. Si se diseñan adecuada200 mente, los controladores de potencia activa para la VRE pueden pro190 porcionar una respuesta de inercia sintética para estabilizar oscilacio180 nes de frecuencia. 170 El control inercial utiliza la ener0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 gía cinética de la masa rotativa de los Tiempo(s) Relativo aerogeneradores para proporcionar Disponible MW Indicada MW una capacidad de respuesta inercial Mínima Permitida MW Medida MW para las turbinas eólicas, emulando así la respuesta inercial de generagráfico 11. Participación de central de energía PV en AGC. dores síncronos convencionales. La respuesta se proporciona incrementando temporalmente la producción de energía de las turbinas eólicas 12 del 5 al 10% de la energía de turbina tasada, mediante la extracción de la 10 energía cinética almacenada en las Corriente de Falla del Generador Síncrono Está Tasada x6 masas rotativas. Esta inyección de 8 Generador Síncrono energía rápida y corta puede beneInversor ficiar a la red principalmente con la 6 Inversor con Protección limitación de la tasa de cambio de Inversor que frecuencia en el origen del suceso se Desconecta 4 de desequilibrio de producción o Tan Pronto Como Posible 2 de carga. En el Gráfico 8 se muestra el impacto en la frecuencia del sis0 tema con control de inercia sintéInversor que tica basada en la energía eólica. –2 Proporciona Siete Aquí, los controles actúan rápidaCiclos de Protección mente para reducir al mínimo la –4 caída en la frecuencia del sistema. Aunque la gravedad del punto más gráfico 12. Corrientes de falla en comparación con el momento para un generador síncrono, un inversor con fácil desconexión y un inversor con capacidad de superación. bajo de frecuencia se ve mitigada Potencia (MW)
de la VRE proporcionará el apoyo de voltaje necesario y minimizará el impacto sobre la capacidad de los generadores renovables para producir energía eléctrica real.
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por la utilización de inercia sintética, la frecuencia tarda más tiempo para estabilizarse. El control de respuesta de frecuencia primaria de los aerogeneradores puede ajustarse para proporcionar una respuesta similar al estatismo y mejorar notablemente el punto más bajo de frecuencia, así como la frecuencia de estado estacionaria. El Gráfico 9 muestra un ejemplo de respuesta de frecuencia del sistema mediante el control de inercia sintética de energía eólica y/o el control de respuesta de frecuencia primaria. Esto demuestra que usar estos controles puede contribuir a un sistema más estable de acción más rápida. Los sistemas de energía solar PV necesitan aprovecharse junto con el almacenamiento o verse reducidos de su máxima potencia disponible para proporcionar respuesta de inercia sintética en sucesos de baja frecuencia. En el Gráfico 10 se muestra un ejemplo de energía solar que proporciona respuesta de frecuencia primaria (respuesta de estatismo). Esta respuesta se midió en una planta de energía PV real de 20 MW en el momento en que la planta operaba con una configuración entre 3 y 5% de estatismo con una banda muerta de 12 mHz. La dispersión alrededor de la respuesta esperada ideal (esquema sólido) se debe a la variabilidad de la irradiancia. El estatismo de la planta se determina de la misma manera que para los generadores convencionales: Estatismo =
TP Ptasada . Tf 60 Hz
El límite superior de la curva de estatismo era la energía eléctrica disponible de la planta y el límite inferior estaba a un nivel un 20% más bajo que el máximo de energía eléctrica entonces disponible. En el Gráfico 11 se muestra otro ejemplo de una central de energía PV que participa en el AGC. Estos datos se midieron en una central de energía PV de 300 MW que se restringió a 30 MW menos que su potencia máxima disponible. La central ajustó su producción de potencia activa siguiendo las instrucciones del AGC que enviaba en operador del sistema. Este gráfico muestra que la central de energía PV fácilmente podría seguir las señales del AGC según lo indicado. Muchas centrales de energía PV a escala de servicios públicos ya son capaces de recibir señales de restricción de los operadores de red; aunque todas las centrales son diferentes, se espera que la transición al funcionamiento con disposición de servicios complementarios será relativamente simple, con modificaciones realizadas solo en el software de interconexión y en el controlador de la central.
