La gestión de carga , también conocida como gestión del lado de la demanda ( DSM ), es el proceso de equilibrar el suministro de electricidad en la red con la carga eléctrica ajustando o controlando la carga en lugar de la salida de la central eléctrica. Esto se puede lograr mediante la intervención directa de la empresa de servicios públicos en tiempo real, mediante el uso de relés sensibles a la frecuencia que activan los disyuntores (control de ondulación), mediante relojes horarios o mediante el uso de tarifas especiales para influir en el comportamiento del consumidor. La gestión de carga permite a las empresas de servicios públicos reducir la demanda de electricidad durante las horas pico de uso ( reducción de picos ), lo que, a su vez, puede reducir los costos al eliminar la necesidad de plantas de energía en picos . Además, algunas centrales eléctricas en picos pueden tardar más de una hora en ponerse en funcionamiento, lo que hace que la gestión de la carga sea aún más crítica en caso de que una planta se desconecte inesperadamente, por ejemplo. La gestión de la carga también puede ayudar a reducir las emisiones nocivas, ya que las plantas de pico o los generadores de respaldo suelen ser más sucios y menos eficientes que las plantas de energía de carga base . Constantemente se desarrollan nuevas tecnologías de gestión de carga, tanto por parte de la industria privada [1] como de entidades públicas. [2] [3]
La gestión moderna de la carga de servicios públicos comenzó alrededor de 1938, utilizando el control dominó. En 1948, el control de ondas era un sistema práctico de uso generalizado. [4]
Los checos utilizaron por primera vez el control de la onda expansiva en los años cincuenta. Los primeros transmisores eran de baja potencia, en comparación con los sistemas modernos, sólo 50 kilovoltios-amperios. Eran generadores giratorios que alimentaban una señal de 1050 Hz a transformadores conectados a redes de distribución de energía. Los primeros receptores eran relés electromecánicos. Posteriormente, en los años 70, se utilizaron transmisores con semiconductores de alta potencia. Son más fiables porque no tienen piezas móviles. Los modernos sistemas checos envían un "telegrama" digital. Cada telegrama tarda unos treinta segundos en enviarse. Tiene pulsos de aproximadamente un segundo de duración. Existen varios formatos, utilizados en diferentes distritos. [5]
En 1972, Theodore George “Ted” Paraskevakos , mientras trabajaba para Boeing en Huntsville, Alabama , desarrolló un sistema de monitoreo de sensores que utilizaba transmisión digital para sistemas de alarma médica, contra incendios y de seguridad, así como capacidades de lectura de medidores para todos los servicios públicos. Esta tecnología fue un derivado de su sistema patentado de identificación automática de líneas telefónicas, ahora conocido como identificador de llamadas . En 1974, Paraskevakos recibió una patente estadounidense para esta tecnología. [6]
A petición de Alabama Power Company , Paraskevakos desarrolló un sistema de gestión de carga junto con tecnología de lectura automática de contadores. Para ello, aprovechó la capacidad del sistema para controlar la velocidad del disco del vatímetro y, en consecuencia, el consumo de energía. Esta información, junto con la hora del día, le dio a la compañía eléctrica la capacidad de ordenar a los medidores individuales que administraran el consumo del calentador de agua y del aire acondicionado para evitar picos de uso durante las partes del día de mayor consumo. Por este enfoque, Paraskevakos recibió múltiples patentes. [7]
Dado que la energía eléctrica es una forma de energía que no se puede almacenar eficazmente en grandes cantidades, debe generarse, distribuirse y consumirse inmediatamente. Cuando la carga de un sistema se acerca a la capacidad máxima de generación, los operadores de red deben encontrar suministros adicionales de energía o encontrar formas de reducir la carga y, por lo tanto, gestionar la carga. Si no tienen éxito, el sistema se volverá inestable y pueden producirse apagones .
La planificación de la gestión de carga a largo plazo puede comenzar con la construcción de modelos sofisticados para describir las propiedades físicas de la red de distribución (es decir, topología, capacidad y otras características de las líneas), así como el comportamiento de la carga. El análisis puede incluir escenarios que tengan en cuenta los pronósticos meteorológicos, el impacto previsto de los comandos de desconexión de carga propuestos, el tiempo estimado de reparación de equipos fuera de línea y otros factores.
