La gestión de la 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 temporizadores o mediante el uso de tarifas especiales para influir en el comportamiento del consumidor. La gestión de la carga permite a las empresas de servicios públicos reducir la demanda de electricidad durante las horas de uso pico ( afeitado de picos ), lo que, a su vez, puede reducir los costos al eliminar la necesidad de plantas de energía de pico . Además, algunas plantas de energía de pico pueden tardar más de una hora en ponerse en funcionamiento, lo que hace que la gestión de la carga sea aún más crítica si una planta se desconecta 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 a menudo son más sucios y menos eficientes que las plantas de energía de carga base . Constantemente se desarrollan nuevas tecnologías de gestión de la carga, tanto por parte de la industria privada [1] como de entidades públicas. [2] [3]
La gestión moderna de la carga de los servicios públicos comenzó alrededor de 1938, utilizando el control de ondulación. En 1948, el control de ondulación era un sistema práctico y ampliamente utilizado. [4]
Los checos utilizaron por primera vez el control de ondulación en la década de 1950. Los primeros transmisores eran de baja potencia, en comparación con los sistemas modernos, sólo 50 kilovoltios-amperios. Eran generadores rotatorios que enviaban una señal de 1050 Hz a transformadores conectados a las redes de distribución eléctrica. Los primeros receptores eran relés electromecánicos. Más tarde, en la década de 1970, se utilizaron transmisores con semiconductores de alta potencia. Estos son más fiables porque no tienen partes móviles. Los sistemas checos modernos envían un "telegrama" digital. Cada telegrama tarda unos treinta segundos en enviarse. Tiene pulsos de aproximadamente un segundo de duración. Hay varios formatos, que se utilizan 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 seguridad, incendios y alarmas médicas, 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 la Alabama Power Company , Paraskevakos desarrolló un sistema de gestión de carga junto con tecnología de lectura automática de medidores. Para ello, utilizó la capacidad del sistema para controlar la velocidad del disco del medidor de potencia en vatios y, en consecuencia, el consumo de energía. Esta información, junto con la hora del día, le dio a la compañía eléctrica la capacidad de dar instrucciones a los medidores individuales para que gestionaran el consumo del calentador de agua y del aire acondicionado a fin de evitar picos de uso durante los períodos de mayor consumo del día. Por este enfoque, Paraskevakos recibió múltiples patentes. [7]
Dado que la energía eléctrica es una forma de energía que no se puede almacenar de forma eficaz en grandes cantidades, debe generarse, distribuirse y consumirse de inmediato. Cuando la carga de un sistema se acerca a la capacidad máxima de generación, los operadores de la red deben encontrar suministros adicionales de energía o encontrar formas de reducir la carga, es decir, de gestionar la carga. Si no tienen éxito, el sistema se volverá inestable y pueden producirse apagones .
La planificación de la gestión de la 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 las previsiones meteorológicas, el impacto previsto de las órdenes de reducción de la carga propuestas, el tiempo estimado de reparación de los equipos fuera de línea y otros factores.
La utilización de la gestión de carga puede ayudar a una planta de energía a lograr un mayor factor de capacidad , una medida de la utilización de la capacidad promedio. El factor de capacidad es una medida de la salida de una planta de energía en comparación con la salida 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 pico en un período de tiempo . Un factor de carga más alto es ventajoso porque una planta de energía puede ser menos eficiente en factores de carga bajos, un factor de carga alto significa que los costos fijos se distribuyen en 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 no disponibilidad de combustible, paradas de mantenimiento, averías no planificadas o demanda reducida (ya que el patrón de consumo fluctúa a lo largo del día), la generación tiene que ajustarse, ya que el almacenamiento de energía de la red a menudo es prohibitivamente caro.