Protección del Sistema de Energía Eléctrica Los desafíos adicionales con la retirada de un gran número de generadores síncronos de la red son la coordinación y los sistemas de protección. Los generadores síncronos producen aproximadamente seis veces la corriente tasada durante una falla (Gráfico 12). marzo/abril 2017
Esta gran cantidad de corriente de falla se utiliza a menudo como distintivo para ciertos tipos de fallas y constituye la base para la protección de relé en momento de sobrecarga. Un relé de protección puede detectar la gran cantidad de corriente de falla y accionar un disyuntor para proteger los componentes de la red. Las fuentes de energía basadas en inversores no tienen las mismas características que los generadores síncronos. Por lo general, pueden proporcionar solamente una pequeña cantidad por encima de la corriente nominal de salida. En sistemas dominados por inversores, esto puede ocasionar que los relés de protección pierdan la capacidad para detectar las condiciones de falla debido a que la corriente de falla disponible se ha visto reducida drásticamente. Por otro lado, los inversores pueden reaccionar con suma rapidez a las perturbaciones de red y pueden desconectarse de la red de tal modo que no causan sobrecarga térmica en los componentes de red. Una característica única de los inversores es que su corriente de falla realmente se puede programar. Pueden detectar una falla muy rápidamente y dejar de producir corriente dentro de una cuarta parte de un ciclo, o bien pueden diseñarse para seguir proporcionando corriente durante varios ciclos a través de una condición de falla. Una posible solución para la falta de altas corrientes de falla es, otra vez, el uso de los condensadores síncronos para proporcionar corriente de falla. Los condensadores síncronos son máquinas que proporcionan solo potencia reactiva que, a su vez, también pueden proporcionar las características de inercia y falla de los generadores síncronos. Recientemente, Dinamarca ha instalado varios de estos sistemas para proporcionar tanto la corriente de falla como la inercia a la red, con buenos resultados. Otras opciones pueden ser la eliminación del uso de sistemas de protección contra sobrecargas y el desarrollo e implementación de sistemas de protección más avanzados que utilizan diferencial de corriente y otros métodos para detectar y eliminar fallas. Además de la disposición de corriente de falla, los condensadores síncronos traen otros dos beneficios importantes al sistema: control de voltaje e inercia mecánica. Muchos estudios de integración han analizado la posibilidad de convertir grandes centrales térmicas en desuso en condensadores síncronos para los fines mencionados. Otro sistema de protección que también se utiliza en la red se basa en relés especiales que miden la tasa de cambio de frecuencia (ROCOF, por sus siglas en inglés). Los controladores de relés de la ROCOF analizan el derivado de la frecuencia para averiguar si se está dando una falla en la red. Con menos inercia de sistema, la rápida disminución o aumento de la frecuencia durante un suceso anormal puede requerir cambios en la configuración de la ROCOF o incluso la eliminación de su uso.
Aislamiento Involuntario El riesgo de aislamiento involuntario es una consideración importante al examinar los sistemas de energía con producción distribuida incorporada. A medida que los sistemas de energía se vuelven mucho más distribuidos por naturaleza, existen IEEE power & energy magazine
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potencialmente muchas más partes de la red que podrían crear islas eléctricas durante las fallas. La solución en bajas penetraciones ha sido requerir técnicas activas en contra del funcionamiento en isla como, por ejemplo, las que se usan en la producción distribuida basada en inversores. Estas técnicas realizan el seguimiento de las condiciones de la red y activamente intentan expulsar el voltaje y la frecuencia de red del parámetro de funcionamiento normal para que las unidades se activen rápidamente. Esto funciona bien cuando la red está rígida, pero el principio básico de esta técnica contra el funcionamiento en isla realmente trata de desestabilizar la red. En una futura red con una producción mucho más distribuida y con redes potencialmente más débiles, las nuevas técnicas contra el funcionamiento en isla se tendrán que utilizar para garantizar la estabilidad en general de la red. Estos pueden basarse en la comunicación, donde se envía una señal permisiva a los generadores, o bien se comparan las mediciones de fasores a lo largo de la red.