La utilización de la gestión de carga puede ayudar a una central eléctrica a lograr un factor de capacidad más alto , una medida de la utilización promedio de la capacidad. El factor de capacidad es una medida de la producción de una central eléctrica en comparación con la producción máxima que podría producir. El factor de capacidad a menudo se define como la relación entre la carga promedio y la capacidad o la relación entre la carga promedio y la carga máxima en un período de tiempo . Un factor de carga más alto es ventajoso porque una planta de energía puede ser menos eficiente con factores de carga bajos, un factor de carga alto significa que los costos fijos se distribuyen entre más kWh de producción (lo que resulta en un precio más bajo por unidad de electricidad) y un factor de carga más alto significa una mayor producción total. Si el factor de carga de energía se ve afectado por la falta de disponibilidad de combustible, paradas de mantenimiento, averías no planificadas o reducción de la demanda (ya que el patrón de consumo fluctúa a lo largo del día), la generación debe ajustarse, ya que el almacenamiento de energía en la red suele ser prohibitivamente caro. .
Las empresas de servicios públicos más pequeñas que compran energía en lugar de generar la suya propia descubren que también pueden beneficiarse instalando un sistema de control de carga. Las multas que deben pagar al proveedor de energía por el uso máximo pueden reducirse significativamente. Muchos informan que un sistema de control de carga puede amortizarse en una sola temporada.
Cuando se toma la decisión de reducir la carga, se hace sobre la base de la confiabilidad del sistema . En cierto sentido, la empresa de servicios públicos "es dueña del interruptor" y elimina las cargas sólo cuando la estabilidad o confiabilidad del sistema de distribución eléctrica se ve amenazada. La empresa de servicios públicos (que se dedica al negocio de generar, transportar y entregar electricidad) no interrumpirá su proceso comercial sin una causa justificada. La gestión de la carga, cuando se realiza correctamente, no es invasiva y no impone ninguna dificultad al consumidor. La carga debe trasladarse a las horas de menor actividad.
La respuesta a la demanda coloca el "interruptor de encendido y apagado" en manos del consumidor mediante dispositivos como un interruptor de control de carga controlado por una red inteligente . Si bien muchos consumidores residenciales pagan una tarifa fija por la electricidad durante todo el año, los costos de los servicios públicos en realidad varían constantemente, dependiendo de la demanda, la red de distribución y la composición de la cartera de generación de electricidad de la empresa. En un mercado libre, el precio mayorista de la energía varía mucho a lo largo del día. Los programas de respuesta a la demanda, como los que permiten las redes inteligentes, intentan incentivar al consumidor a limitar el uso en función de preocupaciones de costos . A medida que los costos aumentan durante el día (a medida que el sistema alcanza su capacidad máxima y se utilizan plantas de energía de punta más caras), una economía de libre mercado debería permitir que el precio aumente. Una caída correspondiente en la demanda del producto básico debería coincidir con una caída en el precio. Si bien esto funciona en situaciones de escasez predecible, muchas crisis se desarrollan en cuestión de segundos debido a fallas imprevistas en los equipos. Deben resolverse en el mismo plazo para evitar un apagón . Muchas empresas de servicios públicos interesadas en la respuesta de la demanda también han expresado interés en la capacidad de control de carga para poder operar el "interruptor de encendido y apagado" antes de que se puedan publicar las actualizaciones de precios para los consumidores. [8]
La aplicación de la tecnología de control de carga continúa creciendo hoy en día con la venta de sistemas basados en comunicación por línea eléctrica y radiofrecuencia . Ciertos tipos de sistemas de contadores inteligentes también pueden servir como sistemas de control de carga. Los sistemas de control de carga pueden impedir la recarga de vehículos eléctricos durante las horas punta. Los sistemas de vehículo a red pueden devolver la electricidad de las baterías de un vehículo eléctrico a la empresa de servicios públicos, o pueden acelerar la recarga de las baterías del vehículo a un ritmo más lento. [9]
El control de ondulación es una forma común de control de carga y se utiliza en muchos países del mundo, incluidos Estados Unidos , Australia , República Checa , Nueva Zelanda , Reino Unido , Alemania , Países Bajos y Sudáfrica . El control de ondulación implica superponer una señal de frecuencia más alta (normalmente entre 100 y 1600 Hz [10] ) a los 50-60 Hz estándar de la señal de alimentación principal. Cuando los dispositivos receptores conectados a cargas residenciales o industriales no esenciales reciben esta señal, apagan la carga hasta que la señal se desactiva o se recibe otra señal de frecuencia.
Las primeras implementaciones de control dominó ocurrieron durante la Segunda Guerra Mundial en varias partes del mundo utilizando un sistema que se comunica a través del sistema de distribución eléctrica. Los primeros sistemas utilizaban generadores rotativos conectados a las redes de distribución mediante transformadores. Los sistemas de control de ondulación generalmente se combinan con un sistema de precios de dos (o más) niveles, mediante el cual la electricidad es más cara durante las horas pico (tardes) y más barata durante las horas de bajo consumo (temprano en la mañana).
