La mayoría de las redes de distribución funcionan casi a ciegas: apenas hay sensores. Sobre esa red, diseñada para que la energía fluyera en un solo sentido, han llegado la fotovoltaica en los tejados, las baterías y los coches eléctricos. Este vídeo resume seis webinars técnicos sobre lo que eso ha cambiado y sobre lo que de verdad se puede medir en la parte baja de la red.
Ideas clave
- Un monitor de baja tensión en el transformador de distribución responde a cuatro preguntas a la vez, y eso es lo que lo hace rentable.
- Los transformadores de distribución fallan igual que los grandes; lo que tiene sentido vigilar depende del tamaño de la máquina.
- La presión en la cuba es el primer indicador de un arco interno.
- La calidad de la energía ha dejado de ser un tema de especialistas y forma parte de la gestión de activos.
- La rentabilidad no es universal: depende de cada red.
La red que nadie ve
El punto de partida de todas las sesiones es incómodo. Hay pocos datos en tiempo real, o ninguno: pocos sensores y, a menudo, ningún contador inteligente. Las faltas y las interrupciones no se pueden localizar con rapidez, así que cuestan más. Los activos fallan sin avisar, y algunos de esos fallos llegan al público. La capacidad oculta no se puede encontrar, así que no se puede aprovechar. Y el fraude eléctrico no se puede identificar en absoluto.
La carga dejó de comportarse
La cifra de planificación para una vivienda media es de unos 2,5 kW, y un cargador doméstico medio de coche eléctrico consume aproximadamente lo mismo. Los cargadores públicos van de 2,5 a 7 kW, y los de carga rápida llegan a 350 kW. Mientras tanto, la fotovoltaica y el almacenamiento empujan la energía en sentido contrario a través del transformador. El resultado son sobrecargas, sobretensiones y quejas por calidad de la energía.
Detrás hay un problema físico. La red es un equilibrio constante entre demanda y generación, y la producción renovable sigue al tiempo meteorológico, no a una orden de despacho. Las centrales tradicionales varían su potencia a razón de decenas de megavatios por minuto; la diversidad entre regiones estabiliza la media, pero traslada la carga a la red que tiene que transportar la energía, y el almacenamiento y la gestión de la demanda cubren los descensos breves. Las sesiones tratan también las centrales eléctricas virtuales y nuevas formas de control de frecuencia: la agregación privada de lo que los clientes ya tienen.
Un equipo, varias respuestas
Un monitor de baja tensión en el transformador de distribución mide tres tensiones y cuatro corrientes, la calidad de la energía y los armónicos, las formas de onda de los eventos, capturadas cuando ocurre algo, y la temperatura en el transformador. Con eso responde a preguntas sobre:
- Seguridad: activos que están fallando cerca de las personas y pérdida de neutro.
- Fiabilidad: localizar las faltas con rapidez y detectar las incipientes.
- Planificación: capacidad real y dónde están las restricciones.
- Capacidad de acogida: para cargadores, fotovoltaica y almacenamiento.
- Ingresos: fraude y conexiones ilegales.
Responder a varias preguntas con un solo equipo es lo que lo hace rentable.
Lo que pidieron de verdad las compañías eléctricas
Las peticiones recogidas en las sesiones son más prácticas que cualquier especificación: saber qué cliente está en qué fase antes de desconectar una; saber que una línea ha caído antes de que llame un cliente para decirlo; averiguar cuánta fotovoltaica en tejados admite la red; entender los incendios en armarios de distribución y verlos venir; y encontrar capacidad para los cargadores y repartirlos para que nada se sobrecargue. Una de ellas es una cuestión de vida o muerte: se desconectó a clientes con soporte vital porque nadie sabía en qué fase estaban.
No es la tecnología
Los transformadores de distribución fallan de forma muy parecida a los grandes, pero no se pueden monitorizar de la misma manera. El límite son los puntos de acceso, el espacio, la alimentación, las comunicaciones y el montaje; es decir, el diseño físico de la propia máquina. Los modos de fallo pueden ser iguales; la visibilidad no lo es. Por eso lo que resulta realista depende del tamaño de la máquina:
| Medida | En poste | En caseta compacta | Grande |
|---|---|---|---|
| Nivel de aceite | raro | sí | sí |
| Sobrecalentamiento | básico | sí | sí |
| Entrada de humedad | rara vez viable | posible | posible |
| Arco interno | indirecto | dos gases | DGA de 3 o 5 gases |
| Descargas parciales | no | rara vez | posible |
| Aumento de presión | raro | posible | estándar |
La mejor estrategia no es medirlo todo, sino medir lo que importa en ese transformador concreto.
Presión e incendio
La presión dentro de la cuba es el primer indicador de un arco interno. La energía del arco es la tensión de arco por la corriente de arco por el tiempo, y el tiempo suele ser el de despeje de la falta, de cuatro a cinco ciclos. La tensión de arco depende de la longitud del arco y de la forma de los electrodos: una falta entre espiras es de baja energía, mientras que una falta entre fase y cuba es la de mayor energía. La principal fuente de oxígeno para un incendio es el aire que entra tras la rotura de la cuba. Los datos de presión en tiempo real reducen el riesgo de incendio; no lo evitan.
La calidad de la energía ya no es un tema de especialistas
Se ha convertido en parte de la gestión de activos corriente, en cuatro ámbitos: tensión (sobretensiones y huecos transitorios, sobretensiones y subtensiones), carga (corriente, kVA, demanda punta), armónicos (sobrecalentamiento, pérdidas, disparos intempestivos) y desequilibrio (carga desigual, corriente por el neutro).
¿Compensa? No en todas partes igual
Donde las máquinas son baratas y de fabricación local, un fallo se sustituye, no se previene. Donde son importadas, el coste de sustitución y el plazo cambian las cuentas. Las tasas de fallo difieren en un orden de magnitud entre regiones, las penalizaciones y los incentivos regulatorios suelen decidir más que la factura de la reparación, y el impacto económico de una interrupción va mucho más allá de la sustitución. Donde las consecuencias son pequeñas, la monitorización es rara, y con razón. La justificación hay que hacerla activo por activo.
En qué coinciden las seis sesiones
- La red de distribución está casi ciega, y ese es el problema de fondo.
- La generación distribuida y la recarga han invalidado las antiguas hipótesis.
- El obstáculo para monitorizar es el acceso físico, no la tecnología.
- Medir lo que importa en esa máquina, en lugar de todo en todas partes.
- Justificarlo por penalizaciones, seguridad y capacidad, no por el precio del transformador.
Equipos relacionados
Para la calidad de la energía en el transformador y en la red, consulte nuestros analizadores de calidad de la energía, incluida la serie APQM. Para los propios transformadores, consulte ensayo y monitorización de transformadores. Para estudiar un caso de monitorización en su red, contacte con nuestros ingenieros.