sitos para la estabilidad de la red deberían incorporarse en todos los tamaños de inversores, ya que una futura red puede tener gran número de pequeños sistemas de VRE altamente distribuidos. Los estudios iniciales han demostrado que, con consideraciones de control adecuadas, los sistemas basados en inversores pueden no solo mantener o mejorar la estabilidad de la red conforme a una variedad de contingencias, sino también mejorar drásticamente las características de respuesta de los sistemas de energía y aumentar la estabilidad operacional.
Agradecimientos Los autores desean agradecer a la Oficina Tecnológica de Energía Solar y a la Oficina Tecnológica de Energía Eólica del Departamento de Energía de EE. UU. su apoyo a través de la financiación de varios de los estudios descritos en este artículo.
Lecturas Complementarias Arranque Autógeno Una de las consideraciones para sistemas de energía eléctrica de CA dominada por inversores es la necesidad de iniciar redes una vez han caído, lo que se conoce como “arranque autógeno”. Esta capacidad para reiniciar una red es fundamental para la confiabilidad del sistema en general. Para lograr esto, la producción en el sistema debe ser capaz tanto de actuar como fuente de voltaje como de proporcionar la energía eléctrica necesaria para iniciar el equipo eléctrico con altas corrientes de entrada, como los motores y transformadores. Los generadores síncronos son capaces de hacer cada una de estas tareas cuando la carga se ajusta adecuadamente a sus capacidades. Los sistemas dominados por inversores tendrán que ser capaces de proporcionar suficiente corriente de arranque o las cargas deberán separase de tal manera que permitan una reincorporación controlada de energía eléctrica a la red. Estas características especiales de fuentes basadas en inversores serán examinadas por las organizaciones de confiabilidad en sus planes para restablecer el suministro de energía eléctrica después de apagones o desastres naturales.
Conclusiones La obtención de redes 100% con VRE requerirá ✔ mejores formas de unir el suministro y la demanda en varios períodos de tiempo ✔ una reducción significativa ✔ operaciones adecuadas con penetraciones de VRE instantánea muy altas. A medida que los sistemas de energía eléctrica evolucionen desde sistemas dominados por generador síncrono a sistemas dominados por inversor, debemos garantizar que estas tecnologías operen de manera compatible. Esto incluye diseñar sistemas basados en inversores para proporcionar estabilidad de sistema y servicios de red adicionales para operaciones de sistema de energía eléctrica de CA adecuados. Estos requi84
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A. Bloom, A. Townsend, D. Palchak, J. Novacheck, J. King, C. Barrows, E. Ibanez, M. O’Connell, G. Jordan, B. Roberts, C. Draxl y K. Gruchalla, “Eastern renewable generation integration study,” NREL, Golden, CO, Tech. Rep., NREL/ TP-6A20-64472, agosto de 2016. M. M. Hand, S. Baldwin, E. DeMeo, J. Reilly, T. Mai, D. Arent, G. Porro, M. Meshek y D. Sandor, “Renewable electricity futures study,” NREL, Golden, CO, Tech. Rep., NREL/TP-6A20-52409, junio de 2012. P. Denholm y R. Margolis, “Energy storage requirements for achieving 50% solar photovoltaic energy penetration in California,” NREL, Golden, CO, NREL/TP-6A20-66595, agosto de 2016. J. Taylor, S. Dhople y D. Calloway, “Power systems without fuel,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 57, pp. 1322–1336, mayo de 2016. J. O’Sullivan, Y. Coughlan, S. Rourke y N. Kamaluddin, “Achieving the highest levels of wind integration: A system operators perspective”, IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 3, n.º 4, pp. 819–825 octubre de 2012. V. Gevorgian, Y. Zhang y E. Ela, “Investigating the impacts of wind generation participation in interconnection frequency response,” IEEE Trans. Sustain. Energy, vol. 6, n.º 3, pp. 1004–1012 julio de 2015. N. Miller, B. Leonardi, R. D’Aquila y K. Clark, “Western wind and solar integration study phase 3A: Low levels of synchronous generation,” NREL, Golden, CO, Tech. Rep., NREL/TP-5D00-64822, noviembre de 2015. D. Ramasubramanian, V. Vittal y J. Undrill, “Transient stability analysis of an all converter interfaced generation WECC system,” en Actas de la Conferencia Power System Computation, Génova, Italia, 2016.
