La red inteligente es una mejora de la red eléctrica del siglo XX , que utiliza comunicaciones bidireccionales y dispositivos distribuidos denominados inteligentes. [1] Los flujos bidireccionales de electricidad e información podrían mejorar la red de distribución. 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 la infraestructura energética a partir de la implementación de la tecnología de red inteligente, 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 períodos de consumo máximo de energía y restablecer su función durante las horas de menor consumo. [4]
Una red inteligente incluye una variedad de medidas operativas y energéticas:
Las preocupaciones en torno a la tecnología de redes inteligentes se centran principalmente en los medidores inteligentes, los elementos que estos habilitan y las cuestiones generales de seguridad. La implementación 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 de Redes Inteligentes. [8] La política en los Estados Unidos se describe en el Título 42 del Código de los Estados Unidos . [9]
El primer sistema de red eléctrica de corriente alterna se instaló en 1886 en Great Barrington, Massachusetts . [10] 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 fueron creciendo con el tiempo y acabaron interconectadas por razones económicas y de fiabilidad. 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 "centrales" que suministraban energía a los principales centros de carga a través de líneas eléctricas de alta capacidad que luego se ramificaban y dividían para suministrar energía a usuarios industriales y domésticos más pequeños en toda la zona de suministro. La topología de la red de la década de 1960 fue resultado de las fuertes economías de escala: las grandes centrales eléctricas a carbón, gas y petróleo en la escala de 1 GW (1000 MW) a 3 GW todavía se consideran rentables, debido a las características de aumento de la eficiencia que pueden ser rentables solo cuando las centrales son muy grandes.
Las centrales eléctricas se ubicaron estratégicamente para estar cerca de las reservas de combustibles fósiles (ya sea las minas o los pozos mismos o cerca de las líneas de suministro de ferrocarril, carretera o puerto). La ubicación de las presas hidroeléctricas en áreas montañosas también influyó fuertemente en la estructura de la red emergente. Las plantas de energía nuclear se ubicaron para la disponibilidad de agua de refrigeración. Finalmente, las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles fueron inicialmente muy contaminantes y se ubicaron lo más lejos posible económicamente de los centros de población una vez que las redes de distribución eléctrica lo permitieron. A fines de la década de 1960, la red eléctrica llegaba a la abrumadora mayoría de la población de los países desarrollados, y solo las áreas regionales periféricas permanecieron "fuera de la red".
La medición del consumo eléctrico era necesaria para cada usuario a fin de permitir una facturación adecuada según el nivel (muy variable) de consumo de los distintos usuarios. Debido a la limitada capacidad de recopilación y procesamiento de datos durante el período de crecimiento de la red, se establecieron comúnmente 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 tarifa dual 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 la rentabilidad de las instalaciones de generación y transmisión. Las capacidades de medición de la red de la década de 1960 implicaron limitaciones tecnológicas en el grado en que las señales de precios podían propagarse a través del sistema.
Desde la década de 1970 hasta la de 1990, la creciente demanda dio lugar a un número cada vez mayor de centrales eléctricas. En algunas zonas, el suministro de electricidad, especialmente en las horas punta, no podía satisfacer esta demanda, lo que daba lugar a una mala calidad de la energía , incluidos apagones , cortes de suministro y caídas de tensión . Cada vez más, la electricidad dependía de la industria, la calefacción, las comunicaciones, la iluminación y el ocio, y los consumidores exigían niveles de fiabilidad cada vez mayores.
A finales del siglo XX se establecieron patrones de demanda de electricidad: la calefacción y el aire acondicionado domésticos generaban picos diarios de demanda que se satisfacían con una serie de "generadores de energía de pico" que solo se encendían durante breves períodos cada día. La utilización relativamente baja de estos generadores de pico (comúnmente se utilizaban turbinas de gas debido a su costo de capital relativamente menor y tiempos de arranque más rápidos), junto con la redundancia necesaria en la red eléctrica, resultó en altos costos para las compañías eléctricas, que se trasladaron en forma de tarifas más altas.
En el siglo XXI, algunos países en desarrollo como China, India y Brasil fueron considerados pioneros en la implementación de redes inteligentes. [11]
Desde principios del siglo XXI, se han hecho evidentes las oportunidades de aprovechar las mejoras en la tecnología de las comunicaciones electrónicas para resolver las limitaciones y los costos de la red eléctrica. Las limitaciones tecnológicas de la medición ya no obligan a promediar los precios de la energía en horas punta y a trasladarlos a todos los consumidores por igual. Al mismo tiempo, la creciente preocupación por los daños ambientales de las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles ha llevado a un 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 muy controlable. [12] La energía de las células fotovoltaicas (y, en menor medida, de las turbinas eólicas ) también ha puesto en tela de juicio, de manera significativa, la necesidad de grandes centrales eléctricas centralizadas. La rápida caída de los costos apunta a un cambio importante de la topología de red centralizada a una que esté altamente distribuida, en la que la energía se genere y se consuma justo en los límites de la red. Por último, la creciente preocupación por los ataques terroristas en algunos países ha dado lugar a demandas de una red energética más robusta y menos dependiente de las centrales eléctricas centralizadas que se percibían como objetivos potenciales de ataques. [13]
La primera definición oficial de Smart Grid fue proporcionada por la Ley de Independencia y Seguridad Energética de 2007 (EISA-2007) , que fue aprobada por el Congreso de los Estados Unidos en enero de 2007 y firmada como ley por el presidente George W. Bush en diciembre de 2007. El Título XIII de este proyecto de ley proporciona una descripción, con diez características, que pueden considerarse una definición de Smart Grid, como sigue:
"Es política de los 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, que en conjunto caracterizan una red inteligente: (1) Mayor uso de información digital y tecnología de controles 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) Implementación e integración de recursos distribuidos y generación, incluidos los recursos renovables. (4) Desarrollo e incorporación de respuesta a la demanda, recursos del lado de la demanda y recursos de eficiencia energética. (5) Implementación de tecnologías "inteligentes" (tecnologías automatizadas, interactivas y en tiempo real que optimizan el funcionamiento físico de los electrodomésticos y dispositivos de consumo) para medición, comunicaciones sobre las operaciones y el estado de la red y automatización de la distribución. (6) Integración de electrodomésticos y dispositivos de consumo "inteligentes". (7) Implementación e integración de tecnologías avanzadas de almacenamiento de electricidad y reducción de picos, incluidos vehículos eléctricos enchufables e híbridos, y aire acondicionado de almacenamiento térmico. (8) Provisión a los consumidores de información oportuna y opciones de control. (9) Desarrollo de normas para la comunicación e interoperabilidad de aparatos y equipos conectados a la red eléctrica, incluida la infraestructura que da servicio 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 de la Comisión de la Unión Europea sobre Redes Inteligentes también ofrece una definición de red inteligente [14] [15] [16] como:
"Una red eléctrica inteligente es una red que puede integrar de forma rentable el comportamiento y las acciones de todos los usuarios conectados a ella (generadores, consumidores y quienes hacen ambas cosas) para garantizar un sistema eléctrico sostenible y económicamente eficiente con bajas pérdidas y altos niveles de calidad y seguridad de suministro. Una red eléctrica inteligente emplea productos y servicios innovadores junto con tecnologías inteligentes de monitorización, control, comunicación y autorreparación para:
- Facilitar mejor la conexión y el funcionamiento 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 sus suministros.
