La red inteligente es una mejora de la red eléctrica del siglo XX , que utiliza comunicaciones bidireccionales y dispositivos distribuidos llamados inteligentes. [1] Los flujos bidireccionales de electricidad e información podrían mejorar la red de suministro. La investigación se centra principalmente en tres sistemas de una red inteligente: el sistema de infraestructura, el sistema de gestión y el sistema de protección. [2] El acondicionamiento electrónico de la energía y el control de la producción y distribución de electricidad son aspectos importantes de la red inteligente. [3]
La red inteligente representa el conjunto completo de respuestas actuales y propuestas a los desafíos del suministro de electricidad. Se prevén numerosas contribuciones a la mejora general de la eficiencia de las infraestructuras energéticas a partir del despliegue de tecnología de redes inteligentes, incluida en particular la gestión del lado de la demanda . La mayor flexibilidad de la red inteligente permite una mayor penetración de fuentes de energía renovables altamente variables, como la energía solar y la energía eólica , incluso sin la adición de almacenamiento de energía . Las redes inteligentes también podrían monitorear/controlar dispositivos residenciales que no son críticos durante los períodos de consumo máximo de energía y restablecer su funcionamiento durante las horas no pico. [4]
Una red inteligente incluye una variedad de medidas de operación y energía:
Las preocupaciones con la tecnología de redes inteligentes se centran principalmente en los medidores inteligentes, los elementos habilitados por ellos y los problemas generales de seguridad. El despliegue de la tecnología de redes inteligentes también implica una reingeniería fundamental de la industria de servicios eléctricos, aunque el uso típico del término se centra en la infraestructura técnica. [7]
La política de redes inteligentes está organizada en Europa como Plataforma Tecnológica Europea Smart Grid. [8] La política en los Estados Unidos se describe en 42 USC ch. 152, subcap. IX § 17381.
El primer sistema de red eléctrica de corriente alterna se instaló en 1886 en Great Barrington, Massachusetts . [9] En ese momento, la red era un sistema unidireccional centralizado de transmisión de energía eléctrica , distribución de electricidad y control impulsado por la demanda.
En el siglo XX, las redes locales crecieron con el tiempo y finalmente se interconectaron por razones económicas y de confiabilidad. En la década de 1960, las redes eléctricas de los países desarrollados se habían vuelto muy grandes, maduras y altamente interconectadas, con miles de centrales eléctricas de generación "central" que suministraban energía a los principales centros de carga a través de líneas eléctricas de alta capacidad que luego se ramificaban y dividían para proporcionar energía. a pequeños usuarios industriales y domésticos en toda la zona de suministro. La topología de la red de la década de 1960 fue el resultado de fuertes economías de escala: las grandes centrales eléctricas alimentadas con carbón, gas y petróleo en la escala de 1 GW (1000 MW) a 3 GW todavía resultan rentables, debido a a características que mejoran la eficiencia y que sólo pueden resultar rentables cuando las estaciones se vuelven muy grandes.
Las centrales eléctricas se ubicaron estratégicamente para estar cerca de las reservas de combustibles fósiles (ya sea las minas o los propios pozos o cerca de las líneas de suministro de ferrocarriles, carreteras o puertos). La ubicación de represas hidroeléctricas en zonas montañosas también influyó fuertemente en la estructura de la red emergente. Las centrales nucleares se ubicaron para disponer de agua de refrigeración. Por último, las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles fueron inicialmente muy contaminantes y se ubicaron lo más lejos económicamente posible de los centros de población una vez que las redes de distribución de electricidad lo permitieron. A finales de la década de 1960, la red eléctrica llegaba a la inmensa mayoría de la población de los países desarrollados, y sólo las zonas regionales periféricas permanecían "fuera de la red".
La medición del consumo de electricidad era necesaria por usuario para permitir una facturación adecuada según el nivel (muy variable) de consumo de los diferentes usuarios. Debido a la limitada capacidad de recopilación y procesamiento de datos durante el período de crecimiento de la red, comúnmente se establecieron acuerdos de tarifa fija, así como acuerdos de tarifa dual en los que la energía nocturna se cobraba a una tarifa más baja que la energía diurna. La motivación para los acuerdos de doble tarifa fue la menor demanda nocturna. Las tarifas duales hicieron posible el uso de energía eléctrica nocturna de bajo costo en aplicaciones como el mantenimiento de "bancos de calor" que servían para "suavizar" la demanda diaria y reducir el número de turbinas que debían apagarse durante la noche. , mejorando así la utilización y rentabilidad de las instalaciones de generación y transmisión. Las capacidades de medición de la red de la década de 1960 significaron limitaciones tecnológicas en el grado en que las señales de precios podían propagarse a través del sistema.
Desde los años 1970 hasta los años 1990, la creciente demanda llevó a un número cada vez mayor de centrales eléctricas. En algunas zonas, el suministro de electricidad, especialmente en las horas punta, no pudo satisfacer esta demanda, lo que provocó una mala calidad de la energía , incluidos apagones , cortes de energía y caídas de tensión . Se dependía cada vez más de la electricidad para la industria, la calefacción, las comunicaciones, la iluminación y el entretenimiento, y los consumidores exigían niveles cada vez más altos de confiabilidad.
Hacia finales del siglo XX, se establecieron patrones de demanda de electricidad: la calefacción y el aire acondicionado domésticos provocaron picos diarios de demanda que fueron satisfechos por una serie de "generadores de energía de pico" que sólo se encendían durante períodos cortos cada día. La utilización relativamente baja de estos generadores de pico (normalmente se utilizaban turbinas de gas debido a su coste de capital relativamente menor y a sus tiempos de arranque más rápidos), junto con la redundancia necesaria en la red eléctrica, generaba altos costes para las compañías eléctricas, que se transmitieron en forma de aumentos de aranceles.
En el siglo XXI, algunos países en desarrollo como China, India y Brasil fueron vistos como pioneros del despliegue de redes inteligentes. [10]
Desde principios del siglo XXI, se han hecho evidentes oportunidades para aprovechar las mejoras en la tecnología de las comunicaciones electrónicas para resolver las limitaciones y costos de la red eléctrica. Las limitaciones tecnológicas en materia de medición ya no obligan a promediar los precios máximos de la energía y repercutirlos a todos los consumidores por igual. Paralelamente, la creciente preocupación por el daño ambiental causado por las centrales eléctricas alimentadas con fósiles ha llevado al deseo de utilizar grandes cantidades de energía renovable . Las formas dominantes, como la energía eólica y la solar , son muy variables, por lo que se hizo evidente la necesidad de sistemas de control más sofisticados para facilitar la conexión de las fuentes a la red, que de otro modo sería altamente controlable. [11] La energía procedente de células fotovoltaicas (y, en menor medida, de turbinas eólicas ) también ha cuestionado significativamente la necesidad de grandes centrales eléctricas centralizadas. La rápida caída de los costos apunta a un cambio importante de la topología de la red centralizada a una altamente distribuida, en la que la energía se genera y se consume justo en los límites de la red. Finalmente, la creciente preocupación por los ataques terroristas en algunos países ha llevado a pedidos de una red energética más robusta que sea menos dependiente de las centrales eléctricas centralizadas que se percibían como posibles objetivos de ataque. [12]
La primera definición oficial de Smart Grid fue proporcionada por la Ley de Seguridad e Independencia Energética de 2007 (EISA-2007) , que fue aprobada por el Congreso de los EE. UU. en enero de 2007 y promulgada por el presidente George W. Bush en diciembre de 2007. Título El XIII de este proyecto de ley proporciona una descripción, con diez características, que pueden considerarse una definición de Smart Grid, de la siguiente manera:
"Es política de Estados Unidos apoyar la modernización del sistema de transmisión y distribución de electricidad de la nación para mantener una infraestructura eléctrica confiable y segura que pueda satisfacer el crecimiento futuro de la demanda y lograr cada uno de los siguientes objetivos, que en conjunto caracterizan una red inteligente: (1) Mayor uso de tecnología de control e información digital para mejorar la confiabilidad, seguridad y eficiencia de la red eléctrica (2) Optimización dinámica de las operaciones y recursos de la red, con total ciberseguridad (3) Despliegue e integración de recursos distribuidos y generación, incluyendo recursos renovables (4) Desarrollo e incorporación de respuesta a la demanda, recursos del lado de la demanda y recursos de eficiencia energética (5) Despliegue de tecnologías 'inteligentes' (tecnologías interactivas, automatizadas y en tiempo real que optimizan el espacio físico). funcionamiento de aparatos y dispositivos de consumo) para medición, comunicaciones relativas al funcionamiento y estado de la red, y automatización de la distribución (6) Integración de aparatos y dispositivos de consumo "inteligentes". (7) Despliegue e integración de tecnologías avanzadas de almacenamiento de electricidad y reducción de picos, incluidos vehículos eléctricos e híbridos enchufables, y aire acondicionado con almacenamiento térmico. (8) Provisión a los consumidores de información oportuna y opciones de control. (9) Desarrollo de estándares para la comunicación e interoperabilidad de aparatos y equipos conectados a la red eléctrica, incluida la infraestructura que sirve a la red. (10) Identificación y reducción de barreras irrazonables o innecesarias para la adopción de tecnologías, prácticas y servicios de redes inteligentes."