Los dispositivos residenciales afectados variarán según la región, pero pueden incluir calentadores de agua eléctricos residenciales, aires acondicionados, bombas para piscinas o bombas para riego de cultivos. En una red de distribución equipada con control de carga, estos dispositivos están equipados con controladores comunicantes que pueden ejecutar un programa que limita el ciclo de trabajo del equipo bajo control. Los consumidores suelen ser recompensados por participar en el programa de control de carga pagando una tarifa reducida por la energía. Una gestión adecuada de la carga por parte de la empresa de servicios públicos les permite practicar el deslastre de carga para evitar apagones continuos y reducir costos.
El control de ondas puede ser impopular porque a veces los dispositivos pueden no recibir la señal para encender equipos de confort, por ejemplo, calentadores de agua o calentadores eléctricos de zócalo. Los receptores electrónicos modernos son más fiables que los antiguos sistemas electromecánicos. Además, algunos sistemas modernos repiten los telegramas para encender los dispositivos de confort. Además, por demanda popular, muchos receptores de control remoto tienen un interruptor para forzar el encendido de los dispositivos de confort.
Los controles de onda modernos envían un telegrama digital, de 30 a 180 segundos de duración. Originalmente estos se recibían mediante relés electromecánicos. Ahora suelen recibirse mediante microprocesadores . Muchos sistemas repiten telegramas para garantizar que los dispositivos de confort (por ejemplo, calentadores de agua) estén encendidos. Dado que las frecuencias de emisión están dentro del alcance del oído humano, a menudo hacen vibrar cables, bombillas o transformadores de forma audible. [5]
Los telegramas siguen estándares diferentes en diferentes áreas. Por ejemplo, en la República Checa, diferentes distritos utilizan "ZPA II 32S", "ZPA II 64S" y Versacom. ZPA II 32S envía 2,33 segundos de encendido, 2,99 segundos de apagado, luego 32 pulsos de un segundo (ya sea encendido o apagado), con un "tiempo de apagado" entre cada pulso de un segundo. ZPA II 64S tiene un tiempo de inactividad mucho más corto, lo que permite enviar u omitir 64 pulsos. [5]
Las regiones cercanas utilizan diferentes frecuencias o telegramas para garantizar que los telegramas funcionen sólo en la región deseada. Los transformadores que conectan intencionalmente las redes locales a las interconexiones no tienen el equipo (condensadores de puente) para pasar señales de control de ondulación a líneas eléctricas de larga distancia. [5]
Cada pulso de datos de un telegrama podría duplicar el número de comandos, de modo que 32 pulsos permiten 2^32 comandos distintos. Sin embargo, en la práctica, impulsos particulares están vinculados a tipos particulares de dispositivo o servicio. Algunos telegramas tienen propósitos inusuales. Por ejemplo, la mayoría de los sistemas de control remoto tienen un telegrama para ajustar los relojes de los dispositivos conectados, por ejemplo, a medianoche. [5]
Zellweger off-peak es una marca común de sistemas de control remoto.
Cargas mayores ralentizan físicamente los rotores de los generadores sincronizados de una red. Esto hace que la red de CA tenga una frecuencia ligeramente reducida cuando la red está muy cargada. La frecuencia reducida se percibe inmediatamente en toda la red. La electrónica local económica puede medir de manera fácil y precisa las frecuencias de la red y apagar cargas desconectables. En algunos casos, esta característica es casi gratuita, por ejemplo, si el equipo de control (como un medidor de energía eléctrica o el termostato en un sistema de aire acondicionado) ya tiene un microcontrolador. La mayoría de los medidores electrónicos de energía eléctrica miden internamente la frecuencia y solo requieren relés de control de demanda para apagar el equipo. En otros equipos, a menudo el único equipo adicional necesario es un divisor de resistencia para detectar el ciclo de la red eléctrica y un disparador Schmitt (un pequeño circuito integrado) para que la entrada digital de los microcontroladores pueda detectar un borde digital rápido y confiable. Un disparador Schmitt ya es equipo estándar en muchos microcontroladores.
La principal ventaja sobre el control de ondulación es una mayor comodidad para el cliente: los telegramas de control de ondulación no recibidos pueden hacer que un calentador de agua permanezca apagado, provocando una ducha fría. O pueden hacer que el aire acondicionado permanezca apagado, lo que resulta en un hogar sofocante. Por el contrario, a medida que la red se recupera, su frecuencia aumenta naturalmente a la normalidad, por lo que el control de carga controlado por frecuencia activa automáticamente los calentadores de agua, los acondicionadores de aire y otros equipos de confort. El costo del equipo puede ser menor y no hay preocupaciones sobre regiones de control de ondulación superpuestas o no alcanzadas, códigos mal recibidos, potencia del transmisor, etc.
