56<< Cuadernos En la actualidad, es posible instalar fácilmente nuevos sensores inte- ligentes en los transformadores, conectándolos a la nube. De esta manera, se puede realizar un mantenimiento predictivo y una gestión de la vida útil, que son clave para reducir los costes a largo plazo. Por ejemplo, se puede determinar el envejecimiento del aislamiento y la temperatura en los puntos de conexión del cable. Los sensores virtuales son otra buena opción para medir la tensión. Son capaces de estimar o modelar la tensión en media tensión basán- dose en otros datos que son más fáciles y más baratos de medir. Dependiendo del nivel de precisión requerido, los costes del sensor y de su instalación pueden reducirse drásticamente. Los actuadores, que normalmente se instalan en las subestaciones de alta y media tensión, también se pueden instalar en las líneas de media tensión. Se accionan por contactores y pueden efectuar hasta 1 millón de operaciones, sin mantenimiento. Los inyectores de energía reactiva también se pueden usar en la generación distribuida (DG) instalando dispositivos especializados o mediante el uso de inversores para la DG. Hay que tener en cuenta, en todo caso, que el control centralizado que proporciona un sistema ADMS permite coordinar todos los dispositivos según las condiciones reales de la red, asegurando así una regula- ción óptima en todos los niveles; mientas que la complejidad de los sistemas de distribución a veces limita la capacidad de control de los actuadores y otros dispositivos. Análisis detallado de los datos de rendimiento de media y baja tensión, contra pérdidas técnicas en líneas de baja tensión Las pérdidas técnicas en las redes de media tensión representan apro- ximadamente el 3% de la energía distribuida. Las pérdidas por efecto Joules representan el 70% de estas pérdidas. Aún más pérdidas se producen en las redes de baja tensión, ya que sus extremos a menudo están muy desequilibrados, tanto entre transformadores como entre alimentadores de baja tensión dentro de un transformador y entre las tres fases de un transformador determinado. Estos desequilibrios cau- san pérdidas por efecto Joules que se estiman entre 200 y 1.000 euros al año por cada centro. En este sentido, puede ser muy útil realizar un análisis detallado de los datos de rendimiento de la media y baja tensión. El sistema de monitori- zación puede recopilar datos como los per les de carga, tensión, factor de potencia y temperatura diarios de la subestación y los alimentadores. Se pueden determinar cronológicamente la curva de duración de carga por alimentador y realizar diagramas vectoriales para el diagnóstico de desequilibrios por alimentador, entre otros valores. Esta monitorización permite ajustar más DERs a la red, al solucionar los problemas de desequilibrios de carga y al reducir la pérdida de energía, proporcionando una reducción de costes de 200 a 800 euros por año y una mejora de la producción de energía de la subestación de hasta un 30%. Smart metering, para la identi cación de pérdidas no técnicas Schneider Electric estima que el 90% de las pérdidas no técnicas ocu- rren en las redes de baja tensión. Se asume que las pérdidas oscilan entre 1.000 y 10.000 euros por centro de transformación al año en los países europeos. Por lo tanto, las redes BT representan una priori- dad, a la hora de intentar reducir estas pérdidas. Un primer paso para evaluar la situación es comenzar a monitorizarlas para determinar las cantidades que se están perdiendo. Anteriormente, no se solían moni- torizar las redes de baja tensión porque resultaba muy caro, pero las nuevas arquitecturas y tecnologías permiten una monitorización más económica y precisa. Localizar las fuentes de las pérdidas dentro de la red es uno de los primeros retos. Una solución para monitorizar redes de BT es utilizar Smart Meters como sensores adicionales para suministrar datos sobre el rendimiento energético de la red. El primer paso sería determinar la ubicación correcta de cada uno de estos contadores. El siguiente sería equipar cada alimentador con un contador, sin interrumpir el servicio para los clientes. Conclusiones Las empresas de distribución eléctrica están en posición de reducir las pérdidas en sus redes gracias a estrategias smart, basadas en la comunicación y la conectividad, que mejoran la e ciencia energética. Esto contribuirá a lograr los objetivos de la Unión Europea en lo que se re ere a nuevas fuentes de energía renovables, mejoras de la e - ciencia energética y reducción de emisiones de CO2. En una red cada vez más distribuida, serán necesarios sensores, actuadores y sistemas de gestión de distribu- ción avanzados más precisos y altamente conectados, así como transformadores más e cientes para alcanzar estos objetivos. Aunque estas inversiones pueden representar un coste a corto plazo, se trata en realidad de una inversión ya que, a largo plazo, reducirán los costes operativos, las pérdidas de energía y redundarán en una red más inte- grada y exible. •