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Introducción
El empleo de los recursos de energía distribuida (Distributed Energy Resources, DER) representa una opción de energía limpia 1 y tiene un atractivo en el mercado, ya que amplía las opciones de generación e impulsa el uso de nuevas tecnologías. Otro de los grandes atractivos de los DER es que otorgan un protagonismo al usuario final, convirtiéndolo en un posible vendedor de electricidad (prosumidor), además, el uso de los DER crea la posibilidad de abastecer a zonas no interconectadas que no cuentan con el servicio de electricidad, aportando así confiabilidad y resiliencia para este tipo de sistemas.
La integración de los DER genera nuevos desafíos para el sistema eléctrico, en el que el sistema de distribución y sus activos enfrentan retos tanto positivos como negativos, siendo el transformador de distribución (TD) uno de los equipos altamente afectados. Por tal motivo, las empresas del sector eléctrico están en búsqueda de herramientas que les permitan monitorizar y gestionar este tipo de activos con el fin de garantizar su vida útil y buena operación ante la integración DER 2.
El presente documento está orientado a realizar una revisión crítica de las herramientas de monitoreo y gestión en los (TD) ante la integración de recursos de energía distribuida (DER), de tal manera que esta información pueda ser utilizada como base para que los operadores de red eléctrica implementen planes para el buen uso de este tipo de activos, al igual que evitar daños o deterioros. El documento de divide en seis secciones. La primera sección es introductoria sobre los DER. En la segunda sección se aborda el efecto de la integración de recursos de energía distribuida en los transformadores de distribución. La tercera sección consta de una investigación sobre las herramientas de monitoreo y gestión para TD ante la integración DER. La cuarta sección muestra los requerimientos mínimos que deben tener las herramientas de gestión para TD. En la quinta sección es expuesta una investigación sectorial que se realizó con el objetivo de identificar lo que los expertos conocen en relación con las herramientas de monitoreo y gestión para los TD ante la integración DER en las redes eléctricas. Para finalizar, en la sexta sección se presentan las conclusiones de la investigación realizada.
Recursos de energía distribuida
La necesidad de la energía eléctrica para el bienestar, el confort y el desarrollo de la humanidad ha promovido un constante aumento en la demanda de este recurso. Con el fin de atender dicha demanda y reducir el impacto ambiental para su obtención y la vulnerabilidad de algunos sistemas de generación (como el hídrico), el sector eléctrico ha sido impulsado a introducir nuevas formas de generación, operación y almacenamiento de energía eléctrica, promoviendo así el uso de DER, que cada vez tienen un papel más importante en el sistema eléctrico.
Recursos de energía distribuida
Los DER son el conjunto de cualquier generador o dispositivo de almacenamiento, que se encuentre conectado a la red eléctrica de distribución o en instalaciones cercanas a la carga, como es el caso de la generación distribuida, además de integrar el almacenamiento de dicha energía y vehículos eléctricos 1. Los DER surgen como una solución a la creciente demanda de energía eléctrica, especialmente, por el aumento de las megaciudades y el levantamiento de ciudades inteligentes que cada vez consumen más electricidad.
El empleo de los DER plantea un nuevo desafío a la organización clásica del sistema de energía eléctrica, en el cual la generación se produce a gran escala y en lugares específicos, es decir, es una generación centralizada. En cambio, con el creciente uso de fuentes de energía distribuida y de baterías, la generación se realiza de forma distribuida. Esto ofrece un valor adicional en comparación con la generación centralizada, abriendo nuevas posibilidades al sistema. Por ejemplo, los consumidores se vuelven activos en el mercado (prosumidores), teniendo la posibilidad de participar en él, mediante el flujo bidireccional de energía (consumiendo y produciendo), aportando dinamicidad al sistema 1.
Fuente: Modificado de UPME, “Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima en Colombia” 3.