El Grupo de Trabajo sobre Redes Inteligentes de la Comisión de la Unión Europea también proporciona una definición de red inteligente [13] [14] [15] como:
"Una red inteligente es una red eléctrica que puede integrar de manera rentable el comportamiento y las acciones de todos los usuarios conectados a ella (generadores, consumidores y aquellos que hacen ambas cosas) para garantizar un sistema energético económicamente eficiente y sostenible con bajas pérdidas y altos niveles de calidad y seguridad del suministro y seguridad. Una red inteligente emplea productos y servicios innovadores junto con tecnologías inteligentes de monitoreo, control, comunicación y autorreparación para:
- Facilitar mejor la conexión y operación de generadores de todos los tamaños y tecnologías.
- Permitir que los consumidores participen en la optimización del funcionamiento del sistema.
- Proporcionar a los consumidores mayor información y opciones sobre cómo utilizan su suministro.
- Reducir significativamente el impacto ambiental de todo el sistema de suministro eléctrico.
- Mantener o incluso mejorar los altos niveles existentes de fiabilidad del sistema, calidad y seguridad de suministro.
- Mantener y mejorar los servicios existentes de manera eficiente."
Esa definición se utilizó en la Comunicación de la Comisión Europea (2011) 202. [16]
Un elemento común a la mayoría de las definiciones es la aplicación del procesamiento y las comunicaciones digitales a la red eléctrica, lo que hace que el flujo de datos y la gestión de la información sean fundamentales para la red inteligente. Varias capacidades resultan del uso profundamente integrado de la tecnología digital con las redes eléctricas. La integración de la información de la nueva red es una de las cuestiones clave en el diseño de redes inteligentes. Las empresas eléctricas se encuentran ahora realizando tres clases de transformaciones: mejora de la infraestructura, llamada red fuerte en China; incorporación de la capa digital, que es la esencia de la red inteligente ; y la transformación de los procesos de negocio, necesaria para capitalizar las inversiones en tecnología inteligente. Gran parte del trabajo que se ha realizado en la modernización de la red eléctrica, especialmente la automatización de subestaciones y distribución, ahora se incluye en el concepto general de red inteligente. [17]
Las tecnologías de redes inteligentes surgieron de intentos anteriores de utilizar control, medición y monitoreo electrónicos. En la década de 1980, la lectura automática de medidores se utilizó para monitorear cargas de grandes clientes y evolucionó hasta convertirse en la Infraestructura de Medición Avanzada de la década de 1990, cuyos medidores podían almacenar cómo se usaba la electricidad en diferentes momentos del día. [18] Los medidores inteligentes agregan comunicaciones continuas para que el monitoreo se pueda realizar en tiempo real y se puedan utilizar como puerta de entrada para dispositivos que respondan a la demanda y "enchufes inteligentes" en el hogar. Las primeras formas de estas tecnologías de gestión del lado de la demanda eran dispositivos dinámicos conscientes de la demanda que detectaban pasivamente la carga en la red monitoreando los cambios en la frecuencia del suministro de energía. Dispositivos como aires acondicionados, refrigeradores y calentadores industriales y domésticos ajustaron su ciclo de trabajo para evitar su activación durante los momentos en que la red sufría una condición máxima. A partir de 2000, el Proyecto Telegestore de Italia fue el primero en conectar en red un gran número (27 millones) de hogares utilizando medidores inteligentes conectados a través de líneas eléctricas de comunicación de bajo ancho de banda . [19] Algunos experimentos utilizaron el término banda ancha a través de líneas eléctricas (BPL), mientras que otros utilizaron tecnologías inalámbricas como redes de malla promovidas para conexiones más confiables a dispositivos dispares en el hogar, así como para soportar la medición de otros servicios públicos como gas y agua. [11]
El monitoreo y la sincronización de redes de área amplia sufrieron una revolución a principios de la década de 1990, cuando la Administración de Energía de Bonneville amplió su investigación sobre redes inteligentes con sensores prototipo que son capaces de analizar muy rápidamente anomalías en la calidad de la electricidad en áreas geográficas muy grandes. La culminación de este trabajo fue el primer Sistema de Medición de Área Amplia (WAMS) operativo en 2000. [20] Otros países están integrando rápidamente esta tecnología: China comenzó a tener un WAMS nacional integral cuando se completó el último plan económico quinquenal en 2012. [21]
Los primeros despliegues de redes inteligentes incluyen el sistema italiano Telegestore (2005), la red en malla de Austin, Texas (desde 2003) y la red inteligente de Boulder, Colorado (2008). Consulte § Implementaciones e intentos de implementación a continuación.
Una red inteligente permitiría a la industria energética observar y controlar partes del sistema con mayor resolución en el tiempo y el espacio. [22] Uno de los propósitos de la red inteligente es el intercambio de información en tiempo real para que su funcionamiento sea lo más eficiente posible. Permitiría la gestión de la red en todas las escalas de tiempo, desde dispositivos de conmutación de alta frecuencia en una escala de microsegundos, pasando por variaciones de la producción eólica y solar en una escala diminuta, hasta los efectos futuros de las emisiones de carbono generadas por la producción de energía en una escala de una década.
La red inteligente representa el conjunto completo de respuestas actuales y propuestas a los desafíos del suministro de electricidad. Debido a la diversa gama de factores, existen numerosas taxonomías en competencia y no hay acuerdo sobre una definición universal. Sin embargo, aquí se ofrece una posible categorización.
La red inteligente hace uso de tecnologías como la estimación de estado, [23] que mejoran la detección de fallos y permiten la autorreparación de la red sin la intervención de técnicos. Esto garantizará un suministro de electricidad más fiable y reducirá la vulnerabilidad a desastres o ataques naturales.
Aunque se promocionan múltiples rutas como una característica de la red inteligente, la antigua red también presentaba múltiples rutas. Las líneas eléctricas iniciales de la red se construyeron siguiendo un modelo radial; posteriormente, la conectividad se garantizó a través de múltiples rutas, lo que se conoce como estructura de red. Sin embargo, esto creó un nuevo problema: si el flujo de corriente o los efectos relacionados a través de la red exceden los límites de cualquier elemento de red en particular, podría fallar y la corriente sería desviada a otros elementos de la red, que eventualmente también podrían fallar, causando un efecto dominó . Ver corte de energía . Una técnica para evitar esto es el deslastre de carga mediante un apagón continuo o una reducción de voltaje (apagón). [24] [25]
La infraestructura de transmisión y distribución de próxima generación será más capaz de gestionar posibles flujos de energía bidireccionales , permitiendo la generación distribuida , por ejemplo a partir de paneles fotovoltaicos en los tejados de los edificios, pero también la carga hacia/desde las baterías de los coches eléctricos, turbinas eólicas, energía hidroeléctrica bombeada, el uso de pilas de combustible y otras fuentes.
Las redes clásicas se diseñaron para un flujo de electricidad unidireccional, pero si una subred local genera más energía de la que consume, el flujo inverso puede plantear problemas de seguridad y confiabilidad. [26] Una red inteligente pretende gestionar estas situaciones. [11]
Se prevén numerosas contribuciones a la mejora general de la eficiencia de la infraestructura energética a partir del despliegue de tecnología de redes inteligentes, incluida en particular la gestión del lado de la demanda , por ejemplo apagando los aparatos de aire acondicionado durante picos breves en el precio de la electricidad, [27] reduciendo el voltaje cuando sea posible en las líneas de distribución a través de la optimización de voltaje/VAR (VVO), eliminando los desplazamientos de camiones para la lectura de medidores y reduciendo los desplazamientos de camiones mediante una gestión mejorada de las interrupciones utilizando datos de los sistemas de infraestructura de medición avanzada. El efecto general es una menor redundancia en las líneas de transmisión y distribución y una mayor utilización de los generadores, lo que lleva a menores precios de la energía. [ cita necesaria ]
La carga total conectada a la red eléctrica puede variar significativamente con el tiempo. Aunque la carga total es la suma de muchas elecciones individuales de los clientes, la carga general no es necesariamente estable ni varía lentamente. Por ejemplo, si se inicia un programa de televisión popular, millones de televisores comenzarán a consumir corriente al instante. Tradicionalmente, para responder a un rápido aumento del consumo de energía, más rápido que el tiempo de arranque de un generador grande, algunos generadores de repuesto se ponen en modo de espera disipativo. [ cita necesaria ] Una red inteligente puede advertir a todos los televisores individuales, o a otro cliente más grande, que reduzcan la carga temporalmente [28] (para dar tiempo a poner en marcha un generador más grande) o continuamente (en el caso de recursos limitados). Utilizando algoritmos de predicción matemática es posible predecir cuántos generadores de reserva deben utilizarse para alcanzar una determinada tasa de fallos. En la red tradicional, la tasa de fallos sólo puede reducirse a costa de más generadores de reserva. En una red inteligente, la reducción de la carga incluso por parte de una pequeña parte de los clientes puede eliminar el problema.