Las empresas de servicios públicos más pequeñas que compran energía en lugar de generarla por sí mismas descubren que también pueden beneficiarse instalando un sistema de control de carga. Las multas que deben pagar al proveedor de energía por el consumo máximo pueden reducirse significativamente. Muchas afirman 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 . La empresa de servicios públicos, en cierto sentido, "posee el control" y elimina la carga solo cuando la estabilidad o confiabilidad del sistema de distribución eléctrica se ve amenazada. La empresa de servicios públicos (que se dedica a generar, transportar y distribuir 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 demanda.
La respuesta a la demanda pone 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 la empresa de 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 ampliamente 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 (cuando el sistema alcanza la capacidad máxima y se utilizan plantas de energía de pico 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 para escasez predecible, muchas crisis se desarrollan en segundos debido a fallas imprevistas de los equipos. Deben resolverse en el mismo marco de tiempo para evitar un apagón . Muchas empresas de servicios públicos interesadas en la respuesta a la demanda también han expresado su interés en la capacidad de control de carga para poder operar el "interruptor de encendido y apagado" antes de que las actualizaciones de precios puedan publicarse para los consumidores. [8]
La aplicación de la tecnología de control de carga continúa creciendo hoy en día con la venta de sistemas de comunicación por radiofrecuencia y por línea eléctrica . Algunos tipos de sistemas de medidores inteligentes también pueden servir como sistemas de control de carga. Los sistemas de control de carga pueden evitar la recarga de vehículos eléctricos durante las horas pico. Los sistemas de vehículo a red eléctrica pueden devolver electricidad de las baterías de un vehículo eléctrico a la red eléctrica, o pueden reducir la velocidad de recarga de las baterías del vehículo. [9]
El control de ondulación es una forma común de control de carga y se utiliza en muchos países de todo el 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 (generalmente entre 100 y 1600 Hz [10] ) sobre 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 desactive o se reciba otra señal de frecuencia.
Las primeras implementaciones del control de ondulación se produjeron 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 a través de transformadores. Los sistemas de control de ondulación suelen ir acompañados de un sistema de precios de dos (o más) niveles, en el que la electricidad es más cara durante las horas punta (por la noche) y más barata durante las horas de bajo consumo (por la mañana temprano).
Los dispositivos residenciales afectados varían según la región, pero pueden incluir calentadores de agua eléctricos residenciales, aires acondicionados, bombas de piscina o bombas de 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. La gestión adecuada de la carga por parte de la empresa de servicios públicos les permite practicar el deslastre de carga para evitar apagones rotativos y reducir costos.
El control remoto puede ser impopular porque a veces los dispositivos pueden no recibir la señal para encender los equipos de confort, por ejemplo, los calentadores de agua o los calentadores eléctricos de zócalo. Los receptores electrónicos modernos son más confiables 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 encender a la fuerza los dispositivos de confort.
Los modernos controles de ondulación envían un telegrama digital, de 30 a 180 segundos de duración. Originalmente, estos eran recibidos por relés electromecánicos. Ahora, a menudo son recibidos por microprocesadores . Muchos sistemas repiten telegramas para asegurar que los dispositivos de confort (por ejemplo, los calentadores de agua) estén encendidos. Dado que las frecuencias de transmisión están en el rango de audición humana, a menudo hacen vibrar cables, bombillas de filamento o transformadores de forma audible. [5]
Los telegramas siguen diferentes estándares en distintas áreas. Por ejemplo, en la República Checa, diferentes distritos utilizan "ZPA II 32S", "ZPA II 64S" y Versacom. ZPA II 32S envía un pulso de encendido de 2,33 segundos, un pulso de apagado de 2,99 segundos y 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 apagado mucho más corto, lo que permite enviar 64 pulsos o saltearlos. [5]
Las regiones cercanas utilizan frecuencias o telegramas diferentes para garantizar que los telegramas funcionen solo en la región deseada. Los transformadores que conectan las redes locales a las interconexiones no tienen intencionalmente el equipo (condensadores de puenteo) 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, determinados pulsos están vinculados a determinados tipos de dispositivos o servicios. Algunos telegramas tienen propósitos poco habituales. Por ejemplo, la mayoría de los sistemas de control de ondulación tienen un telegrama para configurar los relojes de los dispositivos conectados, por ejemplo, a la medianoche. [5]
Zellweger off-peak es una marca común de sistemas de control de ondulación.
