Beneficios medibles de una red inteligente

Respuesta corta

Los beneficios de una red inteligente son menos interrupciones y más cortas, mejor integración de generación distribuida, más información para operar y usuarios que gestionan su consumo. Cada uno se mide con un indicador y se demuestra comparando contra una línea base tomada antes de la inversión.

Respuesta corta

Los beneficios de una red inteligente se agrupan en cuatro: continuidad del servicio (menos interrupciones y más cortas), integración de generación distribuida y renovables, mejor información para operar y participación del usuario en la gestión de su consumo. El Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) los resume así: la modernización de la red puede reducir de forma notable la frecuencia y la duración de las interrupciones, facilita integrar renovables y permite que los usuarios gestionen mejor su consumo y sus costos. Para que sean medibles, cada uno necesita un indicador y una línea base.

Continuidad del servicio

Es el beneficio más fácil de medir. La norma IEEE 1366 define los índices de continuidad, como SAIDI (duración promedio de las interrupciones por usuario) y SAIFI (frecuencia promedio), y distingue las interrupciones sostenidas de las momentáneas con un umbral de cinco minutos.

Tres mecanismos actúan sobre esos índices:

Ubicar la falla más rápido. Indicadores de paso de falla y reconectadores comunicados indican el tramo afectado; la cuadrilla va directamente a él.
Aislar y restablecer a distancia. Con equipos telecontrolados, el operador abre y cierra puntos desde el centro de control sin esperar a la cuadrilla.
Automatizar la secuencia. FLISR hace lo anterior sin intervención. Si restablece a un usuario en menos de cinco minutos, su interrupción cuenta como momentánea y sale de los índices de interrupciones sostenidas. Se detalla en FLISR: autorrestablecimiento en distribución.

El beneficio de la automatización se expresa en menos usuarios interrumpidos y menos minutos de interrupción de esos usuarios.

Integración de generación distribuida

Cuando muchos usuarios generan, la red debe poder recibir esa energía sin perder calidad ni seguridad. La Resolución CREG 174 de 2021 fija en el nivel de tensión 1 estándares de disponibilidad. Por ejemplo, la suma de la potencia máxima declarada de los generadores de un circuito debe ser igual o menor al 50 % de la capacidad nominal del circuito, del transformador o de la subestación. La misma resolución dice que, para verificar los límites de energía por hora, se debe usar la información real más actualizada posible.

Ahí está el beneficio de medir mejor: cuanto más se conoce la demanda mínima real de cada circuito y lo que inyecta cada generador, menos incertidumbre hay al decidir si un circuito admite más generación. Vea autogeneración a pequeña escala (AGPE).

Mejor información para operar

Con más puntos de medición, el operador:

Conoce la carga real de alimentadores y transformadores, no solo la estimada, y dimensiona mejor cuándo ampliar y cuándo no.
Detecta equipos que se acercan a su límite o cuyo comportamiento cambia.
Cuenta con registros de eventos con estampa de tiempo para analizar fallas con evidencia. Vea sincronización de tiempo en subestaciones.
Reduce desplazamientos de cuadrilla innecesarios, porque puede maniobrar o diagnosticar a distancia.

Participación del usuario

El usuario con acceso a sus datos de consumo puede decidir cuándo usar la energía. En el mercado mayorista colombiano existe un programa de respuesta de la demanda, regulado por la Resolución CREG 011 de 2015 y sus modificaciones, en el que los usuarios reducen voluntariamente su consumo en condiciones críticas del mercado, representados por un comercializador. La medición avanzada es la que permite verificar esa reducción.