Para reducir la demanda durante los períodos de uso pico de alto costo, las tecnologías de comunicaciones y medición informan a los dispositivos inteligentes en el hogar y en las empresas cuando la demanda de energía es alta y rastrean cuánta electricidad se usa y cuándo se usa. También brinda a las empresas de servicios públicos la capacidad de reducir el consumo comunicándose directamente con los dispositivos para evitar sobrecargas del sistema. Algunos ejemplos serían una empresa de servicios públicos que reduce el uso de un grupo de estaciones de carga de vehículos eléctricos o cambia los puntos de ajuste de temperatura de los aires acondicionados en una ciudad. [28] Para motivarlos a reducir el uso y realizar lo que se llama reducción de picos o nivelación de picos , los precios de la electricidad aumentan durante los períodos de alta demanda y disminuyen durante los períodos de baja demanda. [11] Se cree que los consumidores y las empresas tenderán a consumir menos durante los períodos de alta demanda si es posible que los consumidores y los dispositivos de consumo sean conscientes del alto sobreprecio por usar electricidad en los períodos pico. Esto podría significar hacer concesiones como encender y apagar los aires acondicionados o hacer funcionar los lavavajillas a las 9 p. m. en lugar de a las 5 p. m. Cuando las empresas y los consumidores ven un beneficio económico directo del uso de energía en horas de menor actividad, la teoría es que incluirán el costo energético de operación en sus dispositivos de consumo y en las decisiones de construcción de edificios y, por lo tanto, serán más eficientes energéticamente.
La mayor flexibilidad de la red inteligente permite una mayor penetración de fuentes de energía renovables altamente variables, como la energía solar y la energía eólica , incluso sin la adición de almacenamiento de energía . La infraestructura de red actual no está diseñada para permitir muchos puntos de alimentación distribuidos y, por lo general, incluso si se permite alguna alimentación a nivel local (distribución), la infraestructura a nivel de transmisión no puede acomodarla. Las fluctuaciones rápidas en la generación distribuida, como las debidas al clima nublado o con ráfagas, presentan desafíos importantes para los ingenieros de energía que necesitan garantizar niveles de energía estables variando la salida de los generadores más controlables, como las turbinas de gas y los generadores hidroeléctricos. Por este motivo, la tecnología de redes inteligentes es una condición necesaria para que grandes cantidades de electricidad renovable lleguen a la red. También hay soporte para vehículo a red . [29]
La red inteligente permite una comunicación sistemática entre los proveedores (su precio de la energía) y los consumidores (su disposición a pagar), y permite que tanto los proveedores como los consumidores sean más flexibles y sofisticados en sus estrategias operativas. Sólo las cargas críticas tendrán que pagar los precios máximos de la energía, y los consumidores podrán ser más estratégicos a la hora de utilizar la energía. Los generadores con mayor flexibilidad podrán vender energía estratégicamente para obtener el máximo beneficio, mientras que los generadores inflexibles, como las turbinas de vapor de carga base y las turbinas eólicas, recibirán una tarifa variable según el nivel de demanda y el estado de los demás generadores actualmente en funcionamiento. El efecto global es una señal que premia la eficiencia energética y un consumo de energía sensible a las limitaciones del suministro que varían en el tiempo. A nivel doméstico, los electrodomésticos con cierto grado de almacenamiento de energía o masa térmica (como refrigeradores, bancos de calor y bombas de calor) estarán bien posicionados para "jugar" en el mercado y tratar de minimizar el costo de la energía adaptando la demanda a las condiciones más bajas. coste de los periodos de soporte energético. Se trata de una extensión de la tarifa dual de la energía mencionada anteriormente.
El soporte de respuesta a la demanda permite que los generadores y las cargas interactúen de forma automatizada en tiempo real, coordinando la demanda para aplanar los picos. Eliminar la fracción de demanda que ocurre en estos picos elimina el costo de agregar generadores de reserva, reduce el desgaste y extiende la vida útil de los equipos, y permite a los usuarios reducir sus facturas de energía al decirle a los dispositivos de baja prioridad que usen energía solo cuando sea más barata. . [30]
Actualmente, los sistemas de redes eléctricas tienen diversos grados de comunicación dentro de los sistemas de control de sus activos de alto valor, como plantas de generación, líneas de transmisión, subestaciones y principales usuarios de energía. En general, la información fluye en una dirección, desde los usuarios y las cargas que controlan hasta las empresas de servicios públicos. Las empresas de servicios públicos intentan satisfacer la demanda y tienen éxito o fracasan en diversos grados (apagones, apagones continuos, apagones incontrolados). La cantidad total de energía demandada por los usuarios puede tener una distribución de probabilidad muy amplia , lo que requiere plantas generadoras de repuesto en modo de espera para responder al uso de energía que cambia rápidamente. Este flujo de información unidireccional es costoso; el último 10% de la capacidad de generación puede requerirse tan solo el 1% del tiempo, y las caídas de tensión y los apagones pueden resultar costosos para los consumidores.
La respuesta a la demanda puede ser proporcionada por cargas comerciales, residenciales y cargas industriales. [31] Por ejemplo, la operación Warrick de Alcoa participa en MISO como recurso calificado de respuesta a la demanda, [32] y Trimet Aluminium utiliza su fundición como una megabatería a corto plazo. [33]
La latencia del flujo de datos es una preocupación importante, y algunas de las primeras arquitecturas de medidores inteligentes permitían un retraso de hasta 24 horas en la recepción de los datos, evitando cualquier posible reacción por parte de los dispositivos que suministran o demandan. [34]
La mayor parte de las tecnologías de redes inteligentes ya se utilizan en otras aplicaciones, como la fabricación y las telecomunicaciones, y se están adaptando para su uso en operaciones de redes. [35]
La red inteligente proporciona soluciones basadas en TI de las que carece la red eléctrica tradicional. Estas nuevas soluciones allanan el camino para nuevos participantes que tradicionalmente no estaban relacionados con la red energética. [44] [45] Las empresas de tecnología están alterando los actores tradicionales del mercado energético de varias maneras. Desarrollan sistemas de distribución complejos para hacer frente a la generación de energía más descentralizada debido a las microrredes. Además, el aumento en la recopilación de datos brinda muchas posibilidades nuevas para las empresas de tecnología, como implementar sensores de la red de transmisión a nivel de usuario y equilibrar las reservas del sistema. [46] La tecnología de las microrredes hace que el consumo de energía sea más barato para los hogares que comprarla a los servicios públicos. Además, los residentes pueden gestionar su consumo energético de forma más sencilla y eficaz con la conexión a contadores inteligentes. [47] Sin embargo, el rendimiento y la confiabilidad de las microrredes dependen en gran medida de la interacción continua entre la generación de energía, el almacenamiento y los requisitos de carga. [48] Una oferta híbrida que combina fuentes de energía renovables con fuentes de energía almacenadas como carbón y gas muestra la oferta híbrida de una microrred que funciona sola.
Como consecuencia de la entrada de las empresas tecnológicas en el mercado energético, las empresas de servicios públicos y DSO necesitan crear nuevos modelos de negocio para mantener a los clientes actuales y crear nuevos clientes. [49]
Los DSO pueden centrarse en crear buenas estrategias de participación del cliente para generar lealtad y confianza hacia el cliente. [50] Para retener y atraer clientes que decidan producir su propia energía a través de microrredes, los DSO pueden ofrecer acuerdos de compra para la venta del excedente de energía que produce el consumidor. [49] Indiferencia por parte de las empresas de TI, tanto los DSO como los servicios públicos pueden utilizar su experiencia en el mercado para brindar a los consumidores asesoramiento sobre el uso de energía y actualizaciones de eficiencia para crear un excelente servicio al cliente. [51]
En lugar de intentar competir con las empresas de TI en su experiencia, tanto las empresas de servicios públicos como los DSO pueden intentar crear alianzas con empresas de TI para crear buenas soluciones juntas. La empresa de servicios públicos francesa Engie lo hizo comprando el proveedor de servicios Ecova y OpTerra Energy Services. [52]
La generación de energía renovable a menudo puede conectarse a nivel de distribución, en lugar de a las redes de transmisión, [53] lo que significa que los DSO pueden gestionar los flujos y distribuir la energía localmente. Esto brinda una nueva oportunidad para que los DSO expandan su mercado vendiendo energía directamente al consumidor. Al mismo tiempo, esto está desafiando a las empresas de servicios públicos que producen combustibles fósiles, que ya están atrapadas por los altos costos de los activos obsoletos. [54] Las regulaciones más estrictas para la producción de recursos energéticos tradicionales por parte del gobierno aumentan la dificultad de permanecer en el negocio y aumentan la presión sobre las empresas de energía tradicionales para que hagan el cambio a fuentes de energía renovables. [55] [56] Un ejemplo de una empresa de servicios públicos que cambia su modelo de negocio para producir más energía renovable es la empresa noruega Equinor , que era una empresa petrolera estatal que ahora está invirtiendo fuertemente en energía renovable.