Figura 1 Proyección de la demanda de energía anual en Colombia
Los DER, además de integrar sistemas de generación renovables, contribuyen a la mejora de la eficiencia energética del sistema eléctrico, creando la necesidad de aumentar el uso de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica e impulsando nuevas tecnologías, como el vehículo eléctrico, aumentado así la penetración de los DER en los sectores comercial, industrial y residencial. Otra de las ventajas del uso de DER es que están constituidos en su mayoría por fuentes de bajo impacto al ambiente, por lo que son una iniciativa de la transición rentable de la descarbonización, dando pie a la transición energética, donde las tres bases son la electrificación, la digitalización y la descarbonización 2. La implementación de los DER abre la posibilidad de brindarle servicio eléctrico a lugares donde hoy en día no se cuenta con acceso a la electricidad, puesto que la energía distribuida tiene la capacidad de generar electricidad cerca del punto de consumo o en puntos inaccesibles, evitando gastos de capital de distribución, interconexión y transmisión.
Sin embargo, la integración de los DER plantea nuevos retos y desafíos al sistema, siendo los principales factores el flujo de potencia bidireccional, la variabilidad de potencia en la generación, las fluctuaciones repentinas de generación y carga, la presencia de armónicos y las variaciones inesperadas de carga, comportamiento impredecible de generación, digitalización y las nuevas tecnologías a la red junto con nuevos estándares de ciberseguridad 4),(5. De modo que es necesario administrar y coordinar con mayor precisión el crecimiento de las futuras redes, haciendo énfasis en los sistemas de transmisión y distribución que cuenten con nuevas funciones para los prosumidores del sistema, siendo los DER recursos flexibles que cambian la estructura tradicional de la industria.
Efectos de la integración de recursos de energía distribuida
La integración de DER al sistema eléctrico presenta algunos retos los cuales se describen a continuación:
Barreras regulatorias: DER es un modelo que se considera actual, por lo que las políticas y normativas se encuentran en calidad de desarrollo e investigación en muchos casos, es por eso que existen restricciones y obstáculos, los cuales producen dificultades regulatorias al momento de emplear este modelo. Entre las más destacadas se encuentran: reglas de interconexión con la red eléctrica, intercambio de energía entre microrredes, restricción del flujo de energía bidireccional y regulaciones financieras y técnicas 6), (7.
Planificación y gestión: la planificación y gestión de la inclusión de DER al sistema actual es un reto importante para tener en cuenta. Una buena planificación y gestión evitaría muchos problemas a futuro en la red. Para que esto se pueda implementar, deben ser desarrollados modelos de simulación que cuenten con un enfoque de gestión de energía óptima en el cual se integre el modelo clásico de la red y los DER. Otro aspecto por considerar en la planificación es la compatibilidad, puesto que la integración de diferentes componentes con diversas características y fuentes de generación puede traer consigo limitaciones de control y comunicación 6), (8.
Sistema de protección: el modelo DER conlleva que exista un flujo de corriente bidireccional, provocando la principal dificultad en el sistema de protección clásico de la red, puesto que está diseñado para un flujo de corriente unidireccional y sistemas de distribución tipo radial 7. Además de esto, los sistemas de protección contra sobrecorrientes también se ven afectados por los DER, en especial con la instalación de generación distribuida, donde se presentan caídas de tensión por la entrada y salida de estos. Asimismo, los niveles de cortocircuito de la red y los flujos bidireccionales también afectan la coordinación de protecciones.