Tabla: beneficio, indicador y requisito

Beneficio	Cómo se mide	Qué se necesita
Menos interrupciones	SAIDI y SAIFI (IEEE 1366); usuarios y minutos interrumpidos	Historia de fallas del circuito antes de la inversión
Restablecimiento más rápido	Tiempo desde la falla hasta el servicio de los tramos sanos	Registros con hora de cada evento y de cada maniobra
Más generación distribuida	Potencia que admite cada circuito frente a los límites de la CREG 174	Demanda mínima real y generación declarada por circuito
Mejor operación	Maniobras remotas frente a maniobras con cuadrilla	Registro de cada maniobra y de su origen
Participación del usuario	Energía reducida verificada	Medición con lectura remota y línea base de consumo

Cuándo el beneficio no compensa

Una red inteligente no es una obligación de instalar todo en todas partes. Conviene revisar antes:

Circuitos con pocas fallas permanentes, donde no hay mucho que ganar.
Falta de fuente alterna para restablecer: sin ella, FLISR aísla pero no restablece los tramos sanos al otro lado de la falla.
Comunicaciones débiles: un equipo que no responde no automatiza nada.
Equipos existentes sin aprovechar: muchas veces los reconectadores ya instalados pueden coordinarse mejor antes de comprar equipos nuevos.

Por eso el análisis previo parte de la historia real de cada circuito y no de promedios.

Lo que una red inteligente no promete

No elimina las fallas: ocurren igual, porque dependen de árboles, descargas atmosféricas, equipos envejecidos y terceros. Lo que cambia es cuántos usuarios las sufren y por cuánto tiempo. Tampoco corrige por sí sola un diseño débil de protecciones o una red sin capacidad de reserva: si la fuente alterna no soporta la carga, la lógica de restablecimiento no puede cerrar el punto de enlace.

Cómo se arma el caso de inversión

Línea base. Índices de continuidad, número de fallas y tiempos de restablecimiento del periodo anterior, por circuito.
Alcance por etapas. Primero visibilidad, luego mando remoto, luego automatismos.
Medición posterior con la misma regla. El mismo indicador, los mismos circuitos.
Ajuste. Con los datos se decide dónde seguir y dónde detenerse.

Para ampliar, vea el panorama general de la red inteligente, las causas de las pérdidas no técnicas y cómo reducirlas y qué es la medición inteligente. Las fases de un proyecto AMI, desde el diagnóstico hasta la operación, están en cómo implementar un proyecto de medición inteligente.

Cómo le ayudamos

En Tiza Group acompañamos la parte técnica del caso: inventario de los equipos de maniobra existentes, definición de señales y comunicaciones, ajustes de las protecciones tras la reconfiguración y pruebas de la cadena completa. Vea estudios previos a la energización o ingeniería de comunicaciones y cuéntenos su proyecto para cotizarlo.

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Referencias

U.S. Department of Energy, Office of Electricity: Grid Modernization and the Smart Grid (energy.gov/oe/grid-modernization-and-smart-grid).
IEEE Std 1366, Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices.
Resolución CREG 174 de 2021, artículo 6.
Resolución CREG 011 de 2015, programa de respuesta de la demanda para el mercado diario en condición crítica, y sus modificaciones.

Preguntas frecuentes

¿Cómo se demuestra que una red inteligente da resultados?

Se mide el mismo indicador antes y después, en los mismos circuitos y con la misma forma de contar. Para la continuidad se usan los índices de IEEE 1366 (por ejemplo, usuarios interrumpidos y minutos de interrupción). Sin una línea base del periodo anterior, la mejora no se puede comprobar.

¿Todos los alimentadores se benefician igual?

No. Un circuito corto, con pocas fallas permanentes o con la cuadrilla a pocos minutos gana poco con la automatización. El beneficio es mayor donde hay muchos usuarios, fallas frecuentes, tramos largos y una fuente alterna disponible. Por eso se empieza por los circuitos con peor desempeño.

¿La red inteligente reduce las pérdidas de energía?

Puede ayudar a medirlas y a localizar dónde ocurren, porque la medición avanzada y los medidores en transformadores permiten hacer balances por zona. Reducirlas depende de qué las causa y de las acciones que se tomen después; la medición por sí sola no las elimina.