- Reducir significativamente el impacto ambiental de todo el sistema de suministro eléctrico.
- Mantener o incluso mejorar los altos niveles existentes de confiabilidad del sistema, calidad y seguridad de suministro.
- Mantener y mejorar eficientemente los servicios existentes."
Esta definición se utilizó en la Comunicación de la Comisión Europea (2011) 202. [17]
Un elemento común a la mayoría de las definiciones es la aplicación de procesamiento y 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 nueva información de la 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 la red fuerte en China; adición de la capa digital, que es la esencia de la red inteligente ; y transformación de los procesos de negocio, necesaria para capitalizar las inversiones en tecnología inteligente. Gran parte del trabajo que se ha estado realizando en la modernización de la red eléctrica, especialmente la automatización de subestaciones y distribución, ahora está incluido en el concepto general de la red inteligente. [18]
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 las cargas de grandes clientes y evolucionó hacia la Infraestructura de Medición Avanzada de la década de 1990, cuyos medidores podían almacenar cómo se usaba la electricidad en diferentes momentos del día. [19] Los medidores inteligentes agregan comunicaciones continuas para que el monitoreo se pueda hacer en tiempo real y se puedan usar como una puerta de entrada a dispositivos conscientes de la respuesta a la demanda y "enchufes inteligentes" en el hogar. Las primeras formas de tales tecnologías de gestión del lado de la demanda fueron dispositivos dinámicos conscientes de la demanda que detectaban pasivamente la carga en la red al monitorear los cambios en la frecuencia de suministro de energía. Dispositivos como acondicionadores de aire industriales y domésticos, refrigeradores y calentadores ajustaban su ciclo de trabajo para evitar la activación durante los momentos en que la red sufría una condición pico. A principios 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 una comunicación de línea eléctrica de bajo ancho de banda . [20] Algunos experimentos utilizaron el término banda ancha sobre líneas eléctricas (BPL), mientras que otros utilizaron tecnologías inalámbricas como redes en malla, promovidas para conexiones más confiables a distintos dispositivos en el hogar, además de respaldar la medición de otros servicios públicos como gas y agua. [12]
El monitoreo y la sincronización de redes de área extensa se revolucionaron a principios de los años 1990, cuando la Administración de Energía de Bonneville amplió su investigación sobre redes inteligentes con sensores prototipo capaces de realizar un análisis muy rápido de anomalías en la calidad de la electricidad en áreas geográficas muy extensas. La culminación de este trabajo fue el primer Sistema de Medición de Área Amplia (WAMS) operativo en 2000. [21] 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. [22]
Entre los primeros despliegues de redes inteligentes se encuentran el sistema italiano Telegestore (2005), la red en malla de Austin (Texas) (desde 2003) y la red inteligente de Boulder (Colorado) (2008). Véase el apartado Despliegues e intentos de despliegue más abajo.
Una red inteligente permitiría a la industria energética observar y controlar partes del sistema con mayor resolución en el tiempo y el espacio. [23] Uno de los propósitos de la red inteligente es el intercambio de información en tiempo real para que la operación 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, hasta variaciones de la producción eólica y solar en una escala de minutos, hasta los efectos futuros de las emisiones de carbono generadas por la producción de energía en una escala de décadas.
La red inteligente representa el conjunto completo de respuestas actuales y propuestas a los desafíos del suministro eléctrico. Debido a la diversidad de factores, existen numerosas taxonomías que compiten entre sí y no hay acuerdo sobre una definición universal. No obstante, aquí se ofrece una posible categorización.
La red inteligente hace uso de tecnologías como la estimación de estado, [24] que mejoran la detección de fallas y permiten la autorreparación de la red sin la intervención de técnicos. Esto garantizará un suministro de electricidad más confiable y reducirá la vulnerabilidad ante desastres naturales o ataques.
Aunque se promocionan las rutas múltiples como una característica de la red inteligente, la red antigua también presentaba rutas múltiples. Las líneas eléctricas iniciales en la red se construyeron utilizando un modelo radial, luego la conectividad se garantizó a través de rutas múltiples, conocidas 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 se desviaría a otros elementos de la red, que eventualmente también podrían fallar, causando un efecto dominó . Ver corte de energía . Una técnica para prevenir esto es el deslastre de carga mediante apagones rotativos o reducción de voltaje (caída de tensión). [25] [26]
La infraestructura de transmisión y distribución de próxima generación estará mejor capacitada para manejar posibles flujos de energía bidireccionales , lo que permitirá la generación distribuida , por ejemplo, mediante paneles fotovoltaicos en techos de edificios, pero también la carga hacia/desde las baterías de automóviles eléctricos, turbinas eólicas, energía hidroeléctrica bombeada, el uso de celdas de combustible y otras fuentes.
