Por otro lado, se van sumando nuevos retos: las nuevas regu- laciones obligan a las empresas de distribución eléctrica a mejorar la e ciencia en sus redes, y las compañías operadoras deben empezar a integrar en sus redes las energías renovables y las electrolineras para los vehículos eléctricos. Hoy, gracias a estrategias y herramientas smart, es posible plani car, medir y mejorar la e ciencia de la energía distribuida, permitiendo de esta forma reducir los costes operativos. En este artículo se explican algunas herramientas usadas en las Smart Grids, para modernizar la distribución eléctrica, aumentar la e ciencia y reducir las pérdidas y los costes asociados, ayudando a la vez a cum- plir y superar los objetivos de las normativas. ADMS contra las pérdidas técnicas en líneas de media tensión En Europa, las redes de MT están con guradas en bucles abiertos y se controlan de forma que se pueda aislar un fallo y restaurar la energía. Los interruptores de los bucles están ubicados estratégicamente para proporcionar un buen servicio, pero este enfoque no permite minimizar las pérdidas. Los sistemas diseñados para estimar pérdidas, como los Sistemas Avanzados de Gestión de la Distribución (Advanced Distribution Management System, ADMS, en inglés), necesitan conocer la topología de red en tiempo real, medir esta red y determinar los per les de carga en centros de media y baja tensión, y la información sobre consumos del cliente para determinar la con guración óptima de los interruptores. En este entorno, cuando el operador del sistema planea abrir o cerrar un interruptor, el ADMS realiza una simulación del impacto en la abilidad del suministro, las pérdidas y la gestión de la energía. Sus algoritmos calculan las con guraciones óptimas por hora, por mes, por estación o anualmente, según las curvas de carga proporcionadas, las previsiones meteorológicas, los datos en tiempo real procedentes de los sensores, los Smart Meters y el número de operaciones de maniobra. Las con guraciones óptimas de los interruptores de bucles en una red de distribución dependen de la demanda real, ya que uctúa a lo largo del día y también con las estaciones. Estos cambios de carga afectan a las con guraciones ideales de los interruptores, por lo que hace falta probarlas e implementar una solución capaz de identi car las mejores. La implementación de este sistema tiene múltiples ventajas: ayuda a minimizar las pérdidas y el desequilibrio de carga en los transforma- dores y alimentadores de las subestaciones de alta y media tensión, aligera segmentos sobrecargados de la red, mejora la calidad y logra un per l óptimo de la tensión. Infraestructura de control del nivel de tensión, para minimizar el impacto de los DER Una de las principales responsabilidades de las compañías eléctri- cas es mantener la tensión según lo acordado por contrato con sus clientes. Este control se realiza tradicionalmente mediante trans- formadores, utilizando conmutadores de tomas en carga (OLTC) y baterías de condensadores que inyectan energía reactiva en la red en las subestaciones de alta y media tensión. Debido a la entrada masiva de recursos energéticos distribuidos (DER) en la red, la gestión de la tensión supone un gran reto para los Operadores del Sistema de Distribución (Distribution System Operators o DSO en inglés). Por esta razón, se están implementando diferentes dispositivos, como sensores para monitorizar la tensión a lo largo de los alimentadores, actuadores modernos que puedan regular la tensión en diferentes niveles, y un sistema inteligente centralizado o distribuido. La monitorización de los equipos de media tensión en las subestaciones antiguas es cara, ya que requiere métodos complejos e intrusivos. Por lo tanto, la capacidad de recoger mediciones precisas en tiempo real de la tensión requiere implementar sensores y nuevas soluciones para minimi- zar los costes a largo plazo. Se pueden implementar varias soluciones: Se pueden insertar modernos divisores de tensión capacitivos o resistivos en las conexiones del cable en la unidad principal del trans- formador o RMU (Ring Main Unit). La nueva generación de RTUs (Unidad Terminal Remota) permite al usuario controlar remotamente la RMU y medir la tensión de media y baja tensión con precisión para la optimización de Volt-Var y para el control de picos y pérdida de carga. Smart Ci es >>55