Retos técnicos y operativos: en el modelo de recursos distribuidos la operación en isla es utilizada frecuentemente, sin embargo, la operación puede ser en modo aislado o conectado a la red, por lo que se pueden producir complicaciones en el momento de controlar voltaje y frecuencia entre la generación y las cargas. Además, debido a las limitaciones de almacenamiento, el bajo voltaje también es un problema en el momento de la operación 6
El uso de fuentes convencionales como la fotovoltaica y la eólica trae consigo factores operativos como imprevisibilidad, dependencia climática y variabilidad de tecnologías, lo que puede causar un desequilibrio entre el consumo y la liberación de energía en el sistema eléctrico; esto conlleva a problemas generados por variación de potencia o sobrecargas repentinas y es un reto para la estabilidad del sistema eléctrico. Sumado a esto, se encuentra la mayor inclusión de armónicos a la red, y, por ende, la curva de potencia se ve deformada, lo que favorece los problemas de calidad de energía (PQ) y de precisión de equipos como los utilizados para la medición eléctrica, y afecta directamente a los activos de la red de distribución 9), (10.
Fuente: Modificado de UPME, Proyección de la demanda de energía eléctrica y potencia máxima en Colombia 3
Figura 2 Proyección de la demanda de energía eléctrica anual en Colombia para vehículos eléctricos y generación distribuida
Existe la posibilidad de que una fuente de energía distribuida, al devolver energía al sistema, se encuentre en una fase o ángulo de voltaje muy distinta a la del sistema, induciendo con ello una alta tensión eléctrica y tensiones mecánicas que pueden causar daños a los elementos del sistema eléctrico; es así que se hace necesario contar con un sistema de control de fase entre los generadores eléctricos y la red 11).
La integración de medición avanzada (AMI) es una de las componentes DER, determina el consumo de electricidad en tiempo real, a la vez que registra y almacena los datos para su posterior análisis y utilización. El análisis y la recolección de dichos datos se realiza por medio de un sistema AMI La implementación de los medidores inteligentes y el sistema AMI es un eslabón nuevo en la red eléctrica, el cual integra nuevos problemas y desafíos, empezando por la adecuación de la infraestructura para esta tecnología, además de la adecuada selección AMI y la protección a la privacidad de los datos 5),(12. La integración de los vehículos eléctricos al sistema presenta desafíos relacionados con el estado de carga y de descarga del vehículo, teniendo en cuenta que el vehículo eléctrico es una carga para la red, la suma de estas cargas repercute en equipos del sistema de distribución eléctrico como los TD, el cual puede sobrecargarse o tener problemas de sobrecalentamiento, incrementando así sus pérdidas hasta diez mil veces 1 y reduciendo su tiempo de vida. Por otra parte, el uso de almacenamientos y vehículos eléctricos (ligado al uso de cargadores y baterías), además de inyectar un contenido significativo de armónicos en la red por tratarse de dispositivos no lineales, también genera desbalances trifásicos en la red por el uso de cargadores monofásicos; al mismo tiempo, contribuye a variaciones de tensión, congestión de líneas e incremento de pérdidas por distribución, sobrecargas y modificación de la curva de demanda 13.
Efecto de la integración de recursos de energía distribuida en los transformadores de distribución
El TD es un elemento del sistema de distribución eléctrico, que cumple el papel de interfaz entre los niveles altos de tensión de la red eléctrica y los niveles más bajos de tensión para el consumo. En este sentido, permite suministrar valores adecuados de tensión y corriente al consumidor 14. Cabe resaltar que los TD tienen una demanda comercial elevada al ser parte del sistema de distribución, por esta razón son necesarios la buena gestión y el monitoreo del TD para garantizar un buen servicio de energía eléctrica.
Ante la integración de las nuevas tecnologías DER en las redes eléctricas existentes, debe investigarse adecuadamente los efectos que ocasionan en el TD, puesto que este es uno de los principales activos del sistema de distribución. La cantidad integrada de DER para que el sistema tenga un rendimiento aceptable es un aspecto muy importante a tener en cuenta, se debe realizar un análisis al momento de integrar los DER en una red eléctrica, evaluando detenidamente aspectos como la ubicación y el dimensionamiento a integrar, el impacto de armónicos y las corrientes de cortocircuito 15; de esta manera se evitan problemas en el TD tales como:
Variación de los límites de voltaje y corriente
Afectación en el perfil de carga del transformador de distribución por un incremento de los flujos de potencia inversa 16.
