Cómo superar los desafíos del aumento constante de los requerimientos de los vehículos eléctricos en las redes de distribución
Esto nos trae al desafío de hoy. A medida que los VE se acercan al punto de ser asequibles y volverse más populares, deben integrar rápidamente estaciones de carga rápida en la red de energía para brindarles suministro a estos vehículos. Actualmente, no hay ningún control —a nivel de la red o del sistema a gran escala— que pueda minimizar la congestión o compensar los picos de demanda. Los operadores del sistema de distribución (DSO, por sus siglas en inglés) deben estar al día con las necesidades de los operadores de flota que brindan soporte a la infraestructura necesaria para los VE. Estos cargadores de VE, que forman parte de la categoría de recursos de energía distribuida (DER, por sus siglas en inglés), también pueden usarse para devolver energía a la red. Actualmente, se estima que aproximadamente 96 por ciento de las cargas de VE se hacen en el hogar o en el trabajo [1], lo cual le da más relevancia a este tema.
Según el Estudio sobre el Futuro de la Electrificación, un análisis integral de los impactos de la electrificación generalizada en todos los sectores de la economía estadounidense, del Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL, por sus siglas en inglés) para 2050, los VE podrían contribuir a un aumento del 33 por ciento en el uso de energía durante la hora pico de demanda, que ya es el momento del día en el que es más costoso brindar electricidad.[2] También se espera que los operadores de flota comiencen a requerir cargas para vehículos medianos y pesados (autobuses, vehículos para entregas, etc.), lo cual excederá los límites actuales de operación de la red.
El aumento de los DER presenta dos desafíos principales para la distribución. El primero son las caídas de voltaje y la sobrecarga térmica de los transformadores y los cables, lo cual también afectará los niveles de corriente de falla y a toda la red.[3] El segundo es diferenciar la corriente de falla de la corriente de sobrecarga en el sistema de distribución con DER, lo cual agrega una nueva dimensión de complejidad.[4]
En general, los alimentadores de distribución usan configuraciones radiales y esquemas de protección contra sobreintensidades que están diseñados para el flujo unidireccional de las corrientes de falla. Pero los DER introducen un flujo de energía bidireccional que puede contribuir a las corrientes de falla en ambas direcciones. Cuando la energía de los DER se inyecta en los sistemas de distribución, los esquemas de protección —que están diseñados para un flujo unidireccional— no logran coordinar la protección de forma adecuada.[3]
Para abordar este problema se pueden hacer estudios de protección y coordinación que permitan crear esquemas de protección específicos, con enfoques clásicos y novedosos. En general, estos enfoques se utilizan para implementar un esquema de protección adaptable o estático que incluye protección de relés primaria y de seguridad para una red de distribución. La técnica adaptable implica una configuración dinámica (configuraciones grupales en relés con un microprocesador) que se ajustará, mientras que las configuraciones estáticas son fijas (electromecánicas) y no se ajustarán en función de los límites cambiantes de la corriente de falla debido al agregado de los DER. En general, el esquema de protección adaptable implica colocar un limitador de corriente de falla en serie con los DER para bloquear la corriente de falla durante una situación de falla.
Desde la perspectiva del operador de la flota, el NREL, en sociedad con otros líderes de la industria, participa en el desarrollo de un nuevo hardware de conversión de energía basado en avances en el sector de materiales, como semiconductores de banda prohibida ancha y nuevos controladores y algoritmos que son ideales para la programación en línea y el control en tiempo real.[3] En un mercado que exige al máximo la capacidad de la red, es valioso que los operadores de flota usen las funciones de cronograma en línea para generar programas de carga mejorados en los que el objetivo principal es evitar el desequilibrio energético. En general, a los operadores de flota se les brindan datos más precisos para estos fines. También hay cada vez más algoritmos de aprendizaje automático que se desarrollaron para respaldar la creación de cronogramas óptimos para la carga de flotas, de forma que los operadores de flota puedan determinar si necesitan reprogramar el plan de carga en función del servicio y el análisis de riesgos.[3] Gran parte de esto es posible gracias a que el operador de flota puede determinar un perfil de carga de VE acumulado mediante tecnología de algoritmo de programación lineal. En cuanto a los controles en tiempo real, podemos asumir que los VE se cargarán de acuerdo con el plan; sin embargo, si se ve afectada la operación técnica normal de la red, el operador de DSO puede anular la gestión del operador de flota, por ejemplo, mediante un esquema de desprendimiento de carga [3] en el que la coordinación entre el operador de la flota y el DSO es de vital importancia.
Para satisfacer la demanda futura que los VE aplicarán sobre las redes de distribución, se necesitará mucha preparación, planificación y compromisos. Esto implicará la participación de todas las partes interesadas que juegan algún papel en la integración de los vehículos a la red, incluidos los DSO, los operadores de DER y los propietarios de VE que sean aptos para el sistema "vehículo a la red". El costo de no hacerlo será la inestabilidad de la red de distribución, lo que a su vez perjudicará el funcionamiento de los esquemas de protección, aislará a los DER de la red y finalmente causará cortes a los consumidores comerciales y residenciales. Podemos adelantarnos a este problema y evitar la zona de riesgo de los VE. La respuesta es simple: implementar esquemas nuevos de protección y control y ajustar los existentes a nivel de la red. Nosotros podemos ayudarlo.
1 "Pautas Técnicas y de Diseño para la Infraestructura de Carga de VE - Informe #CleanTechnica (“Technical & Design Guidelines For EV Charging Infrastructure — #CleanTechnica Report”), CleanTechnica, publicado el 16 de febrero de 2019, https://cleantechnica.com/2019/02/16/technical-design-guidelines-for-ev-charging-infrastructure-cleantechnica-report/
2 La coordinación de la red allana el camino para mayor flexibilidad para los vehículos eléctricos (“Grid coordination opens road for electric vehicle flexibility”), Laboratorio Nacional de Energías Renovables, publicado el 4 de agosto de 2020, https://techxplore.com/news/2020-08-grid-road-electric-vehicle-flexibility.html
Marcus Bewayo
Especialista en Distribución de Servicios Eléctricos, Smart Grid y Gestión de Activos
Marcus es un especialista con experiencia en distribución de servicios eléctricos con más de 15 años de experiencia en ingeniería eléctrica que atiende específicamente a los mercados de diseño eléctrico, ingeniería de campo y puesta en marcha de sistemas dentro del sector de distribución eléctrica. El proyecto ha involucrado distintas funciones como control de supervisión y adquisición de datos (SCADA), sistemas de relés, protección y control y familiaridad con muchos proveedores de equipos originales de distribución y subestaciones durante proyectos de PPL, PEPCO, PSE&G y el sistema de energía de tracción de NJ Transit. Su experiencia también incluye sistemas de recopilación de datos de OSI/PI, infraestructura de comunicaciones y revisiones de cumplimiento de NERC-PRC y NERC-CIP v6. Como parte de la unidad comercial Smart Grid y Gestión de Activos de Hatch, Marcus se enfoca en expandir la modernización de la red, las capacidades de gestión de activos y la concreción exitosa de tales proyectos para los clientes.