Las redes clásicas fueron diseñadas para un flujo unidireccional de electricidad, pero si una subred local genera más energía de la que consume, el flujo inverso puede generar problemas de seguridad y confiabilidad. [27] Una red inteligente tiene como objetivo gestionar estas situaciones. [12]
Se prevén numerosas contribuciones a la mejora general de la eficiencia de la infraestructura energética a partir de la implementación de la tecnología de redes inteligentes, en particular, incluida la gestión de la demanda , por ejemplo, apagando los acondicionadores de aire durante picos de corto plazo en el precio de la electricidad, [28] reduciendo el voltaje cuando sea posible en las líneas de distribución a través de la Optimización de Voltaje/VAR (VVO), eliminando las visitas de camiones para la lectura de medidores y reduciendo las visitas de camiones mediante una mejor gestión de los cortes de energía 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 generadores, lo que conduce a precios de energía más bajos. [ cita requerida ]
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 o de variación lenta. Por ejemplo, si comienza un programa de televisión popular, millones de televisores comenzarán a consumir corriente instantáneamente. Tradicionalmente, para responder a un aumento rápido en el consumo de energía, más rápido que el tiempo de arranque de un generador grande, algunos generadores de repuesto se ponen en un modo de espera disipativo. [ cita requerida ] Una red inteligente puede advertir a todos los televisores individuales, o a otro cliente más grande, que reduzcan la carga temporalmente [29] (para dar tiempo a poner en marcha un generador más grande) o de manera continua (en el caso de recursos limitados). Usando algoritmos de predicción matemática es posible predecir cuántos generadores de reserva deben usarse para alcanzar una cierta tasa de fallas. En la red tradicional, la tasa de fallas solo se puede reducir a costa de más generadores de reserva. En una red inteligente, la reducción de carga incluso por parte de una pequeña porción 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 la empresa cuando la demanda de energía es alta y rastrean cuánta electricidad se usa y cuándo se usa. También les da 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 acondicionadores de aire en una ciudad. [29] Para motivarlos a reducir el uso y realizar lo que se llama restricción de pico o nivelación de pico , los precios de la electricidad aumentan durante los períodos de alta demanda y disminuyen durante los períodos de baja demanda. [12] 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 de la alta prima de precio por usar electricidad en los períodos pico. Esto podría significar hacer concesiones como encender y apagar los acondicionadores de aire o hacer funcionar los lavavajillas a las 9 pm en lugar de a las 5 pm. Cuando las empresas y los consumidores ven un beneficio económico directo en el uso de energía en horas de menor consumo, la teoría es que incluirán el costo energético de la operación en sus decisiones de construcción de edificios y dispositivos de consumo y, por lo tanto, se volverán más eficientes energéticamente.
La mayor flexibilidad de la red inteligente permite una mayor penetración de fuentes de energía renovables muy 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 a un clima nublado o racheado, presentan desafíos significativos para los ingenieros de energía que necesitan garantizar niveles de energía estables mediante la variación de la salida de los generadores más controlables, como las turbinas de gas y los generadores hidroeléctricos. La tecnología de red inteligente es una condición necesaria para grandes cantidades de electricidad renovable en la red por esta razón. También existe soporte para el vehículo a la red . [30]
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 pico de la energía, y los consumidores podrán ser más estratégicos en el momento 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 en función del nivel de demanda y del estado de los demás generadores que estén en funcionamiento en ese momento. El efecto general es una señal que premia la eficiencia energética y el consumo de energía que es sensible a las limitaciones variables del suministro en el tiempo. A nivel doméstico, los electrodomésticos con un cierto grado de almacenamiento de energía o masa térmica (como refrigeradores, bancos de calor y bombas de calor) estarán bien situados para "jugar" en el mercado y tratar de minimizar el coste de la energía adaptando la demanda a los períodos de apoyo energético de menor coste. Se trata de una extensión de la tarificación de la energía con doble tarifa mencionada anteriormente.
El soporte de respuesta a la demanda permite que los generadores y las cargas interactúen de manera automatizada en tiempo real, coordinando la demanda para aplanar los picos. La eliminación de la fracción de demanda que se produce 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 indicarles a los dispositivos de baja prioridad que usen energía solo cuando sea más barata. [31]
En la actualidad, los sistemas de redes eléctricas tienen distintos grados de comunicación dentro de los sistemas de control de sus activos de alto valor, como las plantas generadoras, las líneas de transmisión, las subestaciones y los principales usuarios de energía. En general, la información fluye en una sola 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 distintos grados (apagones, apagones continuos, apagones incontrolados). La cantidad total de energía demandada por los usuarios puede tener una distribución de probabilidad muy amplia que requiere plantas generadoras de repuesto en modo de espera para responder al uso de energía que cambia rápidamente. Este flujo unidireccional de información es costoso; el último 10% de la capacidad de generación puede requerirse tan solo el 1% del tiempo, y los apagones y cortes de energía pueden resultar costosos para los consumidores.
La respuesta a la demanda puede ser proporcionada por cargas comerciales, residenciales e industriales. [32] Por ejemplo, la Operación Warrick de Alcoa participa en MISO como un recurso de respuesta a la demanda calificado, [33] y Trimet Aluminium utiliza su fundición como una megabatería de corto plazo. [34]
La latencia del flujo de datos es una preocupación importante; algunas arquitecturas de medidores inteligentes tempranas permiten un retraso de hasta 24 horas en la recepción de los datos, lo que evita cualquier posible reacción de los dispositivos que suministran o demandan los datos. [35]
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 red. [36]
IntelliGrid – Creada por el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), la arquitectura IntelliGrid proporciona metodología, herramientas y recomendaciones para estándares y tecnologías que las empresas de servicios públicos pueden usar para planificar, especificar y adquirir sistemas basados en TI, como medición avanzada, automatización de la distribución y respuesta a la demanda. La arquitectura también proporciona un laboratorio viviente para evaluar dispositivos, sistemas y tecnología. Varias empresas de servicios públicos han aplicado la arquitectura IntelliGrid, entre ellas Southern California Edison, Long Island Power Authority, Salt River Project y TXU Electric Delivery. El Consorcio IntelliGrid es una asociación pública/privada que integra y optimiza los esfuerzos de investigación globales, financia la investigación y el desarrollo de tecnología, trabaja para integrar tecnologías y difunde información técnica. [45]