Las cargas mayores reducen físicamente la velocidad de los rotores de los generadores sincronizados de una red. Esto hace que la red de CA tenga una frecuencia ligeramente reducida cuando una red está muy cargada. La frecuencia reducida se percibe inmediatamente en toda la red. Los dispositivos electrónicos locales económicos pueden medir de forma fácil y precisa las frecuencias de la red y apagar las cargas que se pueden desconectar. En algunos casos, esta función es casi gratuita, por ejemplo, si el equipo de control (como un medidor de energía eléctrica o el termostato de 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 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 un 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, lo que provoca una ducha fría, o pueden hacer que un acondicionador de aire permanezca apagado, lo que resulta en una casa 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 habilita 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 que el control es menos detallado. Por ejemplo, una autoridad de red tiene 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 rutinariamente generadores diésel de emergencia de propiedad privada en esquemas de gestión de carga [12].
El sistema de control de carga residencial más grande del mundo [13] se encuentra en Florida y lo gestiona 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 nuevas plantas de energía 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 ondulación, que permite apagar y encender el suministro eléctrico para calentadores de agua domésticos y comerciales, así como controlar de forma remota los calentadores de agua de los almacenes nocturnos y las luces de la calle. 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 realizarse manualmente por la empresa de la red de distribución local en respuesta a cortes locales o solicitudes de reducción de 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 los 49,2 Hz. Los receptores de control de ondulación se asignan a uno de varios canales de ondulación para permitir que la empresa de red apague solo el suministro en una parte de la red y para permitir la restauración escalonada del suministro para reducir el impacto de un aumento repentino de la demanda cuando se restablece la energía a los calentadores de agua después de un período de tiempo sin suministro.
Dependiendo de la zona, el consumidor puede tener dos medidores de electricidad, uno para el suministro normal ("En cualquier momento") y otro para el suministro controlado ("Controlado"), donde el suministro controlado se factura a una tarifa más baja por kilovatio-hora que el suministro en cualquier momento. Para aquellos con suministro controlado pero con un solo medidor, la electricidad se factura a la tarifa "Compuesta", con un precio entre En cualquier momento y Controlado.
Los checos utilizan sistemas de control de ondas desde los años 50. [5]
Francia tiene una tarifa EJP que permite desconectar ciertas cargas y animar a los consumidores a que desconecten ciertas 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 ha sido descontinuada también para nuevos clientes (a partir de julio de 2009). [17] Los clientes pueden disfrutar de precios reducidos durante la noche a cambio de 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 de gestión de energía locales y ajustar la carga disponible para la carga de vehículos eléctricos en respuesta al estado de la red. [19]
En 2009, Rltec informó en el Reino Unido que se estaban vendiendo refrigeradores domésticos equipados con sus sistemas de respuesta de carga dinámica. 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 de calor nocturnos suelen utilizarse con una opción de suministro fuera de horas punta conmutada por tiempo: Economy 7 o Economy 10. También existe un programa que permite desconectar las cargas industriales mediante disyuntores activados automáticamente por relés sensibles a la frecuencia instalados en el lugar. Esto funciona en conjunción con Standing Reserve , un programa que utiliza generadores diésel. [21] Estos también se pueden conmutar de forma remota mediante el teleconmutador de radio de onda larga de BBC Radio 4 .
SP Transmission implementó un esquema de Gestión Dinámica de Carga en el área de Dumfries y Galloway utilizando monitoreo en tiempo real de la generación incorporada y desconectándola, en caso de que se detecte una sobrecarga en la red de transmisión.