Biografías Benjamin Kroposki pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. marzo/abril 2017
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Brian Johnson pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. Yingchen Zhang pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. Vahan Gevorgian pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. Paul Denholm pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado.
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Bri-Mathias Hodge pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado. Bryan Hannegan pertenece a National Renewable Energy Laboratory, Golden, Colorado.
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historia
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Dennis J. Ray, Peter W. Sauer, Robert J. Thomas y Jay Giri
investigación interuniversitaria el Centro de Investigación de Ingeniería de Sistemas de Energía
E
EN ESTE ARTÍCULO, RELATAMOS los sucesos que conducen a la creación del Centro de Investigación de Ingeniería de Sistemas de Energía (PSERC, por sus siglas en inglés) y los problemas asociados a convencer a determinadas personas de que un grupo de universidades pueden funcionar como un único centro. Las claves para este logro son el apoyo industrial, la colaboración entre universidades y la gestión eficaz. El artículo continúa con un debate sobre cómo ha evolucionado el PSERC en los últimos 20 años.
Primer Intento Era el año 1986, la Sesión de Invierno de la IEEE Power Engineering Society (rebautizada como IEEE Power & Energy Society; PES, por sus siglas en inglés) se estaba celebrando en la ciudad de Nueva York y Estados Unidos estaba experimentando un grave declive en los programas de energía eléctrica. Muchos de estos programas estaban cambiando el énfasis de sus raíces en la energía eléctrica a la industria aeroespacial. Bob Thomas hizo la primera mención de una actividad interuniversitaria durante el comité de expertos sobre relaciones entre la industria y la universidad; Bob acaba de unirse a la Fundación Nacional para la Ciencia (NSF, por sus siglas en inglés) para iniciar allí el programa de energía eléctrica. Richard Balzhiser, el entonces presiIdentificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2016.2637162 Fecha de publicación: 1 de marzo de 2017
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dente del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI, por sus siglas en inglés), también estaba en el comité. El EPRI tenía la misión de organizar y coordinar la investigación en nombre del sector. Bob explicó que creía que ninguna universidad podía reunir el grueso de conocimiento técnico y la experiencia necesarios para abordar de forma integral todo el espectro y la complejidad de los problemas del sistema de energía eléctrica. En particular, al contraer su compromiso con la energía eléctrica, el campo de la ingeniería eléctrica se estaba expandiendo enormemente en lo que respecta al alcance y material. Un resultado importante fue la falta de apoyo a la investigación por parte de la industria energética y un gran compromiso de la industria aeroespacial con el apoyo a la actividad investigadora del profesorado. Uno de los miembros de la audiencia señaló que no tenía sentido la idea de un centro de consorcio sobre sistemas de energía. A esto le siguió una reunión en la Universidad de Cornell en la que participaron Fred Schweppe, Pete Sauer y Felix Wu. Bob Thomas había hablado con Fred sobre que el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT, por sus siglas en inglés) se uniera al esfuerzo. En la reunión, Fred, aunque estaba de acuerdo en que el consorcio era una gran idea, sostenía que el MIT no podría formar parte de él. Fred proporcionó una gran cantidad de material pedagógico en el que estaba trabajando y sugirió que incluyéramos a su antiguo estudiante, Marty Baughman, en 1540-7977/17©2017IEEE
la Universidad de Texas, en Austin. Acordamos que Marty sería el director de una propuesta para la NSF, ya que Bob tenía un conflicto con ellos por aquel entonces. Como se señaló al comienzo del artículo, el consorcio propuesto recibió el nombre de “Centro de Ingeniería de Sistemas de Energía”. El logotipo de la portada de la propuesta original se muestra en el Gráfico 1 (a): los cuatro “buses” representaban a la Universidad de California en Berkeley, la Universidad de Illinois, en UrbanaChampaign, la Universidad de Cornell y la Universidad de Texas, en Austin. La propuesta, que se envió a la Oficina de la NSF de Investigación Interdisciplinar, introdujo la idea de un “centro de consorcio”. Antes de esto, los centros eran organizaciones principalmente de un solo emplazamiento. La propuesta incluía un “programa de comunicación”, que describía la teleconferencia para la administración, así como una educación colaborativa. La investigación propuesta se centraba en el desarrollo de nuevas metodologías para la planificación, el diseño y la operación de sistemas de energía bajo las limitaciones de problemas con las políticas que afectan las estructuras de precios y la confiabilidad. La propuesta fue rechazada por la NSF en enero de 1988.