Grid 2030 – Grid 2030 es una declaración de visión conjunta para el sistema eléctrico de los EE. UU. desarrollada por la industria de servicios públicos de electricidad, fabricantes de equipos, proveedores de tecnología de la información, agencias gubernamentales federales y estatales, grupos de interés, universidades y laboratorios nacionales. Abarca la generación, transmisión, distribución, almacenamiento y uso final. [46] La Hoja de Ruta Nacional de Tecnologías de Distribución Eléctrica es el documento de implementación para la visión Grid 2030. La Hoja de Ruta describe los problemas y desafíos clave para modernizar la red y sugiere caminos que el gobierno y la industria pueden tomar para construir el futuro sistema de distribución eléctrica de los Estados Unidos. [47]
La Modern Grid Initiative (MGI) es un esfuerzo colaborativo entre el Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE), el Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL), las empresas de servicios públicos, los consumidores, los investigadores y otras partes interesadas de la red eléctrica para modernizar e integrar la red eléctrica de los EE. UU. La Oficina de Suministro de Electricidad y Fiabilidad Energética (OE) del DOE patrocina la iniciativa, que se basa en Grid 2030 y la Hoja de Ruta Nacional de Tecnologías de Suministro de Electricidad y está alineada con otros programas como GridWise y GridWorks. [48]
GridWise – Un programa de OE del DOE centrado en el desarrollo de tecnología de la información para modernizar la red eléctrica de Estados Unidos. En colaboración con la 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 actores del sector eléctrico público y privado, que ofrece un foro para el intercambio de ideas, esfuerzos de cooperación y reuniones con los responsables de las políticas a nivel federal y estatal. [49]
El Consejo de Arquitectura GridWise (GWAC) fue creado por el Departamento de Energía de los EE. UU. para promover y permitir la interoperabilidad entre las muchas entidades que interactúan con el sistema eléctrico de la nación. Los miembros del GWAC son un equipo equilibrado y respetado que representa a los muchos grupos 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 las arquitecturas necesarias para hacer posible la interoperabilidad y desarrollar pasos viables para facilitar la interoperabilidad de los sistemas, dispositivos e instituciones que abarcan el sistema eléctrico de la nación. El Marco de configuración del contexto de interoperabilidad del Consejo de Arquitectura GridWise, V 1.1 define las pautas y los principios necesarios. [50]
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 programa se centra en coordinar esfuerzos en sistemas superconductores de alta temperatura, tecnologías de confiabilidad de transmisión, tecnologías de distribución eléctrica, dispositivos de almacenamiento de energía y sistemas GridWise. [51]
Proyecto de demostración de red inteligente del Pacífico Noroeste. Este proyecto es una demostración en cinco estados del Pacífico Noroeste: Idaho, Montana, Oregón, Washington y Wyoming. Involucra a unos 60.000 clientes con medidores y contiene muchas funciones clave de la futura red inteligente. [52]
Ciudades solares : en Australia, el programa Ciudades solares incluyó una estrecha colaboración con las empresas energéticas para probar medidores inteligentes, precios en horas punta y fuera de horas punta, conmutación remota y otras iniciativas relacionadas. También proporcionó cierta financiación limitada para mejoras de la red. [53]
Centro de Investigación de Energía de Redes Inteligentes (SMERC, por sus siglas en inglés) - Ubicado enla Universidad de California, Los Ángeles,dedicó sus esfuerzos a la prueba a gran escala de su tecnología de red de carga inteligente de vehículos eléctricos. Creó otra plataforma para el flujo bidireccional de información entre una empresa de servicios públicos y los dispositivos finales del consumidor. SMERC también desarrolló un banco de pruebas de respuesta a la demanda (DR, por sus siglas en inglés) que comprende un Centro de Control, un Servidor de Automatización de Respuesta a la Demanda (DRAS, por sus siglas en inglés), una Red de Área Doméstica (HAN, por sus siglas en inglés), un Sistema de Almacenamiento de Energía de Batería (BESS, por sus siglas en inglés) y paneles fotovoltaicos (PV, por sus siglas en inglés). Estas tecnologías están instaladas dentro del territorio del Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles y de Southern California Edison como una red de cargadores de vehículos eléctricos, sistemas de almacenamiento de energía de batería, paneles solares, cargador rápido de CC y unidades de vehículo a red (V2G, por sus siglas en inglés). 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.[54]
Smart Quart - En Alemania, el proyecto Smart Quart desarrolla tres distritos inteligentes para desarrollar, probar y mostrar tecnología para operar redes inteligentes. El proyecto es una colaboración de E.ON , Viessmann , gridX e hydrogenics junto con la Universidad RWTH de Aachen . Está previsto que para finales de 2024 los tres distritos se abastezcan con energía generada localmente y sean en gran medida independientes defuentes de energía fósil . [55]
Smart5Grid – En Portugal, tiene como objetivo garantizar que los operadores del sector energético aprovechen los beneficios asociados al uso de las redes 5G . Con fiabilidad y seguridad, se propone una solución para abordar con precisión los requisitos específicos que imponen las redes inteligentes, como las altas tasas de transferencia de datos y la monitorización en tiempo real. [56]
Se han utilizado muchos conceptos diferentes para modelar redes eléctricas inteligentes. Generalmente se estudian en el marco de sistemas complejos . En una sesión de intercambio de ideas reciente, [57] se consideró la red eléctrica dentro del 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 presenta una selección de los tipos de análisis que han aparecido en los últimos años.
Algunas investigaciones exploraron soluciones de aprendizaje federado para modelar el flujo de tráfico de red de datos reales de redes inteligentes, con el objetivo de detectar y clasificar continuamente intrusiones en dicho sistema, es decir, con la exploración de una jerarquía de tres niveles que imita analógicamente la estructura de las subestaciones de la red inteligente. [58] [59]
Pelqim Spahiu e Ian R. Evans en su estudio introdujeron el concepto de una subestación basada en protección inteligente y una unidad de inspección híbrida. [60] [61]
El modelo de Kuramoto es un sistema bien estudiado. La red eléctrica también se ha descrito en este contexto. [62] [63] El objetivo es mantener el sistema en equilibrio o mantener la sincronización de fase (también conocida 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. [62]
Los simuladores de red se utilizan para simular o emular los efectos de la comunicación en red. Esto generalmente implica configurar un laboratorio con dispositivos de red inteligente, aplicaciones, etc., con la red virtual proporcionada por el simulador de red. [64] [65]
Las redes neuronales también se han considerado para la gestión de redes eléctricas. Los sistemas de energía eléctrica se pueden clasificar de múltiples maneras diferentes: no lineales, dinámicos, discretos o aleatorios. Las redes neuronales artificiales (RNA) intentan resolver los problemas más difíciles, los no lineales.