La energía eólica y solar son fuentes de energía renovable variables que no son tan consistentes como la energía de carga base y una planta de energía de hidrógeno de ciclo combinado podría ayudar a las energías renovables al capturar el exceso de energía, con electrólisis , cuando producen demasiado y llenar los vacíos con esa energía cuando no están produciendo tanto.
IntelliGrid : creada por el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), la arquitectura IntelliGrid proporciona metodología, herramientas y recomendaciones para estándares y tecnologías para uso de servicios públicos en la planificación, especificación y adquisición de sistemas basados en TI, como medición avanzada, automatización de distribución y respuesta de la demanda. La arquitectura también proporciona un laboratorio vivo para evaluar dispositivos, sistemas y tecnología. Varias empresas de servicios públicos han aplicado la arquitectura IntelliGrid, incluidas Southern California Edison, Long Island Power Authority, Salt River Project y TXU Electric Delivery. El Consorcio IntelliGrid es una asociación público-privada que integra y optimiza los esfuerzos de investigación global, financia la investigación y el desarrollo de tecnología, trabaja para integrar tecnologías y difunde información técnica. [57]
Grid 2030 – Grid 2030 es una declaración de visión conjunta para el sistema eléctrico de EE. UU. desarrollada por la industria de servicios eléctricos, fabricantes de equipos, proveedores de tecnología de la información, agencias gubernamentales federales y estatales, grupos de interés, universidades y laboratorios nacionales. Cubre generación, transmisión, distribución, almacenamiento y uso final. [58] La Hoja de Ruta de Tecnologías Nacionales de Suministro Eléctrico es el documento de implementación de la visión Grid 2030. La Hoja de Ruta describe las cuestiones y desafíos clave para modernizar la red y sugiere caminos que el gobierno y la industria pueden tomar para construir el futuro sistema de suministro eléctrico de Estados Unidos. [59]
Modern Grid Initiative (MGI) es un esfuerzo de colaboración entre el Departamento de Energía de EE. UU. (DOE), el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL), empresas de servicios públicos, consumidores, investigadores y otras partes interesadas de la red para modernizar e integrar la red eléctrica de EE. UU. La Oficina de Suministro de Electricidad y Confiabilidad Energética (OE) del DOE patrocina la iniciativa, que se basa en Grid 2030 y la Hoja de Ruta de Tecnologías Nacionales de Suministro de Electricidad y está alineada con otros programas como GridWise y GridWorks. [60]
GridWise : un programa de OE del DOE centrado en el desarrollo de tecnología de la información para modernizar la red eléctrica de EE. UU. Al trabajar con GridWise Alliance, el programa invierte en arquitectura y estándares de comunicaciones; herramientas de simulación y análisis; tecnologías inteligentes; bancos de pruebas y proyectos de demostración; y nuevos marcos regulatorios, institucionales y de mercado. La GridWise Alliance es un consorcio de partes interesadas del sector eléctrico público y privado que proporciona un foro para intercambios de ideas, esfuerzos cooperativos y reuniones con responsables políticos a nivel federal y estatal. [61]
El Consejo de Arquitectura GridWise (GWAC) fue formado por el Departamento de Energía de EE. UU. para promover y permitir la interoperabilidad entre las muchas entidades que interactúan con el sistema de energía eléctrica del país. Los miembros de GWAC son un equipo equilibrado y respetado que representa a los numerosos sectores de la cadena de suministro de electricidad y a los usuarios. El GWAC proporciona orientación y herramientas a la industria para articular el objetivo de la interoperabilidad en todo el sistema eléctrico, identificar los conceptos y arquitecturas necesarios para hacer posible la interoperabilidad y desarrollar pasos viables para facilitar la interoperabilidad de los sistemas, dispositivos e instituciones que abarcan la nación. sistema electrico. El marco de configuración del contexto de interoperabilidad del GridWise Architecture Council, V 1.1, define las pautas y principios necesarios. [62]
GridWorks : un programa de OE del DOE centrado en mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico mediante la modernización de componentes clave de la red, como cables y conductores, subestaciones y sistemas de protección, y electrónica de potencia. El enfoque del programa incluye la coordinación de esfuerzos en sistemas superconductores de alta temperatura, tecnologías de confiabilidad de transmisión, tecnologías de distribución eléctrica, dispositivos de almacenamiento de energía y sistemas GridWise. [63]
Proyecto de demostración de redes inteligentes del noroeste del Pacífico. - Este proyecto es una demostración en cinco estados del noroeste del Pacífico: Idaho, Montana, Oregón, Washington y Wyoming. Implica a unos 60.000 clientes con contadores y contiene muchas funciones clave de la futura red inteligente. [64]
Ciudades solares : en Australia, el programa Ciudades solares incluyó una estrecha colaboración con empresas de energía para probar medidores inteligentes, precios en horas pico y valle, conmutación remota y esfuerzos relacionados. También proporcionó algunos fondos limitados para actualizaciones de la red. [sesenta y cinco]
Centro de Investigación de Energía de Red Inteligente (SMERC) : ubicado enla Universidad de California, Los Ángelesdedicó sus esfuerzos a pruebas a gran escala de su tecnología de red de carga de vehículos eléctricos inteligentes. Creó otra plataforma para el flujo bidireccional de información entre una empresa de servicios públicos y los dispositivos finales de los consumidores. SMERC también desarrolló un banco de pruebas de respuesta a la demanda (DR) que comprende un centro de control, un servidor de automatización de respuesta a la demanda (DRAS), una red de área doméstica (HAN), un sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS) y paneles fotovoltaicos (PV). Estas tecnologías están instaladas dentro del Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles y en el territorio de Edison del Sur de California como una red de cargadores de vehículos eléctricos, sistemas de almacenamiento de energía de baterías, paneles solares, cargadores rápidos de CC y unidades de vehículo a red (V2G). Estas plataformas, comunicaciones y redes de control permiten que los proyectos liderados por UCLA dentro del área se prueben en asociación con dos empresas de servicios públicos locales, SCE y LADWP.[66]
Smart Quart : en Alemania, el proyecto Smart Quart desarrolla tres distritos inteligentes para desarrollar, probar y exhibir tecnología para operar redes inteligentes. El proyecto es una colaboración de E.ON , Viessmann , gridX e Hydrogenious junto con la Universidad RWTH Aachen . Está previsto que para finales de 2024 los tres distritos cuenten con energía generada localmente y sean en gran medida independientes de las fuentes de energía fósiles . [67]
Se han utilizado muchos conceptos diferentes para modelar redes eléctricas inteligentes. Generalmente se estudian en el marco de sistemas complejos . En una reciente sesión de intercambio de ideas, [68] la red eléctrica se consideró en el contexto del control óptimo , la ecología , la cognición humana, la dinámica vítrea, la teoría de la información , la microfísica de las nubes y muchos otros. A continuación se muestra una selección de los tipos de análisis que han aparecido en los últimos años.
Pelqim Spahiu e Ian R. Evans en su estudio introdujeron el concepto de una unidad de inspección híbrida y protección inteligente basada en una subestación. [69] [70]
El modelo Kuramoto es un sistema bien estudiado. En este contexto también se ha descrito la red eléctrica. [71] [72] El objetivo es mantener el sistema en equilibrio o mantener la sincronización de fase (también conocido como bloqueo de fase). Los osciladores no uniformes también ayudan a modelar diferentes tecnologías, diferentes tipos de generadores de energía, patrones de consumo, etc. El modelo también se ha utilizado para describir los patrones de sincronización en el parpadeo de las luciérnagas. [71]
Los simuladores de red se utilizan para simular/emular efectos de comunicación de red. Por lo general, esto implica configurar un laboratorio con los dispositivos, aplicaciones, etc. de la red inteligente, con la red virtual proporcionada por el simulador de red. [73] [74]
También se han considerado las redes neuronales para la gestión de la red eléctrica. Los sistemas de energía eléctrica se pueden clasificar de varias formas diferentes: no lineales, dinámicos, discretos o aleatorios. Las redes neuronales artificiales (RNA) intentan resolver el más difícil de estos problemas, los problemas no lineales.