Aumento en la temperatura del devanado y deterioro en el aislamiento del transformador 26)-(28
Incremento en el desequilibrio de carga del transformador 29)-(32.
Disminución en la capacidad total del transformador 33.
Impacto en el funcionamiento de los cambiadores de carga del transformador 35).
Aumento en la tensión del punto de estrella del transformador 36), (37.
Aumento en las fuerzas electromagnéticas de las corrientes circulantes en el devanado del transformador, y en la dirección radial y axial 38), (39.
Deformaciones y deterioro en el aislamiento, y bobinado del transformador 40
Herramientas de monitoreo y gestión para transformadores de distribución
Actualmente el monitoreo más usual que reciben los TD es de forma presencial, es decir, una persona encargada visita el TD y según lo planeado realiza una inspección y toma pruebas, proporcionando información periódica y muchas veces incompleta, puesto que no se registran factores como las cargas ocasionales o el sobrecalentamiento en tiempo real. Es así como el monitoreo constante y la gestión del TD toman importancia, especialmente con la integración de DER al sistema que plantea nuevos retos y desafíos en el estado de salud del TD. Los dueños de estos activos buscan una herramienta para gestionar y monitorear de manera óptima sus TD. En consecuencia, diversas compañías han desarrollado herramientas para tratar de suplir dicha necesidad.
A continuación, en las Tablas I y II, se muestran la clasificación y las características que tienen 10 compañías estudiadas 41)-(56 (se utiliza el símbolo ✓ como afirmación y X para negación). Las compañías estudiadas se exponen a continuación:
Tabla I Clasificación de las compañías según el tipo de herramientas presentadas
| Compañía | Tipo de herramienta | |||
|---|---|---|---|---|
| EMS | ADMS | DERMS | VPP | |
| Compañía 1 | ( | ( | ( | X |
| Compañía 2 | X | ( | ( | X |
| Compañía 3 | ( | ( | ( | X |
| Compañía 4 | ( | ( | ( | X |
| Compañía 5 | X | ( | X | X |
| Compañía 6 | X | ( | ( | ( |
| Compañía 7 | X | ( | ( | X |
| Compañía 8 | ( | ( | X | X |
| Compañía 9 | X | ( | ( | X |
| Compañía 10 | X | ( | ( | X |
Tabla II Cubrimiento en el transformador de distribución
| Compañía | Modo | ||
|---|---|---|---|
| Monitoreo | Gestión | ||
| Compañía 1 | ( | X | |
| Compañía 2 | ( | X | |
| Compañía 3 | ( | X | |
| Compañía 4 | ( | X | |
| Compañía 5 | ( | X | |
| Compañía 6 | ( | X | |
| Compañía 7 | ( | X | |
| Compañía 8 | ( | X | |
| Compañía 9 | ( | X | |
| Compañía 10 | ( | X | |
Como se expone en las Tablas I y II, no se encontró una herramienta que realice una adecuada gestión para los TD, y que esté acorde para ser implementada en los centros de control de los operadores de red, entendiendo como adecuada gestión, aquella que cumpla con todos los requerimientos nombrados en la Tabla IV. De acuerdo con la Tabla II, ninguna de las compañías evaluadas cuenta con herramientas de gestión TD. Por ende, si se busca realizar una gestión optima en los TD que formen parte de una red con integración de DER, se hace preciso desarrollar e investigar una nueva herramienta que permita realizar la adecuada gestión. De tal manera que ninguna de las herramientas presentadas cuenta con la potencialidad de ser implementada como herramienta de monitoreo y gestión de TD hasta 15 kV
Tabla III Artículos relacionados a las herramientas evaluadas
| Tipo de herramienta | Referencias potenciales |
|---|---|
| EMS | (55-58) |
| ADMS | (59-64) |
| DERMS | (65-68) |
| VPP | (69) |
Tabla IV Requerimientos de las herramientas de gestión para transformadores de distribución hasta 15 kV
Por otro lado, se debe seguir investigando y desarrollando herramientas que permitan un adecuado monitoreo y gestión en los TD, dado que es una necesidad actual. Las empresas del sector eléctrico enfrentan un gran desafío al no contar con dichas herramientas, las cuales deberán servir para abordar y tomar decisiones eficientes y oportunas respecto al estado de estos activos. Sumado a esto, existen herramientas actuales y herramientas emergentes como AMI, donde la integración con las herramientas y la infraestructura lograrán brindar en el futro un mejor escenario para realizar monitoreo y gestión en TD.