Segundo Intento Era agosto de 1992 y Tom Schneider, del EPRI estaba organizando una conferencia en Napa Valley, California. Bob Thomas habló sobre la idea del consorcio con Tom, que dijo que le gusmarzo/abril 2017
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significativa. Hoy en día, los centros interuniversitarios son la norma.
Tercer Intento
(a)
(b)
(c)
(d)
gráfico 1. Evolución del logo del PSERC: (a) versión original de 1986 que muestra cuatro “buses,” que representan la Universidad de California en Berkeley, la Universidad de Illinois en Urbana-Champaign, la Universidad de Cornell y la Universidad de Texas en Austin; (b) versión de 1992; (c) versión de 1995; y (d) versión actual.
tó y que la defendería en el EPRI; creía que la Conferencia de Napa Valley sería una buena oportunidad para reunirse a debatir sobre ello. Aquí, la Universidad de Wisconsin sustituyó a la Universidad de Texas. Fue en esa reunión, a medianoche, bajo un cielo despejado y con luna llena, cuando Felix Wu convenció a Bob Thomas de que asumiera el papel de director para otra propuesta. El sector eléctrico estaba empezando a reestructurarse. Si bien la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés) no publicó su Orden 888 de referencia hasta abril de 1996, existían precedentes, como la Orden 636 de la FERC para el sector del gas, que apuntaba a que la desregulación estaba en marcha. La propuesta de un centro de investigación de ingeniería (ERC, por sus siglas en inglés) se basaba en problemas que en un futuro debían resolverse. Por entonces, había cambiado el logotipo a la imagen que se muestra en el Gráfico 1 (b). En noviembre de 1993, se presentó a la NSF una propuesta para un ERC de sistemas de energía con la incorpo88
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ración de las universidades de Howard y Hampton. El 4 de febrero de 1994, la NSF notificó al equipo que había sido seleccionado para una revisión del emplazamiento. En marzo de 1994, las universidades visitaron empresas para obtener apoyo para la propuesta y la revisión del emplazamiento se llevó a cabo en la escuela principal, Cornell, entre el 22 y el 23 de marzo de 1994. En la revisión del emplazamiento, la propuesta recibió buenas valoraciones por sus ideas y resultados. La siguiente etapa de este proceso de propuesta del ERC de la NSF incluyó una revisión breve de un “comité especial de expertos”, durante el cual el director del centro tuvo 30 minutos para presentar un resumen de la propuesta. Nos dijeron después que no tuvimos éxito, sobre todo porque uno de los expertos sostuvo que un centro interuniversitario era un oxímoron. Los centros son, por definición, universidades individuales, dijo. Era la cultura de la época y fue difícil convencer a la gente de que varias universidades geográficamente dispersas pudieran colaborar de manera
Con el impulso acumulado de los años anteriores, el grupo quiso continuar. Por lo tanto, se llevaron a cabo reuniones de planificación adicionales y se formó una Junta Nacional de Asesores (NAB, por sus siglas en inglés). Después de una reunión de la NAB en General Electric, en Nueva York, en enero de 1995 (con Tom Garrity, presidente de la NAB, dirigiendo el debate), se presentó una primera fase de la propuesta al programa del ERC de la NSF por 12,4 millones de dólares estadounidenses y se mostraron 10,2 millones de dólares estadounidenses para “otras” fuentes, en cinco años (1996-2000). El logotipo del PSERC ha ido evolucionado hasta llegar al que se muestra en el Gráfico 1 (c). La propuesta incluía cuatro ejes