Una aplicación de las RNA es la previsión de la demanda. Para que las redes funcionen de forma económica y fiable, la previsión de la demanda es esencial, porque se utiliza para predecir la cantidad de energía que consumirá la carga. Esto depende de las condiciones climáticas, el tipo de día, eventos aleatorios, incidentes, etc. Sin embargo, para las cargas no lineales, el perfil de carga no es fluido ni tan predecible, lo que resulta en una mayor incertidumbre y menos precisión al usar los modelos tradicionales de Inteligencia Artificial. Algunos factores que las ANN consideran al desarrollar este tipo de modelos: clasificación de perfiles de carga de diferentes clases de clientes en función del consumo de electricidad, mayor capacidad de respuesta de la demanda para predecir los precios de la electricidad en tiempo real en comparación con las redes convencionales, la necesidad de ingresar la demanda pasada como diferentes componentes, como carga pico, carga base, carga valle, carga promedio, etc. en lugar de unirlos en una sola entrada y, por último, la dependencia del tipo de variables de entrada específicas. Un ejemplo del último caso sería el tipo de día, ya sea entre semana o fin de semana, que no tendría mucho efecto en las redes de hospitales, pero sería un factor importante en el perfil de carga de las redes de viviendas para residentes. [75] [76] [77] [78] [79]
A medida que la energía eólica sigue ganando popularidad, se convierte en un ingrediente necesario en estudios realistas de redes eléctricas. El almacenamiento fuera de línea, la variabilidad del viento, la oferta, la demanda, los precios y otros factores se pueden modelar como un juego matemático. Aquí el objetivo es desarrollar una estrategia ganadora. Se han utilizado procesos de Markov para modelar y estudiar este tipo de sistemas. [80]
En 2009, la industria de redes inteligentes de Estados Unidos estaba valorada en unos 21.400 millones de dólares; en 2014, superará al menos los 42.800 millones de dólares. Dado el éxito de las redes inteligentes en Estados Unidos, se espera que el mercado mundial crezca a un ritmo más rápido, pasando de 69.300 millones de dólares en 2009 a 171.400 millones de dólares en 2014. Los segmentos que más se beneficiarán serán los vendedores de hardware de medición inteligente y fabricantes de software utilizado para transmitir y organizar la enorme cantidad de datos recopilados por los medidores. [81]
Un estudio de 2011 del Instituto de Investigación de Energía Eléctrica concluye que la inversión en una red inteligente estadounidense costará hasta 476 mil millones de dólares en 20 años, pero proporcionará hasta 2 billones de dólares en beneficios para los clientes durante ese tiempo. [82] En 2015, el Foro Económico Mundial informó que se necesita una inversión transformadora de más de 7,6 billones de dólares por parte de los miembros de la OCDE durante los próximos 25 años (o 300 mil millones de dólares por año) para modernizar, ampliar y descentralizar la infraestructura eléctrica con tecnología. La innovación como clave para la transformación. [83] Un estudio de 2019 de la Agencia Internacional de Energía estima que el valor actual (depreciado) de la red eléctrica estadounidense es de más de 1 billón de dólares. Se estima que el coste total de sustituirla por una red inteligente será de más de 4 billones de dólares. Si las redes inteligentes se implementan plenamente en Estados Unidos, el país espera ahorrar 130 mil millones de dólares al año. [84]
Como los clientes pueden elegir sus proveedores de electricidad, dependiendo de sus diferentes métodos tarifarios, se incrementará la atención a los costos de transporte. La reducción de los costos de mantenimiento y reemplazos estimulará un control más avanzado.
Una red inteligente limita con precisión la energía eléctrica hasta el nivel residencial, conecta en red dispositivos distribuidos de generación y almacenamiento de energía a pequeña escala, comunica información sobre el estado operativo y las necesidades, recopila información sobre precios y condiciones de la red, y mueve la red más allá del control central hacia un sistema colaborativo. red. [85]
Un estudio del Departamento de Energía de los Estados Unidos de 2003 calculó que la modernización interna de las redes estadounidenses con capacidades de redes inteligentes ahorraría entre 46 y 117 mil millones de dólares en los próximos 20 años si se implementara dentro de unos pocos años del estudio. [86] Además de estos beneficios de la modernización industrial, las características de las redes inteligentes podrían expandir la eficiencia energética más allá de la red hacia el hogar al coordinar dispositivos domésticos de baja prioridad, como los calentadores de agua, para que su uso de la energía aproveche las fuentes de energía más deseables. Las redes inteligentes también pueden coordinar la producción de energía de un gran número de pequeños productores de energía, como los propietarios de paneles solares en los tejados, un acuerdo que de otro modo resultaría problemático para los operadores de sistemas eléctricos de las empresas de servicios públicos locales.
Una pregunta importante es si los consumidores actuarán en respuesta a las señales del mercado. El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE), como parte del Programa de Demostraciones y Subvenciones de Inversión en Redes Inteligentes de la Ley Estadounidense de Recuperación y Reinversión, financió estudios especiales sobre el comportamiento del consumidor para examinar la aceptación, retención y respuesta de los consumidores suscritos a programas de tarifas de servicios públicos basados en el tiempo. Archivado en 2015. -03-18 en Wayback Machine que involucran infraestructura de medición avanzada y sistemas para el cliente, como pantallas en el hogar y termostatos comunicantes programables.
Otra preocupación es que el costo de las telecomunicaciones para respaldar plenamente las redes inteligentes pueda resultar prohibitivo. Se propone un mecanismo de comunicación menos costoso [ cita necesaria ] utilizando una forma de " gestión dinámica de la demanda " donde los dispositivos reducen los picos cambiando sus cargas en reacción a la frecuencia de la red. La frecuencia de la red podría utilizarse para comunicar información sobre la carga sin necesidad de una red de telecomunicaciones adicional, pero no respaldaría la negociación económica ni la cuantificación de las contribuciones.
Aunque se utilizan tecnologías de redes inteligentes específicas y probadas, red inteligente es un término agregado para un conjunto de tecnologías relacionadas sobre las cuales se acuerda generalmente una especificación , en lugar de un nombre para una tecnología específica. Algunos de los beneficios de una red eléctrica modernizada incluyen la capacidad de reducir el consumo de energía por parte del consumidor durante las horas pico, lo que se denomina gestión del lado de la demanda ; permitir la conexión a la red de energía de generación distribuida (con paneles fotovoltaicos , pequeñas turbinas eólicas , microhidráulicas o incluso generadores de energía térmica combinada en edificios); incorporar almacenamiento de energía en la red para el equilibrio de carga de generación distribuida; y eliminar o contener fallas tales como fallas generalizadas en cascada de la red eléctrica . Se espera que la mayor eficiencia y confiabilidad de la red inteligente ahorre dinero a los consumidores y ayude a reducir las emisiones de CO 2 . [87]
La mayor parte de la oposición y las preocupaciones se han centrado en los medidores inteligentes y los elementos (como el control remoto, la desconexión remota y la fijación de precios de tarifa variable) que permiten. Cuando se encuentra oposición a los contadores inteligentes, a los ojos de los oponentes a menudo se comercializan como "redes inteligentes" que conectan la red inteligente con los contadores inteligentes. Los puntos específicos de oposición o preocupación incluyen:
Si bien la modernización de las redes eléctricas hacia redes inteligentes permite la optimización de los procesos cotidianos, una red inteligente, al estar en línea, puede ser vulnerable a los ciberataques. [88] [89] Los transformadores que aumentan el voltaje de la electricidad creada en las centrales eléctricas para viajes de larga distancia, las propias líneas de transmisión y las líneas de distribución que entregan la electricidad a sus consumidores son particularmente susceptibles. [90] Estos sistemas se basan en sensores que recopilan información del campo y luego la entregan a los centros de control, donde los algoritmos automatizan los procesos de análisis y toma de decisiones. Estas decisiones se envían de regreso al campo, donde los equipos existentes las ejecutan. [91] Los piratas informáticos tienen el potencial de alterar estos sistemas de control automatizados, cortando los canales que permiten utilizar la electricidad generada. [90] Esto se llama denegación de servicio o ataque DoS. También pueden lanzar ataques de integridad que corrompen la información que se transmite a lo largo del sistema, así como ataques de desincronización que afectan el momento en que dicha información se entrega a la ubicación adecuada. [91] Además, los intrusos pueden acceder a través de sistemas de generación de energía renovable y medidores inteligentes conectados a la red, aprovechando debilidades más especializadas o cuya seguridad no ha sido priorizada. Debido a que una red inteligente tiene una gran cantidad de puntos de acceso, como medidores inteligentes, defender todos sus puntos débiles puede resultar difícil. [88]
También existe preocupación por la seguridad de la infraestructura, principalmente la que involucra tecnología de comunicaciones. Las preocupaciones se centran principalmente en la tecnología de las comunicaciones, que es el núcleo de la red inteligente. Diseñado para permitir el contacto en tiempo real entre servicios públicos y medidores en los hogares y negocios de los clientes, existe el riesgo de que estas capacidades puedan ser explotadas para acciones criminales o incluso terroristas. [11] Una de las capacidades clave de esta conectividad es la capacidad de apagar de forma remota el suministro de energía, lo que permite a las empresas de servicios públicos interrumpir o modificar rápida y fácilmente el suministro a los clientes que incumplen el pago. Sin duda, esto es una gran ayuda para los proveedores de energía, pero también plantea algunos problemas de seguridad importantes. [92] Los ciberdelincuentes se han infiltrado en la red eléctrica de Estados Unidos en numerosas ocasiones. [93] Aparte de la infiltración informática, también existe la preocupación de que malware informático como Stuxnet , dirigido a sistemas SCADA ampliamente utilizados en la industria, pueda utilizarse para atacar una red de red inteligente. [94]