Una de las aplicaciones de las ANN es la previsión de la demanda. Para que las redes funcionen de forma económica y fiable, la previsión de la demanda es esencial, ya que se utiliza para predecir la cantidad de energía que consumirá la carga. Esto depende de las condiciones meteorológicas, el tipo de día, eventos aleatorios, incidentes, etc. Sin embargo, para las cargas no lineales, el perfil de carga no es uniforme ni tan predecible, lo que da lugar a una mayor incertidumbre y una menor precisión utilizando los modelos de inteligencia artificial tradicionales. Algunos factores que las ANN tienen en cuenta al desarrollar este tipo de modelos: clasificación de los 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 introducir la demanda pasada como componentes diferentes, como carga máxima, carga base, carga valle, carga media, etc. en lugar de unirlos en una única 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 de los residentes. [66] [67] [68] [69] [70]
A medida que la energía eólica sigue ganando popularidad, se convierte en un ingrediente necesario en los 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. Los procesos de Markov se han utilizado para modelar y estudiar este tipo de sistema. [71]
En 2009, el valor de la industria de las redes inteligentes en Estados Unidos ascendió a unos 21.400 millones de dólares, y en 2014 superará los 42.800 millones de dólares como mínimo. 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 los fabricantes de software utilizados para transmitir y organizar la enorme cantidad de datos que recogen los medidores. [72]
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. [73] 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, expandir y descentralizar la infraestructura eléctrica con la innovación técnica como clave para la transformación. [74] 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 costo total de reemplazarla con una red inteligente es de más de 4 billones de dólares. Si las redes inteligentes se implementan completamente en todo Estados Unidos, el país espera ahorrar 130 mil millones de dólares anuales. [75]
Como los clientes pueden elegir a sus proveedores de electricidad, en función de sus diferentes métodos de tarifas, 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 de almacenamiento y generación de energía distribuida a pequeña escala , comunica información sobre el estado operativo y las necesidades, recopila información sobre precios y condiciones de la red, y traslada la red más allá del control central a una red colaborativa. [76]
Un estudio del Departamento de Energía de los Estados Unidos de 2003 calculó que la modernización interna de las redes de suministro de energía de ese país con capacidades de red inteligente ahorraría entre 46.000 y 117.000 millones de dólares en los próximos 20 años si se implementara en los primeros años de la realización del estudio. [77] Además de estos beneficios de la modernización industrial, las características de la red inteligente podrían ampliar la eficiencia energética más allá de la red, hacia el hogar, al coordinar dispositivos domésticos de baja prioridad, como los calentadores de agua, de modo que su uso de 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 de energía 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 los Estados Unidos (DOE), como parte del Programa de Subvenciones y Demostraciones de Inversión en Redes Inteligentes de la Ley de Recuperación y Reinversión de los Estados Unidos, financió estudios especiales sobre el comportamiento de los consumidores para examinar la aceptación, la retención y la respuesta de los consumidores suscritos a programas de tarifas de servicios públicos basados en el tiempo Archivado el 18 de marzo de 2015 en Wayback Machine que involucran infraestructura de medición avanzada y sistemas para clientes como pantallas en el hogar y termostatos programables que se comunican.
Otra preocupación es que el costo de las telecomunicaciones para soportar completamente las redes inteligentes puede ser prohibitivo. Se propone un mecanismo de comunicación menos costoso [ cita requerida ] que utiliza una forma de " gestión dinámica de la demanda " en la que los dispositivos reducen los picos al cambiar sus cargas en reacción a la frecuencia de la red. La frecuencia de la red podría utilizarse para comunicar información sobre la carga sin la necesidad de una red de telecomunicaciones adicional, pero no apoyaría la negociación económica ni la cuantificación de las contribuciones.
Aunque existen tecnologías de redes inteligentes específicas y probadas en uso, red inteligente es un término agregado para un conjunto de tecnologías relacionadas sobre las cuales generalmente se acuerda una especificación , en lugar de un nombre para una tecnología específica. Algunos de los beneficios de una red eléctrica modernizada de este tipo incluyen la capacidad de reducir el consumo de energía en el lado del consumidor durante las horas pico, llamada gestión del lado de la demanda ; permitir la conexión a la red de energía de generación distribuida (con paneles fotovoltaicos , pequeñas turbinas eólicas , microcentrales hidroeléctricas o incluso generadores de energía térmica combinada en edificios); incorporar almacenamiento de energía de la red para equilibrar la carga de generación distribuida; y eliminar o contener fallas 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. [78]
La mayoría de la oposición y las inquietudes se han centrado en los medidores inteligentes y los elementos que permiten (como el control remoto, la desconexión remota y la fijación de precios de tarifa variable). Cuando se encuentra oposición a los medidores inteligentes, a menudo se los comercializa como "redes inteligentes" que conectan la red inteligente con los medidores inteligentes a los ojos de los oponentes. Los puntos específicos de oposición o inquietud incluyen:
Si bien la modernización de las redes eléctricas para convertirlas en redes inteligentes permite optimizar los procesos cotidianos, una red inteligente, al estar en línea, puede ser vulnerable a los ciberataques. [79] [80] [59] Los transformadores que aumentan el voltaje de la electricidad creada en las centrales eléctricas para viajes de larga distancia, las líneas de transmisión en sí mismas y las líneas de distribución que entregan la electricidad a sus consumidores son particularmente susceptibles. [81] Estos sistemas se basan en sensores que recopilan información del campo y luego la envían 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. [82] Los piratas informáticos tienen el potencial de interrumpir estos sistemas de control automatizados, cortando los canales que permiten utilizar la electricidad generada. [81] Esto se llama ataque de denegación de servicio o 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 envía a la ubicación adecuada. [82] Además, los intrusos pueden acceder a la red a través de sistemas de generación de energía renovable y medidores inteligentes conectados a la red, aprovechando debilidades más especializadas o aquellas cuya seguridad no ha sido priorizada. Debido a que una red inteligente tiene una gran cantidad de puntos de acceso, como los medidores inteligentes, defender todos sus puntos débiles puede resultar difícil. [79]
También existe preocupación por la seguridad de la infraestructura, principalmente la relacionada con la tecnología de las comunicaciones. Las preocupaciones se centran principalmente en la tecnología de las comunicaciones en el corazón de la red inteligente. Diseñada para permitir el contacto en tiempo real entre las empresas de servicios públicos y los 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. [12] Una de las capacidades clave de esta conectividad es la capacidad de apagar de forma remota los suministros de energía, lo que permite a las empresas de servicios públicos interrumpir o modificar de forma rápida y sencilla los suministros a los clientes que no pagan. Esto es, sin duda, una gran ventaja para los proveedores de energía, pero también plantea algunos problemas de seguridad importantes. [83] Los cibercriminales se han infiltrado en la red eléctrica de EE. UU. en numerosas ocasiones. [84] Además de la infiltración informática, también existe la preocupación de que el malware informático como Stuxnet , que apuntaba a los sistemas SCADA que se utilizan ampliamente en la industria, pueda usarse para atacar una red inteligente. [85]
El robo de electricidad es un problema en los EE. UU., donde los medidores inteligentes que se están implementando utilizan tecnología de radiofrecuencia para comunicarse con la red de transmisión de electricidad. [ cita requerida ] Las personas con conocimientos de electrónica pueden diseñar dispositivos de interferencia para hacer que el medidor inteligente informe un uso inferior al real. [ cita requerida ] De manera similar, se puede emplear la misma tecnología para hacer que parezca que la energía que está utilizando el consumidor está siendo utilizada por otro cliente, lo que aumenta su factura. [ cita requerida ]
