Revisión de oportunidades y desafíos de la integración de la generación distribuida (2ª PARTE)

Ver 1ª PARTE. GESTIÓN ACTIVA DE REDES DE DISTRIBUCIÓN La gestión de activa de las redes de distribución es un elemento clave para conseguir la integración efectiva en costes de la DG en la planificación y operación de la distribución. Las redes de distribución pasivas La función histórica de las redes de distribución pasivas se ve principalmente como el reparto de una red de transmisión a los consumidores a bajo voltaje. Estas redes están diseñadas a partir de estudios deterministas que consideran los casos críticos de forma que las redes de distribución puedan operar con una cantidad mínima de control. En otras palabras los problemas de control se solventan en la etapa de planificación. Esta práctica de operación pasiva puede limitar la capacidad de generación distribuida que se conecta a un sistema existente. Para los circuitos de distribución bien diseñados, hay poco alcance para la generación distribuida cuando se usan normas deterministas (es decir, consideración de una carga mínima y máxima generación). Esta práctica limita significativamente la conexión de DG. Como estas condiciones pueden sólo aplicarse unas pocas horas por año es claramente deseable considerar límites de voltaje estocásticos (ver norma EN 50160). Técnicas de gestión activas (AM) Estas técnicas permiten al operador de redes de distribución maximizar el uso de los circuitos existentes tomando plena ventaja de la energía producida por el generador, control de transformadores, reguladores de voltaje, gestión de la energía reactiva y reconfiguración del sistema de una forma integrada. AM de las redes de distribución puede contribuir al equilibrio de la generación con carga y servicios auxiliares. En el futro, los sistemas de gestión de la distribución pueden proporcionar control de red en tiempo real y control en nodos de red clave comunicando con controles del generador, cargas y dispositivos de red controlables, tales como compensadores de reactiva, reguladores de voltaje y transformadores OLTC.

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En estas redes puede modelarse en tiempo real la capacidad de potencia, flujo de carga, voltaje, niveles de fallo y seguridad para tomar las decisiones correctas en la red. Estas técnicas probablemente se aplicarán gradualmente.

El software de control DMS tiene dos bloques funcionales: estimación del estado y planificación del control. El bloque de estimación del estado usa los parámetros eléctricos de la red, la topología de la red, los modelos de carga y las medidas en tiempo real para calcular la estimación del estado de la red.

. SERVICIOS AUXILIARES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA .

Cuando la penetración de DG se incrementa es un imperativo económico que DG participe en la provisión de servicios auxiliares necesarios para asegurar la operación fiable del sistema de energía. Es importante porque si DG sólo desplaza la energía producida por la generación central pero no la flexibilidad y capacidad asociadas, el coste total de operación del sistema completo se elevará.

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Otro motivo para explorar la provisión de servicios auxiliares para DG es mejorar la viabilidad económica de algunos proyectos DG.

Hay un potencial en los mercados de servicios auxiliares de las redes de distribución para desarrollar in-line con el incremento anticipado en la generación de electricidad desde recursos distribuidos.

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Un pre-requisito para el desarrollo detallado de modelos operacionales y comerciales fue que cualquier servicio sea material financiable al generador distribuido mientras queda económicamente y operacionalmente atractivo a los operadores de red.

. IMPACTO TÉCNICO DE DG EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Los impactos técnicos de la DG en la operación del sistema pueden evaluarse a diferentes niveles: a) Operación de estado estacionario; b) coordinación de la protección; c) comportamiento dinámico (con una interacción natural con las soluciones de protección adoptadas; d) provisión de servicios auxiliares.

La evaluación de los impactos en la red de transmisión implican un gran número de estudios, en los que deben considerarse diferentes escenarios típicos de operación (por ejemplo horas de carga pico, horas valle y niveles de consumo medio). En sistemas de energía donde hay una considerable contribución hidroeléctrica, el número de escenarios se incrementa ya que hay que evaluar el impacto para periodos de invierno y verano. La naturaleza intermitente de algunas plantas DG (tales como parques eólicos) pueden llevar a la necesidad de considerar escenarios adicionales con diferentes niveles de producción DG.

Estos impactos pueden ser analizados comparando las soluciones obtenidas para cada escenario antes y después de la introducción de niveles DG para un estudio dado. Dos tipos de análisis pueden llevarse a cabo:

• Evaluación global del rendimiento del sistema.
• Análisis del comportamiento eléctrico en áreas de redes específicas, debido a especificidades de los sistemas de conversión de energía adoptados y a las características de la red de local.

OPERACIÓN DEL SISTEMA EN ESTADO ESTACIONARIO

El impacto de la operación en estado estacionario se evalúa en términos de cambios en perfiles de voltaje, pérdidas activas y reacivas y niveles de congestión en las ramas del sistema a través de la solución del problema de flujo de carga. Un cambio en la cantidad de nivel DG también requiere una generación de energía previa en orden de distribuir a las unidades convencionales la energía que necesita producirse para cada escenario considerado.

DESARROLLO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

La planificación de la expansión de la red de transmisión en un escenario de gran integración de DG requiere el conocimiento de la evolución de la carga y la inclusión de estimaciones sobre como crecerá la DG. Estas estimaciones de la producción DG se harán en términos energía y capacidad instalada, de acuerdo con las características de los recursos primarios disponibles, así como de su distribución geográfica. Esto permitirá la identificación de necesidades de producción convencionales, teniendo en mente la disponibilidad de los recursos DG y los requerimientos de reserva del sistema (reservas secundarias y terciarias).

Bibliografía: Pecas et al. Integrating distributed generation into electric power systems: A review of drivers, challenges and opportunities. E lalectric Power Systems Research 77 (2007). 1189-1203

Palabras clave: Active management (AM) techniques