El robo de electricidad es una preocupación en los EE. UU., donde los medidores inteligentes que se están implementando utilizan tecnología de RF para comunicarse con la red de transmisión de electricidad. [ cita necesaria ] Las personas con conocimientos de electrónica pueden diseñar dispositivos de interferencia para hacer que el medidor inteligente informe un uso inferior al real. [ cita necesaria ] De manera similar, se puede emplear la misma tecnología para hacer que parezca que la energía que está usando el consumidor está siendo utilizada por otro cliente, lo que aumenta su factura. [ cita necesaria ]
El daño de un ciberataque de gran magnitud y bien ejecutado podría ser extenso y duradero. La reparación de una subestación incapacitada podría tardar entre nueve días y más de un año, dependiendo de la naturaleza del ataque. También puede provocar un apagón de horas de duración en un radio pequeño. Podría tener un efecto inmediato en la infraestructura de transporte, ya que los semáforos y otros mecanismos de ruta, así como los equipos de ventilación de las vías subterráneas, dependen de la electricidad. [95] Además, la infraestructura que depende de la red eléctrica, incluidas las instalaciones de tratamiento de aguas residuales, el sector de tecnología de la información y los sistemas de comunicaciones, podrían verse afectadas. [95]
El ciberataque a la red eléctrica de Ucrania de diciembre de 2015 , el primero registrado de este tipo, interrumpió los servicios a casi un cuarto de millón de personas al desconectar las subestaciones. [96] [97] El Consejo de Relaciones Exteriores ha señalado que los estados tienen más probabilidades de ser los perpetradores de tal ataque, ya que tienen acceso a los recursos para llevarlo a cabo a pesar del alto nivel de dificultad para hacerlo. Las intrusiones cibernéticas pueden utilizarse como parte de una ofensiva más amplia, militar o de otro tipo. [97] Algunos expertos en seguridad advierten que este tipo de evento es fácilmente escalable a redes en otros lugares. [98] La compañía de seguros Lloyd's de Londres ya ha modelado el resultado de un ciberataque a la Interconexión del Este , que tiene el potencial de afectar a 15 estados, dejar a 93 millones de personas en la oscuridad y costar a la economía del país entre 243 mil millones de dólares y 1 billón de dólares. en diversos daños. [99]
Según el Subcomité de Desarrollo Económico, Edificios Públicos y Gestión de Emergencias de la Cámara de Representantes de Estados Unidos, la red eléctrica ya ha sufrido un número considerable de intrusiones cibernéticas, y dos de cada cinco tienen como objetivo incapacitarla. [90] Como tal, el Departamento de Energía de EE. UU. ha priorizado la investigación y el desarrollo para disminuir la vulnerabilidad de la red eléctrica a los ataques cibernéticos, citándolos como un "peligro inminente" en su Revisión Cuatrienal de Energía de 2017. [100] El Departamento de Energía también ha identificado tanto la resistencia a los ataques como la autocuración como claves importantes para garantizar que la red inteligente actual esté preparada para el futuro. [91] Si bien ya existen regulaciones, a saber, las Normas de Protección de Infraestructuras Críticas introducidas por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, un número significativo de ellas son sugerencias más que mandatos. [97] La mayoría de las instalaciones y equipos de generación, transmisión y distribución de electricidad son propiedad de partes interesadas privadas, lo que complica aún más la tarea de evaluar el cumplimiento de dichas normas. [100] Además, incluso si las empresas de servicios públicos quieren cumplir plenamente, es posible que les resulte demasiado caro hacerlo. [97]
Algunos expertos sostienen que el primer paso para aumentar las ciberdefensas de la red eléctrica inteligente es completar un análisis integral de riesgos de la infraestructura existente, incluida la investigación de software, hardware y procesos de comunicación. Además, como las intrusiones en sí mismas pueden proporcionar información valiosa, podría resultar útil analizar los registros del sistema y otros registros sobre su naturaleza y momento. Las debilidades comunes que el Departamento de Seguridad Nacional ya ha identificado utilizando tales métodos incluyen mala calidad del código, autenticación inadecuada y reglas de firewall débiles. Una vez completado este paso, algunos sugieren que tiene sentido completar luego un análisis de las posibles consecuencias de las fallas o deficiencias antes mencionadas. Esto incluye tanto consecuencias inmediatas como efectos en cascada de segundo y tercer orden en sistemas paralelos. Por último, para abordar la situación se pueden implementar soluciones de mitigación de riesgos, que pueden incluir una simple remediación de deficiencias de infraestructura o estrategias novedosas. Algunas de estas medidas incluyen la recodificación de algoritmos del sistema de control para hacerlos más capaces de resistir y recuperarse de ataques cibernéticos o técnicas preventivas que permitan una detección más eficiente de cambios inusuales o no autorizados en los datos. Las estrategias para dar cuenta de los errores humanos que pueden comprometer los sistemas incluyen educar a quienes trabajan en el campo para que tengan cuidado con las unidades USB extrañas, que pueden introducir malware si se insertan, aunque solo sea para comprobar su contenido. [91]
Otras soluciones incluyen la utilización de subestaciones de transmisión, redes SCADA restringidas, intercambio de datos basado en políticas y certificación para medidores inteligentes restringidos.
Las subestaciones de transmisión utilizan tecnologías de autenticación de firma única y construcciones de cadena hash unidireccional. Desde entonces, estas limitaciones se han solucionado con la creación de una tecnología de verificación y firma rápida y un procesamiento de datos sin almacenamiento en búfer. [101]
Se ha construido una solución similar para redes SCADA restringidas. Esto implica aplicar un código de autenticación de mensajes basado en hash a flujos de bytes, convirtiendo la detección de errores aleatorios disponible en los sistemas heredados en un mecanismo que garantiza la autenticidad de los datos. [101]
El intercambio de datos basado en políticas utiliza mediciones de la red eléctrica de grano fino sincronizadas con el reloj GPS para proporcionar una mayor estabilidad y confiabilidad de la red. Lo hace a través de requisitos de sincrofasor que recopilan las PMU. [101]
Sin embargo, la certificación de medidores inteligentes restringidos enfrenta un desafío ligeramente diferente. Uno de los mayores problemas con la certificación de medidores inteligentes restringidos es que, para evitar el robo de energía y ataques similares, los proveedores de seguridad cibernética deben asegurarse de que el software de los dispositivos sea auténtico. Para combatir este problema, se ha creado e implementado una arquitectura para redes inteligentes restringidas a bajo nivel en el sistema integrado. [101]
El sistema de protección de una red inteligente proporciona análisis de confiabilidad de la red, protección contra fallas y servicios de protección de seguridad y privacidad. Si bien la infraestructura de comunicación adicional de una red inteligente proporciona mecanismos de protección y seguridad adicionales, también presenta un riesgo de ataques externos y fallas internas. En un informe sobre ciberseguridad de la tecnología de redes inteligentes elaborado por primera vez en 2010 y actualizado posteriormente en 2014, el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de EE. UU. señaló que la capacidad de recopilar más datos sobre el uso de energía de los medidores inteligentes de los clientes también plantea importantes preocupaciones sobre la privacidad. , ya que la información almacenada en el medidor, que es potencialmente vulnerable a violaciones de datos , puede extraerse para obtener detalles personales de los clientes. [102]
Antes de que una empresa de servicios públicos instale un sistema de medición avanzado, o cualquier tipo de sistema inteligente , debe presentar un argumento comercial para la inversión. Algunos componentes, como los estabilizadores del sistema eléctrico (PSS) [ se necesita aclaración ] instalados en los generadores, son muy costosos, requieren una integración compleja en el sistema de control de la red, son necesarios sólo durante emergencias y sólo son efectivos si otros proveedores de la red los tienen. Sin ningún incentivo para instalarlos, los proveedores de energía no lo hacen. [103] A la mayoría de las empresas de servicios públicos les resulta difícil justificar la instalación de una infraestructura de comunicaciones para una sola aplicación (por ejemplo, lectura de contadores). Debido a esto, una empresa de servicios públicos normalmente debe identificar varias aplicaciones que utilizarán la misma infraestructura de comunicaciones, por ejemplo, leer un medidor, monitorear la calidad de la energía, conexión y desconexión remota de clientes, permitir la respuesta a la demanda, etc. Idealmente, la infraestructura de comunicaciones no Solo admite aplicaciones a corto plazo, pero sí aplicaciones imprevistas que surgirán en el futuro. Las acciones regulatorias o legislativas también pueden impulsar a las empresas de servicios públicos a implementar piezas de un rompecabezas de redes inteligentes. Cada empresa de servicios públicos tiene un conjunto único de impulsores comerciales, regulatorios y legislativos que guían sus inversiones. Esto significa que cada empresa de servicios públicos tomará un camino diferente para crear su red inteligente y que diferentes empresas de servicios públicos crearán redes inteligentes con diferentes tasas de adopción. [ cita necesaria ]
Algunas características de las redes inteligentes suscitan la oposición de industrias que actualmente ofrecen o esperan ofrecer servicios similares. Un ejemplo es la competencia con los proveedores de Internet por cable y DSL desde el acceso a Internet de banda ancha por línea eléctrica . Los proveedores de sistemas de control SCADA para redes han diseñado intencionalmente hardware, protocolos y software propietarios para que no puedan interoperar con otros sistemas con el fin de vincular a sus clientes con el proveedor. [104]
La incorporación de comunicaciones digitales e infraestructura informática a la infraestructura física existente de la red plantea desafíos y vulnerabilidades inherentes. Según la revista IEEE Security and Privacy , la red inteligente requerirá que las personas desarrollen y utilicen una gran infraestructura informática y de comunicaciones que admita un mayor grado de conciencia situacional y que permita operaciones de comando y control más específicas. Este proceso es necesario para respaldar sistemas importantes como la medición y el control de áreas amplias de respuesta a la demanda, el almacenamiento y transporte de electricidad y la automatización de la distribución eléctrica. [105]
Varios sistemas de "redes inteligentes" tienen funciones duales. Esto incluye sistemas de infraestructura de medición avanzada que, cuando se usan con varios software, pueden usarse para detectar robos de energía y, mediante un proceso de eliminación, detectar dónde se han producido fallas en los equipos. Estas se suman a sus funciones principales de eliminar la necesidad de lectura humana de medidores y medir el tiempo de uso de la electricidad.
