Marcos Latacela
Estado del Arte de los Componentes y la Estructura de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)
Un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) es la red encargada de generar, transmitir, distribuir y utilizar la energía eléctrica de manera segura y eficiente. La estructura clásica comprende generación, transmisión, subtransmisión, distribución y consumo, pero actualmente se está transformando por la incorporación de energías renovables, almacenamiento, electrónica de potencia y digitalización
La generación eléctrica está evolucionando desde las fuentes tradicionales, como las centrales térmicas, hacia la integración creciente de energía solar y eólica. Esta tendencia introduce una variabilidad significativa en la red, lo que obliga a gestionarla mediante sistemas de control avanzados y pronósticos de energía de alta precisión. [1]
En la transmisión, el uso de tecnologías como HVDC (High Voltage Direct Current) y FACTS (Flexible AC Transmission Systems) permite transportar grandes bloques de energía a largas distancias, mejorar la estabilidad y conectar redes débiles
Tecnologías Clave de Transmisión
HVDC (High Voltage Direct Current)
El sistema HVDC es crucial porque permite la conversión de la energía de corriente alterna (CA) a corriente continua (CC) para su transmisión, y posteriormente, de vuelta a CA en el punto de destino. Esta capacidad de conversión y transmisión ofrece ventajas determinantes que lo hacen ideal para escenarios modernos:
Menores pérdidas a largas distancias: Esta es su principal ventaja económica. En los sistemas de CA, las pérdidas por reactancia y capacitancia de las líneas aumentan drásticamente con la distancia. El HVDC reduce significativamente estas pérdidas, volviéndose la solución más eficiente para transportar grandes bloques de energía a largas distancias, especialmente en tramos superiores a 500 km en líneas terrestres o más de 50 km en cables submarinos.
Conexión de redes no sincronizadas: El HVDC permite unir dos sistemas de CA que no están en fase o que operan a frecuencias diferentes (sistemas asíncronos), algo imposible de lograr con una interconexión directa de CA. Esta capacidad es vital para conectar redes débiles o para realizar interconexiones internacionales, ya que actúa como una "barrera" que previene la propagación de fallas y garantiza el control independiente del flujo de potencia entre las redes. [2]
La distribución eléctrica, que antes era un sistema pasivo donde la energía fluía únicamente desde la subestación hacia los consumidores, ha evolucionado hacia un modelo activo e inteligente. Esto se debe a la creciente incorporación de generación distribuida (como paneles solares residenciales y pequeñas turbinas eólicas), la expansión de los vehículos eléctricos y la implementación de microrredes, que pueden operar de manera conectada o aislada de la red principal.
Para gestionar esta complejidad, se requieren medidores inteligentes y sistemas SCADA de última generación. Los medidores inteligentes permiten monitoreo en tiempo real del consumo, comunicación bidireccional con la empresa distribuidora y detección de pérdidas o anomalías, además de facilitar la participación del usuario como prosumidor, inyectando excedentes de energía renovable a la red. Los sistemas SCADA, por su parte, permiten automatizar maniobras, supervisar el flujo de energía, coordinar recursos distribuidos y mejorar la respuesta ante fallas, convirtiendo la red de distribución en un sistema más flexible, confiable y eficiente. [3]
El almacenamiento de energía, antes marginal, hoy es considerado un elemento clave en los sistemas eléctricos modernos. Su función principal es apoyar la estabilidad de frecuencia y voltaje, además de permitir un mejor aprovechamiento de las energías renovables. Las baterías de ion-litio destacan por su rápida respuesta y alta eficiencia, mientras que tecnologías como el hidrógeno y las baterías de flujo se investigan para aplicaciones de mayor escala y duración. Gracias a estas soluciones, es posible desplazar la energía renovable hacia los momentos de mayor demanda, aumentando la flexibilidad y confiabilidad de la red [4].
De igual manera, las subestaciones digitales con IEDs (Intelligent Electronic Devices) representan una evolución frente a las subestaciones tradicionales. Estos dispositivos permiten medición, protección y control en tiempo real, facilitando la automatización y el monitoreo remoto. Con ello, se logra una operación más confiable, reducción de tiempos de respuesta ante fallas y una integración más sencilla de la generación distribuida dentro de la red [5].
Bibliografía
[1] P. A. M. Toro, S. R. B. Giler, M. R. Gámez, L. A. V. Molina, y J. C. M. Macias, «Estabilidad del Voltaje en Redes Eléctricas con la Integración de Sistemas Fotovoltaicos: Una Revisión Crítica de los Desafíos y Soluciones: Voltage Stability in Power Grids with the Integration of Photovoltaic Systems: A Critical Review of the Challenges and Solutions», Bol. Científico Ideas Voces, vol. 4, n.o 3, p. ág. 189-203, dic. 2024, doi: 10.60100/bciv.v4i3.169.
[2] F. J. Grentz Adriazola, «Propuesta de conexión de infraestructura HVDC en parte del sistema eléctrico interconectado nacional para mejorar los niveles de tensión en barras que incumplen la normativa vigente», 2024, Accedido: 3 de octubre de 2025. [En línea]. Disponible en: http://tesis.usat.edu.pe/handle/20.500.12423/8012
[3] Baquerizo, F. C. R., “Comparación entre sistemas Distribuidos de Control y sistemas SCADA: Caso de Estudio de la distribución de Energía Eléctrica,” Polo del conocimiento, vol. 9, no. 8, pp. 3510–3522, 2024.
[4] D. J. Benavides Padilla, «Estrategias de operación de sistemas de almacenamiento para la integración de energías renovables en una microrred», http://purl.org/dc/dcmitype/Text, Universidad de Málaga, 2024. Accedido: 3 de octubre de 2025. [En línea]. Disponible en: https://produccioncientifica.uhu.es/documentos/6620101c62f14c04d839301a
[5] L. A. Gálvez Del Villar y D. J. Florián Villacorta, «Sistema de monitoreo y control de subestaciones eléctricas, orientados a la gestión de la demanda y basada en sistemas de control inteligentes», nov. 2011, Accedido: 3 de octubre de 2025. [En línea]. Disponible en: http://hdl.handle.net/20.500.12404/992