La principal desventaja en comparación con el control de ondulación es un control menos detallado. Por ejemplo, una autoridad de red tiene sólo una capacidad limitada para seleccionar qué cargas se eliminan. En economías controladas en tiempos de guerra, esto puede ser una desventaja sustancial.
El sistema fue inventado en PNNL a principios del siglo XXI y se ha demostrado que estabiliza las redes. [11]
En muchos países, incluidos Estados Unidos , Reino Unido y Francia , las redes eléctricas utilizan habitualmente generadores diésel de emergencia de propiedad privada en los esquemas de gestión de carga [12]
El sistema de control de carga residencial más grande del mundo [13] se encuentra en Florida y está administrado por Florida Power and Light . Utiliza 800.000 transpondedores de control de carga (LCT) y controla 1.000 MW de energía eléctrica (2.000 MW en caso de emergencia). FPL ha podido evitar la construcción de numerosas centrales eléctricas nuevas gracias a sus programas de gestión de carga. [14]
Desde la década de 1950, Australia y Nueva Zelanda cuentan con un sistema de gestión de carga basado en el control de ondas, que permite apagar y encender el suministro de electricidad para calentadores de agua domésticos y comerciales, además de permitir el control remoto de calentadores de tiendas nocturnas y alumbrado público. . Los equipos de inyección de ondulación ubicados dentro de cada red de distribución local envían señales a los receptores de control de ondulación en las instalaciones del cliente. El control puede ser realizado manualmente por la empresa de la red de distribución local en respuesta a cortes locales o solicitudes para reducir la demanda del operador del sistema de transmisión (es decir, Transpower ), o automáticamente cuando el equipo de inyección detecta que la frecuencia de la red cae por debajo de 49,2 Hz. Los receptores de control de ondulación se asignan a uno de varios canales de ondulación para permitir que la compañía de red corte el suministro solo en una parte de la red y para permitir la restauración gradual del suministro para reducir el impacto de un aumento repentino en la demanda cuando se restablece la energía a los calentadores de agua. después de un tiempo de descanso.
Dependiendo de la zona, el consumidor podrá disponer de dos contadores de electricidad, uno para el suministro normal ("En cualquier momento") y otro para el suministro con carga gestionada ("Controlado"), facturando el suministro Controlado a una tarifa por kilovatio-hora inferior al de Cualquier momento. suministrar. Para aquellos con suministro de carga administrada pero solo un medidor, la electricidad se factura a la tarifa "Compuesta", con un precio entre Cualquier Horario y Controlado.
Los checos utilizan sistemas de control de ondulaciones desde los años cincuenta. [5]
Francia tiene una tarifa EJP, que le permite desconectar determinadas cargas y animar a los consumidores a desconectar determinadas cargas. [15] Esta tarifa ya no está disponible para nuevos clientes (a partir de julio de 2009). [16] La tarifa Tempo también incluye diferentes tipos de días con diferentes precios, pero también ha sido descontinuada para nuevos clientes (a partir de julio de 2009). [17] Los precios reducidos durante la noche están disponibles para los clientes por una tarifa mensual más alta. [18]
El operador del sistema de distribución Westnetz y gridX pusieron a prueba una solución de gestión de carga. La solución permite al operador de la red comunicarse con los sistemas locales de gestión de energía y ajustar la carga disponible para la carga de vehículos eléctricos en respuesta al estado de la red. [19]
Rltec en el Reino Unido informó en 2009 que se venden refrigeradores domésticos equipados con sistemas de respuesta dinámica de carga. En 2011 se anunció que la cadena de supermercados Sainsbury utilizaría tecnología de demanda dinámica en sus equipos de calefacción y ventilación. [20]
En el Reino Unido, los acumuladores nocturnos se utilizan a menudo con una opción de suministro de horas valle con interruptor de tiempo: Economy 7 o Economy 10 . También existe un programa que permite desconectar cargas industriales mediante disyuntores activados automáticamente por relés sensibles a la frecuencia instalados en obra. Esto opera en conjunto con Standing Reserve , un programa que utiliza generadores diésel. [21] Estos también se pueden cambiar de forma remota utilizando el teleconmutador de radio de onda larga BBC Radio 4 .
La transmisión SP implementó un esquema de gestión dinámica de carga en el área de Dumfries y Galloway utilizando el monitoreo en tiempo real de la generación integrada y desconectándola, en caso de que se detectara una sobrecarga en la red de transmisión.