Los daños causados por un ciberataque bien ejecutado y de gran magnitud podrían ser extensos y duraderos. Una subestación inutilizada podría tardar entre nueve días y más de un año en repararse, dependiendo de la naturaleza del ataque. También puede causar un corte de suministro eléctrico de varias horas en un radio pequeño. Podría tener un efecto inmediato en la infraestructura de transporte, ya que los semáforos y otros mecanismos de enrutamiento, así como los equipos de ventilación de las carreteras subterráneas, dependen de la electricidad. [86] Además, la infraestructura que depende de la red eléctrica, incluidas las instalaciones de tratamiento de aguas residuales, el sector de la tecnología de la información y los sistemas de comunicaciones podrían verse afectados. [86]
El ciberataque a la red eléctrica de Ucrania en diciembre de 2015 , el primero registrado de este tipo, interrumpió los servicios a casi un cuarto de millón de personas al desconectar las subestaciones. [87] [88] El Consejo de Relaciones Exteriores ha señalado que los estados tienen más probabilidades de ser los perpetradores de un ataque de este tipo, ya que tienen acceso a los recursos para llevarlo a cabo a pesar del alto nivel de dificultad para hacerlo. Las intrusiones cibernéticas pueden usarse como partes de una ofensiva más grande, militar o de otro tipo. [88] Algunos expertos en seguridad advierten que este tipo de evento es fácilmente escalable a redes en otros lugares. [89] La compañía de seguros Lloyd's de Londres ya ha modelado el resultado de un ciberataque a la Interconexión Oriental , que tiene el potencial de afectar a 15 estados, dejar a 93 millones de personas en la oscuridad y costarle a la economía del país entre $ 243 mil millones y $ 1 billón en daños diversos. [90]
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 una cantidad considerable de intrusiones cibernéticas, y dos de cada cinco tienen como objetivo incapacitarla. [81] Por ello, el Departamento de Energía de Estados Unidos ha priorizado la investigación y el desarrollo para reducir la vulnerabilidad de la red eléctrica a los ciberataques, citándolos como un "peligro inminente" en su Revisión Cuatrienal de Energía de 2017. [91] El Departamento de Energía también ha identificado la resistencia a los ataques y la autocuración como claves importantes para garantizar que la red inteligente actual esté preparada para el futuro. [82] Si bien ya existen regulaciones, a saber, las Normas de Protección de Infraestructura Crítica introducidas por el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, una cantidad significativa de ellas son sugerencias en lugar de mandatos. [88] 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. [91] Además, incluso si las empresas de servicios públicos desean cumplir plenamente, pueden descubrir que es demasiado costoso hacerlo. [88]
Algunos expertos sostienen que el primer paso para aumentar las defensas cibernéticas de la red eléctrica inteligente es completar un análisis de riesgos exhaustivo de la infraestructura existente, que incluya la investigación de software, hardware y procesos de comunicación. Además, como las intrusiones en sí mismas pueden proporcionar información valiosa, podría ser útil analizar los registros del sistema y otros registros de su naturaleza y momento. Las debilidades comunes que ya ha identificado el Departamento de Seguridad Nacional utilizando estos métodos incluyen la mala calidad del código, la autenticación incorrecta y las reglas de firewall débiles. Una vez completado este paso, algunos sugieren que tiene sentido completar un análisis de las posibles consecuencias de las fallas o deficiencias mencionadas anteriormente. Esto incluye tanto las consecuencias inmediatas como los efectos en cascada de segundo y tercer orden en los sistemas paralelos. Finalmente, se pueden implementar soluciones de mitigación de riesgos, que pueden incluir la simple remediación de las deficiencias de la infraestructura o estrategias novedosas, para abordar la situación. Algunas de estas medidas incluyen la recodificación de los algoritmos del sistema de control para que sean más capaces de resistir y recuperarse de los ciberataques o técnicas preventivas que permitan una detección más eficiente de cambios inusuales o no autorizados en los datos. Las estrategias para tener en cuenta 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 sea solo para verificar su contenido. [82]
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 cadenas hash unidireccionales. Estas limitaciones se han solucionado desde entonces con la creación de una tecnología de firma y verificación rápidas y un procesamiento de datos sin almacenamiento en búfer. [92]
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 sistemas heredados en un mecanismo que garantiza la autenticidad de los datos. [92]
El intercambio de datos basado en políticas utiliza mediciones de red eléctrica de grano fino sincronizadas con el reloj GPS para proporcionar una mayor estabilidad y confiabilidad de la red. Esto se logra a través de requisitos de sincrofasores que son recopilados por las PMU. [92]
Sin embargo, la certificación de medidores inteligentes con restricciones enfrenta un desafío ligeramente diferente. Uno de los mayores problemas con la certificación de medidores inteligentes con restricciones es que, para prevenir 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 una arquitectura para redes inteligentes con restricciones e implementada a un nivel bajo en el sistema integrado. [92]
El sistema de protección de una red inteligente proporciona análisis de confiabilidad de la red, protección contra fallas y servicios de seguridad y protección de la 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 la seguridad cibernética de la tecnología de redes inteligentes publicado por primera vez en 2010 y actualizado posteriormente en 2014, el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología de los 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 ser extraída para obtener detalles personales sobre los clientes. [93]
Antes de que una empresa de servicios públicos instale un sistema de medición avanzado, o cualquier tipo de sistema inteligente , debe presentar un caso de negocio para la inversión. Algunos componentes, como los estabilizadores del sistema de energía (PSS) [ aclaración necesaria ] instalados en los generadores son muy caros, requieren una integración compleja en el sistema de control de la red, solo se necesitan durante emergencias y solo son efectivos si otros proveedores en la red los tienen. Sin ningún incentivo para instalarlos, los proveedores de energía no lo hacen. [94] La mayoría de las empresas de servicios públicos encuentran difícil justificar la instalación de una infraestructura de comunicaciones para una sola aplicación (por ejemplo, lectura de medidores). Debido a esto, una empresa de servicios públicos generalmente debe identificar varias aplicaciones que utilizarán la misma infraestructura de comunicaciones, por ejemplo, lectura de un medidor, monitoreo de la calidad de la energía, conexión y desconexión remota de clientes, habilitación de respuesta a la demanda, etc. Idealmente, la infraestructura de comunicaciones no solo admitirá aplicaciones a corto plazo, sino también 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 red inteligente. 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 a diferentes tasas de adopción. [ cita requerida ]
Algunas características de las redes inteligentes suscitan oposición por parte de las industrias que ya ofrecen o esperan ofrecer servicios similares. Un ejemplo es la competencia con los proveedores de Internet por cable y DSL por el acceso a Internet de banda ancha en lugar de por la red eléctrica . Los proveedores de sistemas de control SCADA para redes han diseñado intencionalmente hardware, protocolos y software propietarios de modo que no puedan interoperar con otros sistemas con el fin de vincular a sus clientes con el proveedor. [95]
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 Magazine , la red inteligente requerirá que las personas desarrollen y utilicen una gran infraestructura informática y de comunicaciones que admita un mayor grado de conocimiento de la situación 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 en respuesta a la demanda, el almacenamiento y el transporte de electricidad y la automatización de la distribución eléctrica. [96]
Varios sistemas de "redes inteligentes" tienen una doble función. Entre ellos se encuentran los sistemas de infraestructura de medición avanzada que, cuando se utilizan con diversos programas informáticos, pueden utilizarse para detectar el robo de energía y, mediante un proceso de eliminación, detectar dónde se han producido fallos en los equipos. Estas funciones se suman a sus funciones principales de eliminar la necesidad de que la persona lea los medidores y de medir el tiempo de uso de la electricidad.