Las pérdidas de energía en todo el mundo, incluidos los robos, se estiman en doscientos mil millones de dólares al año. [106]
El robo de electricidad también representa un desafío importante a la hora de proporcionar un servicio eléctrico confiable en los países en desarrollo. [37]
El primer ejemplo de red inteligente, y uno de los más grandes, es el sistema italiano instalado por Enel SpA de Italia. Completado en 2005, el proyecto Telegestore fue muy inusual en el mundo de los servicios públicos porque la empresa diseñó y fabricó sus propios medidores, actuó como su propio integrador de sistemas y desarrolló su propio software de sistema. El proyecto Telegestore está ampliamente considerado como el primer uso a escala comercial de la tecnología de red inteligente en el hogar y ofrece un ahorro anual de 500 millones de euros con un coste de proyecto de 2.100 millones de euros. [19]
Uno de los programas de implementación más grandes en el mundo hasta la fecha es el Programa de Red Inteligente del Departamento de Energía de EE. UU., financiado por la Ley Estadounidense de Recuperación y Reinversión de 2009. Este programa requirió fondos de contrapartida de empresas de servicios públicos individuales. Como parte de este programa se invirtió un total de más de $9 mil millones en fondos públicos y privados. Las tecnologías incluyeron infraestructura de medición avanzada, incluidos más de 65 millones de medidores "inteligentes" avanzados, sistemas de interfaz de cliente, distribución y automatización de subestaciones, sistemas de optimización Volt/VAR, más de 1000 sincrofasores , clasificación de línea dinámica, proyectos de seguridad cibernética, sistemas avanzados de gestión de distribución y almacenamiento de energía. Sistemas y Proyectos de Integración de Energías Renovables. Este programa consistió en subvenciones de inversión (contrapartidas), proyectos de demostración, estudios de aceptación del consumidor y programas de educación laboral. Los informes de todos los programas de servicios públicos individuales, así como los informes de impacto general, se completarán en el segundo trimestre de 2015.
En Estados Unidos, la Ley de Política Energética de 2005 y el Título XIII de la Ley de Seguridad e Independencia Energética de 2007 proporcionan financiación para fomentar el desarrollo de redes inteligentes. El objetivo es permitir que las empresas de servicios públicos predigan mejor sus necesidades y, en algunos casos, involucrar a los consumidores en una tarifa por tiempo de uso. También se han asignado fondos para desarrollar tecnologías de control energético más sólidas. [107] [108]
En Estados Unidos, la ciudad de Austin, Texas , ha estado trabajando en la construcción de su red inteligente desde 2003, cuando su empresa de servicios públicos reemplazó por primera vez 1/3 de sus medidores manuales con medidores inteligentes que se comunican a través de una red de malla inalámbrica . Actualmente gestiona 200.000 dispositivos en tiempo real (medidores inteligentes, termostatos inteligentes y sensores en toda su área de servicio) y espera admitir 500.000 dispositivos en tiempo real en 2009, atendiendo a 1 millón de consumidores y 43.000 empresas. [109]
Boulder, Colorado , completó la primera fase de su proyecto de red inteligente en agosto de 2008. Ambos sistemas utilizan el medidor inteligente como puerta de entrada a la red de automatización del hogar (HAN) que controla los enchufes y dispositivos inteligentes. Algunos diseñadores de HAN favorecen desacoplar las funciones de control del medidor, por temor a futuros desajustes con los nuevos estándares y tecnologías disponibles en el segmento comercial de dispositivos electrónicos domésticos en rápido movimiento. [110]
Hydro One , en Ontario , Canadá, se encuentra en medio de una iniciativa de red inteligente a gran escala, desplegando una infraestructura de comunicaciones de Trilliant que cumple con los estándares. A finales de 2010, el sistema prestará servicio a 1,3 millones de clientes en la provincia de Ontario. La iniciativa ganó el premio "Mejor iniciativa AMR en América del Norte" de Utility Planning Network. [111]
Île d'Yeu inició un programa piloto de dos años en la primavera de 2020. Veintitrés casas en el barrio de Ker Pissot y sus alrededores se interconectaron con una microrred que se automatizó como una red inteligente con software de Engie . En cinco casas se instalaron sesenta y cuatro paneles solares con una capacidad máxima de 23,7 kW y en una casa se instaló una batería con una capacidad de almacenamiento de 15 kWh. Seis casas almacenan el exceso de energía solar en sus calentadores de agua. Un sistema dinámico distribuye la energía proporcionada por los paneles solares y almacenada en la batería y los calentadores de agua al sistema de 23 casas. El software de red inteligente actualiza dinámicamente el suministro y la demanda de energía en intervalos de 5 minutos, decidiendo si extraer energía de la batería o de los paneles y cuándo almacenarla en los calentadores de agua. Este programa piloto fue el primero de su tipo en Francia. [112] [113]
La ciudad de Mannheim en Alemania está utilizando comunicaciones Broadband Powerline (BPL) en tiempo real en su proyecto "MoMa" de Model City Mannheim. [114]
Sydney también en Australia, en asociación con el gobierno australiano, implementó el programa Smart Grid, Smart City. [115]
InovGrid es un proyecto innovador en Évora , Portugal, que tiene como objetivo dotar a la red eléctrica de información y dispositivos para automatizar la gestión de la red, mejorar la calidad del servicio, reducir los costes operativos, promover la eficiencia energética y la sostenibilidad medioambiental, y aumentar la penetración de las energías renovables y los vehículos eléctricos. . Será posible controlar y gestionar el estado de toda la red de distribución eléctrica en cada instante, permitiendo a proveedores y empresas de servicios energéticos utilizar esta plataforma tecnológica para ofrecer a los consumidores información y productos y servicios energéticos de valor añadido. Este proyecto para instalar una red energética inteligente sitúa a Portugal y a EDP a la vanguardia de la innovación tecnológica y la prestación de servicios en Europa. [116] [117]
En el marco de los proyectos llamados E-Energy, varias empresas eléctricas alemanas están creando los primeros nucleolos en seis regiones modelo independientes. Un concurso de tecnología identificó estas regiones modelo para llevar a cabo actividades de investigación y desarrollo con el objetivo principal de crear una "Internet de la Energía". [118]
Uno de los primeros intentos de implementación de tecnologías de "redes inteligentes" en Estados Unidos fue rechazado en 2009 por los reguladores de electricidad de la Commonwealth de Massachusetts , un estado estadounidense . [119] Según un artículo del Boston Globe , la filial Western Massachusetts Electric Co. de Northeast Utilities en realidad intentó crear un programa de "red inteligente" utilizando subsidios públicos que cambiarían a los clientes de bajos ingresos de la facturación de pospago a la de prepago ( utilizando " tarjetas inteligentes "), además de tarifas "primas" especiales aumentadas para la electricidad utilizada por encima de una cantidad predeterminada. [119] Este plan fue rechazado por los reguladores porque "erosionaba protecciones importantes para los clientes de bajos ingresos contra los cortes". [119] Según el Boston Globe , el plan " se dirigió injustamente a clientes de bajos ingresos y eludió las leyes de Massachusetts destinadas a ayudar a los consumidores con dificultades a mantener las luces encendidas". [119] Un portavoz de un grupo ambientalista que apoya los planes de redes inteligentes y el plan de "red inteligente" de Western Massachusetts's Electric antes mencionado, en particular, afirmó: "Si se usa correctamente, la tecnología de redes inteligentes tiene un gran potencial para reducir la demanda máxima, lo que permitirnos cerrar algunas de las centrales eléctricas más antiguas y sucias... Es una herramienta". [119]
El consorcio eEnergy Vermont [120] es una iniciativa estatal de EE. UU. en Vermont , financiada en parte a través de la Ley Estadounidense de Recuperación y Reinversión de 2009 , en la que todas las empresas eléctricas del estado han adoptado rápidamente una variedad de tecnologías de redes inteligentes, incluidas aproximadamente 90% de implementación de infraestructura de medición avanzada y actualmente estamos evaluando una variedad de estructuras de tarifas dinámicas.