de investigación técnica, el primero, un “entorno de solución de problemas”. Para consolidar el alcance de la investigación, el grupo decidió que era necesario un proyecto insignia; algo que pudiera reunir a investigadores e industria. Se seleccionó un proyecto de software de visualización del sistema de energía eléctrica como proyecto insignia del PSERC. En abril de 1995, el vicepresidente de la Commonwealth Edison Company (ComEd), Paul McCoy, respondió a una propuesta y demostración sobre el proyecto insignia. Le habían pedido 50.000 dólares estadounidenses para iniciar el proyecto. Se puede parafrasear su respuesta como: “¿Si te doy el doble financiación, me lo darás el doble de rápido?” ComEd efectivamente financió el proyecto insignia del orden de 100.000 dólares estadounidenses. Fue el verdadero comienzo del principal apoyo industrial del PSERC y lanzó la idea de una empresa spin-off para la transferencia tecnológica de tecnología de visualización, la PowerWorld Corporation. El 1 de mayo de 1995, se notificó al grupo que 24 de las 117 propuestas del ERC de primera fase habían pasado la primera ronda de revisiones. El 15 de julio marzo/abril 2017
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de 1995, se presentó una propuesta completa a la NSF. El 2 de octubre de 1995, se notificó al grupo que nuestra propuesta no había sido seleccionada para una visita al emplazamiento del ERC.
Fase 1 del Programa I/UCRC Alex Schwartzkopf, que había estado siguiendo la propuesta de programa ERC, contactó con Bob Thomas y, cuando oyó que no habíamos sido elegidos, preguntó si nos gustaría presentarnos para su programa del Centro de Investigación Cooperativa de Universidad e Industria de la NSF (I/UCRC, por sus siglas en inglés). Bob le dijo a Alex que lo debatiría con la dirección del PSERC y, en consecuencia, se convirtió en el director fundador de la recién creada PSERC. Se celebró una reunión de planificación del I/UCRC de la NSF en la Universidad de
Wisconsin entre el 22 y el 23 de mayo de 1996 y, para agosto, Alex Schwartzkopf había establecido el PSERC como un I/ UCRC de la NSF. El equipo de liderazgo inicial incluía a Bob Thomas (Cornell), Peter Sauer (Illinois), Robert Lasseter (Wisconsin), Felix Wu/Shmuel Oren (Berkeley) y James Momoh (Howard). La NSF contrató a Frank Wayno (Cornell) para ser el evaluador para el PSERC, pero también trabajaba como consultor organizativo del PSERC. Los estatutos del PSERC, requeridos por el programa I/UCRC, establecieron 1) la estructura organizativa y las responsabilidades para un Comité Ejecutivo integrado por los directores del emplazamiento de cada universidad miembro y un Consejo Consultivo Industrial (CCI) 2) los criterios y definiciones de membresía
3) el memorando de acuerdo que deberá ser firmado por cada universidad 4) el acuerdo de membresía de la industria. En noviembre de 1996, cinco universidades (Cornell, Illinois, Berkeley, Wisconsin y Howard) firmaron el memorando de acuerdo. La Universidad del Illinois organizó la reunión inicial del PSERC entre el 12 y el 13 de diciembre de 1996. Como director del nuevo centro, Bob Thomas estaba buscando formas de impulsar la incipiente comunidad de investigadores, centrar sus actividades y poner a disposición el trabajo del PSERC y de la comunidad en general para la industria de la energía eléctrica a través de la publicación de los resultados en un foro reconocido y accesible. En 1996, Ralph Sprague ofreció a Bob una importante oportunidad permitiéndole organizar lo
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