Se estima que la pérdida mundial de energía, incluido el robo, asciende a doscientos mil millones de dólares anuales. [97]
El robo de electricidad también representa un desafío importante a la hora de proporcionar un servicio eléctrico confiable en los países en desarrollo. [38]
El primer ejemplo de red inteligente, y uno de los más grandes, es el sistema italiano instalado por Enel SpA de Italia. El proyecto Telegestore, finalizado en 2005, fue muy inusual en el mundo de las empresas de 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 es ampliamente considerado como el primer uso a escala comercial de la tecnología de red inteligente en el hogar y ofrece ahorros anuales de 500 millones de euros con un costo de proyecto de 2.100 millones de euros. [20]
Uno de los programas de implementación más grandes del mundo hasta la fecha es el Programa de Redes Inteligentes del Departamento de Energía de los EE. UU. financiado por la Ley de Recuperación y Reinversión Estadounidense de 2009. Este programa requirió fondos de contrapartida de las empresas de servicios públicos individuales. Se invirtieron más de $9 mil millones en fondos públicos y privados como parte de este programa. Las tecnologías incluyeron infraestructura de medición avanzada, incluidos más de 65 millones de medidores "inteligentes" avanzados, sistemas de interfaz de clientes, automatización de subestaciones y distribución, sistemas de optimización de voltios/VAR, más de 1000 sincrofasores , clasificación de línea dinámica, proyectos de seguridad cibernética, sistemas avanzados de gestión de distribución, sistemas de almacenamiento de energía y proyectos de integración de energía renovable. Este programa consistió en subvenciones de inversión (de contrapartida), proyectos de demostración, estudios de aceptación del consumidor y programas de educación de la fuerza 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 los Estados Unidos, la Ley de Política Energética de 2005 y el Título XIII de la Ley de Independencia y Seguridad Energética de 2007 están proporcionando fondos 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, impliquen a los consumidores en una tarifa horaria. También se han asignado fondos para desarrollar tecnologías de control energético más sólidas. [98] [99]
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 administra 200.000 dispositivos en tiempo real (medidores inteligentes, termostatos inteligentes y sensores en toda su área de servicio) y espera brindar soporte a 500.000 dispositivos en tiempo real en 2009, que darán servicio a 1 millón de consumidores y 43.000 empresas. [100]
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 enlace a la red de automatización del hogar (HAN) que controla los enchufes y dispositivos inteligentes. Algunos diseñadores de HAN están a favor de desacoplar las funciones de control del medidor, por temor a futuros desajustes con los nuevos estándares y tecnologías disponibles en el segmento comercial de rápido crecimiento de los dispositivos electrónicos domésticos. [101]
Hydro One , en Ontario , Canadá, está en medio de una iniciativa de red inteligente a gran escala, implementando una infraestructura de comunicaciones que cumple con los estándares de Trilliant. Para fines de 2010, el sistema prestará servicio a 1,3 millones de clientes en la provincia de Ontario. La iniciativa ganó el premio "Mejor iniciativa de AMR en América del Norte" de la Utility Planning Network. [102]
En la primavera de 2020, Île d'Yeu inició un programa piloto de dos años. Veintitrés casas del barrio de Ker Pissot y sus alrededores se interconectaron con una microrred que se automatizó como una red inteligente con software de Engie . Se instalaron sesenta y cuatro paneles solares con una capacidad máxima de 23,7 kW en cinco casas y una batería con una capacidad de almacenamiento de 15 kWh en una casa. 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 la red inteligente actualiza dinámicamente la oferta y la demanda de energía en intervalos de cinco 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 primer proyecto de este tipo en Francia. [103] [104]
La ciudad de Mannheim , en Alemania, está utilizando comunicaciones de banda ancha por línea eléctrica en tiempo real (BPL) en su proyecto de ciudad modelo de Mannheim "MoMa". [105]
Sydney también en Australia, en asociación con el Gobierno australiano, implementó el programa Smart Grid, Smart City. [106]
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, e incrementar 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 cualquier instante, permitiendo a los 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 de instalación de una red energética inteligente sitúa a Portugal y a EDP a la vanguardia de la innovación tecnológica y la prestación de servicios en Europa. [107] [108]
En el marco de los denominados proyectos E-Energy , varias empresas de servicios públicos alemanas están creando su primer núcleo en seis regiones modelo independientes. Un concurso tecnológico identificó estas regiones modelo para llevar a cabo actividades de investigación y desarrollo con el objetivo principal de crear una "Internet de la energía". [109]
Uno de los primeros intentos de implementación de tecnologías de "redes inteligentes" en los Estados Unidos fue rechazado en 2009 por los reguladores de electricidad en la Mancomunidad de Massachusetts , un estado de los EE. UU . [110] Según un artículo en el Boston Globe , la subsidiaria 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 pospago a la facturación prepago (usando " tarjetas inteligentes ") además de tarifas "premium" especiales aumentadas para la electricidad utilizada por encima de una cantidad predeterminada. [110] Este plan fue rechazado por los reguladores porque "erosionaba importantes protecciones para los clientes de bajos ingresos contra los cortes". [110] Según el Boston Globe , el plan " se enfocaba injustamente en los clientes de bajos ingresos y eludía las leyes de Massachusetts destinadas a ayudar a los consumidores con dificultades a mantener las luces encendidas". [110] Un portavoz de un grupo ambientalista que apoya los planes de redes inteligentes y, en particular, el mencionado plan de "redes inteligentes" de Western Massachusetts' Electric, afirmó: "Si se utiliza correctamente, la tecnología de redes inteligentes tiene un gran potencial para reducir la demanda máxima, lo que nos permitiría cerrar algunas de las centrales eléctricas más antiguas y sucias... Es una herramienta". [110]
El consorcio eEnergy Vermont [111] es una iniciativa estatal de EE. UU. en Vermont , financiada en parte a través de la Ley de Recuperación y Reinversión Estadounidense de 2009 , en la que todas las empresas de servicios eléctricos del estado han adoptado rápidamente una variedad de tecnologías de redes inteligentes, incluida la implementación de aproximadamente el 90% de infraestructura de medición avanzada, y actualmente están evaluando una variedad de estructuras de tarifas dinámicas.