En los Países Bajos se inició un proyecto a gran escala (>5.000 conexiones, >20 socios) para demostrar tecnologías, servicios y casos de negocio integrados de redes inteligentes. [121]
EPB en Chattanooga, Tennessee, es una empresa de servicios eléctricos de propiedad municipal que comenzó la construcción de una red inteligente en 2008 y recibió una subvención de 111.567.606 dólares del Departamento de Energía de EE. UU. en 2009 para acelerar la construcción e implementación (para un presupuesto total de 232.219.350 dólares). El despliegue de interruptores de líneas eléctricas (1.170 unidades) se completó en abril de 2012 y el despliegue de contadores inteligentes (172.079 unidades) en 2013. El sistema troncal de fibra óptica de la red inteligente también se utilizó para proporcionar la primera conexión a Internet de velocidad gigabit. a clientes residenciales en EE. UU. a través de la iniciativa Fiber to the Home, y ahora los residentes disponen de velocidades de hasta 10 gigabits por segundo. Se estima que la red inteligente ha reducido los cortes de energía en un promedio del 60%, ahorrando a la ciudad alrededor de 60 millones de dólares al año. También ha reducido la necesidad de "recorridos de camiones" para explorar y solucionar fallas, lo que ha resultado en una reducción estimada de 630.000 millas de conducción de camiones y 4,7 millones de libras de emisiones de carbono. En enero de 2016, EPB se convirtió en el primer gran sistema de distribución de energía en obtener la certificación Performance Excellence in Electricity Renewal (PEER). [122] [123] [124] [125]
Ciertas implementaciones utilizan el estándar OpenADR para el deslastre de carga y la reducción de la demanda durante períodos de mayor demanda.
Se estima que el mercado de redes inteligentes en China asciende a 22.300 millones de dólares y se prevé un crecimiento de 61.400 millones de dólares en 2015. Honeywell está desarrollando un piloto de respuesta a la demanda y un estudio de viabilidad para China con State Grid Corp. de China utilizando el estándar de respuesta a la demanda OpenADR . State Grid Corp., la Academia China de Ciencias y General Electric tienen la intención de trabajar juntos para desarrollar estándares para el despliegue de redes inteligentes en China. [126] [127] [128]
En 2009, el Departamento de Energía de EE.UU. otorgó una subvención de 11 millones de dólares a Southern California Edison y Honeywell para un programa de respuesta a la demanda que reduce automáticamente el uso de energía durante las horas pico para los clientes industriales participantes. [129] [130] El Departamento de Energía otorgó una subvención de $ 11,4 millones a Honeywell para implementar el programa utilizando el estándar OpenADR. [131]
Hawaiian Electric Co. (HECO) está implementando un proyecto piloto de dos años para probar la capacidad de un programa ADR para responder a la intermitencia de la energía eólica. Hawái tiene el objetivo de obtener el 70 por ciento de su energía de fuentes renovables para 2030. HECO dará incentivos a los clientes para reducir el consumo de energía dentro de los 10 minutos posteriores al aviso. [132]
Como parte de la Iniciativa IEEE Smart Grid , [133] IEEE 2030.2 representa una extensión del trabajo dirigido a sistemas de almacenamiento de servicios públicos para redes de transmisión y distribución. El grupo IEEE P2030 espera presentar a principios de 2011 un conjunto global de directrices sobre interfaces de redes inteligentes. Las nuevas directrices cubrirán áreas que incluyen baterías y supercondensadores , así como volantes de inercia . El grupo también ha elaborado un esfuerzo 2030.1 para redactar directrices para la integración de vehículos eléctricos en la red inteligente.
IEC TC 57 ha creado una familia de estándares internacionales que pueden usarse como parte de la red inteligente. Estos estándares incluyen IEC 61850 , que es una arquitectura para la automatización de subestaciones, e IEC 61970/61968 , el modelo de información común (CIM). El CIM prevé el uso de una semántica común para convertir datos en información.
OpenADR es un estándar de comunicaciones de red inteligente de código abierto que se utiliza para aplicaciones de respuesta a la demanda. [134] Por lo general, se utiliza para enviar información y señales para provocar que los dispositivos que utilizan energía eléctrica se apaguen durante períodos de mayor demanda.
MultiSpeak ha creado una especificación que admite la funcionalidad de distribución de la red inteligente. MultiSpeak tiene un conjunto sólido de definiciones de integración que admite casi todas las interfaces de software necesarias para una utilidad de distribución o para la parte de distribución de una utilidad integrada verticalmente. La integración de MultiSpeak se define mediante lenguaje de marcado extensible (XML) y servicios web.
El IEEE ha creado un estándar para admitir sincrofasores : C37.118. [135]
El Grupo Internacional de Usuarios de la UCA analiza y respalda la experiencia del mundo real de los estándares utilizados en las redes inteligentes.
Un grupo de trabajo de servicios públicos dentro de LonMark International se ocupa de cuestiones relacionadas con las redes inteligentes.
Existe una tendencia creciente hacia el uso de la tecnología TCP/IP como plataforma de comunicación común para aplicaciones de contadores inteligentes, de modo que las empresas de servicios públicos puedan implementar múltiples sistemas de comunicación y al mismo tiempo utilizar la tecnología IP como plataforma de gestión común. [136] [137]
IEEE P2030 es un proyecto de IEEE que desarrolla un "Proyecto de guía para la interoperabilidad de redes inteligentes de tecnología energética y operación de tecnología de la información con el sistema de energía eléctrica (EPS) y aplicaciones y cargas de uso final". [138] [139]
El NIST ha incluido ITU-T G.hn como uno de los "Estándares identificados para su implementación" para la red inteligente "para el cual creía que existía un fuerte consenso entre las partes interesadas". [140] G.hn es un estándar para comunicaciones de alta velocidad a través de líneas eléctricas, líneas telefónicas y cables coaxiales.
OASIS EnergyInterop': un comité técnico de OASIS que desarrolla estándares XML para la interoperación energética. Su punto de partida es el estándar OpenADR de California.
Según la Ley de Seguridad e Independencia Energética de 2007 (EISA), el NIST está encargado de supervisar la identificación y selección de cientos de estándares que serán necesarios para implementar la red inteligente en los EE. UU. Estos estándares serán remitidos por el NIST al Regulador Federal de Energía. Comisión (FERC). Este trabajo ha comenzado y ya se han seleccionado los primeros estándares para su inclusión en el catálogo de Smart Grid del NIST. [141] Sin embargo, algunos comentaristas han sugerido que los beneficios que podrían obtenerse de la estandarización de las redes inteligentes podrían verse amenazados por un número creciente de patentes que cubren la arquitectura y las tecnologías de las redes inteligentes. [142] Si las patentes que cubren elementos estandarizados de Smart Grid no se revelan hasta que la tecnología esté ampliamente distribuida por toda la red ("bloqueada"), podrían producirse perturbaciones significativas cuando los titulares de patentes intenten cobrar rentas imprevistas de grandes segmentos del mercado.
En noviembre de 2017, la organización sin fines de lucro GridWise Alliance junto con Clean Edge Inc., un grupo de energía limpia, publicaron clasificaciones para los 50 estados en sus esfuerzos por modernizar la red eléctrica. California ocupó el puesto número uno. Los otros estados principales fueron Illinois, Texas, Maryland, Oregón, Arizona, el Distrito de Columbia, Nueva York, Nevada y Delaware. "El informe de más de 30 páginas de GridWise Alliance, que representa a las partes interesadas que diseñan, construyen y operan la red eléctrica, profundiza en los esfuerzos de modernización de la red en todo el país y los clasifica por estado". [143]
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