En la Tabla III se muestran los artículos relacionados con las herramientas investigadas y usadas como herramientas de gestión en TD que han sido seleccionados porque contienen investigaciones sobre la potencialidad de las herramientas, casos de estudio o recomendaciones de estas para realizar futuras investigaciones en pro de la gestión de TD ante la integración de DER en las redes eléctricas; demostrando que la investigación de herramientas para realizar gestión en TD es un tema de interés actual, puesto que con la masiva integración de DER, se hace cada vez más necesario contar con herramientas que realicen monitoreo y gestión de TD, con el fin de evitar la reducción de vida útil de este tipo de activos.
Requerimientos de las herramientas de gestión para transformadores de distribución
De acuerdo con la revisión realizada en los numerales anteriores, se hace un resumen de los requerimientos mínimos necesarios que debe tener en cuenta una herramienta de gestión para TD. Son cuatro aspectos, expuestos a continuación:
Es importante mencionar que los anteriores requerimientos deben estar asociados a equipos que permitan realizar este tipo de gestión inteligente en los TD. En la Tabla IV se expone la evaluación de los requerimientos de las herramientas de gestión para TD hasta 15 kV. Se evalúan las compañías y sus herramientas, según cumplan o no con los requerimientos.
En dicha tabla se utilizan los siguientes acrónimos:
Conclusiones
Debido a la alta masificación de la integración de DER y la gran cantidad de transformadores de distribución en las redes eléctricas, se hace necesario contar con herramientas que permitan realizar monitoreo y gestión adecuados para este tipo de activos. Por esta razón, se sintetizó la información sobre las diferentes herramientas que permiten monitorizar y gestionar los TD con el fin de predecir, alertar, mitigar o evitar daños ante la integración masiva de DER.
Finalmente, la investigación realizada presenta las siguientes conclusiones y recomendaciones:
Se identificó la necesidad de desarrollar una herramienta adecuada para la gestión de transformadores de distribución hasta 15 kV, ante la integración de recursos de energía distribuida.
Se identificó una gran oportunidad en el sector eléctrico para complementar las herramientas existentes y realizar una adecuada gestión en el transformador de distribución.
A diferencia de los transformadores de potencia donde ya existen herramientas de monitoreo, diagnóstico y gestión, dado su alto costo, la gran mayoría de estas soluciones son inviables en transformadores de distribución, lo que implica soluciones a la medida, es decir, soluciones en las que se involucre un solo transformador de distribución, siendo tratado como un equipo crítico
Dado el bajo costo de los transformadores de distribución, una alternativa para encontrar una herramienta de gestión en este tipo de equipos es poder integrar soluciones para varios transformadores, lo que permite una buena interacción con la red de distribución eléctrica.
Se encontró una gran variedad de herramientas computacionales que brindan al operador de la red de distribución la capacidad de monitorear los transformadores de distribución en las redes eléctricas con integración de recursos de energía distribuida, lo que conlleva al primer paso para realizar una gestión en este tipo de equipos.
Se identificaron los requerimientos mínimos necesarios que debe tener en cuenta una herramienta de gestión para transformadores de distribución, siendo evaluadas las compañías y sus herramientas, exponiendo el potencial de estas para convertirse en herramientas de gestión para transformadores de distribución hasta 15 kV