En los Países Bajos se inició un proyecto a gran escala (>5000 conexiones, >20 socios) para demostrar tecnologías, servicios y casos de negocios de redes inteligentes integradas. [112]
EPB en Chattanooga, TN es una empresa de servicios públicos de electricidad de propiedad municipal que comenzó la construcción de una red inteligente en 2008, recibiendo una subvención de $111,567,606 del Departamento de Energía de los EE. UU. en 2009 para acelerar la construcción e implementación (por un presupuesto total de $232,219,350). La instalación de interruptores de línea eléctrica (1170 unidades) se completó en abril de 2012, y la instalación de medidores inteligentes (172,079 unidades) se completó en 2013. El sistema de fibra óptica de la red troncal inteligente también se utilizó para proporcionar la primera conexión a Internet de velocidad de gigabit a clientes residenciales en los EE. UU. a través de la iniciativa Fiber to the Home, y ahora los residentes pueden acceder a velocidades de hasta 10 gigabits por segundo. Se estima que la red inteligente ha reducido los cortes de energía en un promedio del 60%, lo que le ha permitido a la ciudad ahorrar alrededor de 60 millones de dólares al año. También ha reducido la necesidad de "visitas de camiones" para explorar y solucionar problemas, lo que ha dado como resultado 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 sistema de distribución de energía importante en obtener la certificación de Excelencia en el Desempeño en la Renovación de Electricidad (PEER). [113] [114] [115] [116]
Algunas implementaciones utilizan el estándar OpenADR para reducir la carga y 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 que crezca hasta los 61.400 millones de dólares en 2015. Honeywell está desarrollando un estudio piloto de respuesta a la demanda y viabilidad para China con la State Grid Corp. de China utilizando el estándar de respuesta a la demanda OpenADR . La State Grid Corp., la Academia China de Ciencias y General Electric tienen la intención de trabajar juntos para desarrollar estándares para la implementación de redes inteligentes en China. [117] [118] [119]
En 2009, el Departamento de Energía de los 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. [120] [121] El Departamento de Energía otorgó una subvención de 11,4 millones de dólares a Honeywell para implementar el programa utilizando el estándar OpenADR. [122]
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. Hawaii tiene como meta obtener el 70 por ciento de su energía de fuentes renovables para el año 2030. HECO dará incentivos a los clientes para que reduzcan el consumo de energía dentro de los 10 minutos siguientes a la notificación. [123]
Como parte de la Iniciativa de Redes Inteligentes del IEEE , [124] IEEE 2030.2 representa una extensión del trabajo dirigido a los sistemas de almacenamiento de servicios públicos para redes de transmisión y distribución. El grupo IEEE P2030 espera entregar a principios de 2011 un conjunto general 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 proyecto 2030.1 para redactar directrices para integrar vehículos eléctricos en la red inteligente.
El IEC TC 57 ha creado una familia de normas internacionales que pueden utilizarse como parte de la red inteligente. Estas normas incluyen la IEC 61850 , que es una arquitectura para la automatización de subestaciones, y la IEC 61970/61968 , el Modelo de Información Común (CIM). El CIM establece una semántica común que se utilizará para convertir los datos en información.
OpenADR es un estándar de comunicaciones de red inteligente de código abierto utilizado para aplicaciones de respuesta a la demanda. [125] Se utiliza normalmente para enviar información y señales para hacer que los dispositivos que utilizan energía eléctrica se apaguen durante períodos de mayor demanda.
MultiSpeak ha creado una especificación que respalda la funcionalidad de distribución de la red inteligente. MultiSpeak tiene un conjunto sólido de definiciones de integración que respaldan casi todas las interfaces de software necesarias para una empresa de distribución o para la parte de distribución de una empresa de distribución integrada verticalmente. La integración de MultiSpeak se define mediante lenguaje de marcado extensible (XML) y servicios web.
El IEEE ha creado un estándar para apoyar los sincrofasores : C37.118. [126]
El Grupo Internacional de Usuarios de la UCA analiza y apoya la experiencia 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 una plataforma de comunicación común para aplicaciones de medidores inteligentes, de modo que las empresas de servicios públicos puedan implementar múltiples sistemas de comunicación, mientras utilizan la tecnología IP como una plataforma de gestión común. [127] [128]
IEEE P2030 es un proyecto IEEE que desarrolla una "Guía preliminar para la interoperabilidad de la tecnología energética y la operación de la tecnología de la información con el sistema de energía eléctrica (EPS) y las aplicaciones y cargas de uso final de redes inteligentes". [129] [130]
El NIST ha incluido a la UIT-T G.hn como una de las "Normas identificadas para su implementación" para la red inteligente "para la que considera que existe un fuerte consenso entre las partes interesadas". [131] G.hn es una norma 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 interoperabilidad energética. Su punto de partida es el estándar OpenADR de California.
En virtud de la Ley de Independencia y Seguridad 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. El NIST remitirá estos estándares a la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC). Este trabajo ha comenzado y los primeros estándares ya han sido seleccionados para su inclusión en el catálogo de Redes Inteligentes del NIST. [132] Sin embargo, algunos comentaristas han sugerido que los beneficios que podrían obtenerse de la estandarización de la Red Inteligente podrían verse amenazados por un número creciente de patentes que cubren la arquitectura y las tecnologías de la Red Inteligente. [133] Si las patentes que cubren los elementos estandarizados de la Red Inteligente no se revelan hasta que la tecnología esté ampliamente distribuida en toda la red ("bloqueada"), podría producirse una perturbación significativa 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, publicó clasificaciones de los 50 estados en sus esfuerzos por modernizar la red eléctrica. California ocupó el puesto número uno. Los otros estados en la cima 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, analiza en profundidad los esfuerzos de modernización de la red en todo el país y los clasifica por estado". [134]
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