Mantener un comité de calidad con reuniones periódicas que tenga la función de monitorear el desempeño del suministro eléctrico y los indicadores de calidad del producto, además de seguir los planes de acción establecidos por las áreas de negocio. Este comité debe fomentar y garantizar que los indicadores de calidad se presenten o se presenten semanalmente a los empleados de los niveles jerárquicos (desde los directivos hasta los electricistas). Las reuniones y los paneles se utilizan para discutir la evolución de estos indicadores.

Un centro de operaciones y equipos de mantenimiento deben estar disponibles 24 horas al día, 7 días a la semana, para gestionar las contingencias en los sistemas de distribución. El centro de operaciones debe estar disponible el 100% del tiempo, ya que los equipos de mantenimiento deben responder cuando sea necesario. También debe haber cuadrillas específicas para realizar inspecciones en zonas de difícil acceso. Para todas las regiones, debe haber cuadrillas de mantenimiento que cubran toda la población atendida, y para las zonas con mayor densidad de población.

Debe funcionar un departamento dentro de la empresa de distribución encargado de analizar el rendimiento de los indicadores de continuidad y calidad. Este departamento debe proporcionar informes a los ejecutivos y ayudar a otros departamentos a dirigir sus acciones para mejorar estos indicadores. Este departamento debe contar con una metodología de control para el cálculo de los indicadores de calidad con certificación reconocida como ISO 9000. En el ámbito de esta área, se deben realizar análisis para identificar las zonas con riesgo de no cumplir con el servicio de suministro y distribución de electricidad y, si es el caso, tomar las medidas oportunas. Se analizan las tendencias de la continuidad del suministro y (en su caso) los resultados económicos (se sugiere la evaluación y revisión periódica de las prácticas de continuidad). Por último, la empresa de servicios públicos debe comprometerse con el regulador para discutir cómo las autoridades reconocen las inversiones en el control de la tensión en la inversión de capital y los costes operativos.

Es imprescindible desarrollar un plan de mejora o control de la calidad, a partir de un diagnóstico que identifique la línea base (estado actual de la calidad del servicio según los indicadores seleccionados y estandarizados), los factores específicos que provocan las principales interrupciones del suministro, la localización donde la calidad del suministro es deficiente (región, circuito, cliente), la definición de los objetivos y metas de calidad, la definición de las estrategias para abordar cada campo de actuación, la formulación de los proyectos, la definición de un calendario de implantación, la asignación de responsabilidades en la organización, los criterios de evaluación del plan y la evaluación económica y financiera del mismo.

Los indicadores de calidad del servicio deben registrarse regularmente y mantenerse en consonancia con la metodología utilizada para la definición de la línea de base, a fin de evaluar adecuadamente los resultados de los proyectos orientados a la calidad del servicio.

En cuanto a la posible duración de un plan de mejora de la calidad, que puede definirse a nivel sectorial por subáreas de distribución, o a nivel de la empresa en su conjunto, depende en gran medida de la situación de partida y del esfuerzo inversor en calidad, que también está estrechamente relacionado con la inversión en reposición y modernización de la red (el estado general de las redes puede afectar en gran medida a la calidad, así como la retribución reconocida por el regulador por los gastos de mantenimiento preventivo y correctivo). Sin embargo, tomando como referencia el reciente caso de Colombia, que define una senda de mejora gradual del 8% anual hasta alcanzar el objetivo, un plazo máximo de 10 años puede ser razonable para las empresas con indicadores deficientes.

La empresa eléctrica debe contar con protocolos y normas para realizar el mantenimiento correctivo y preventivo en las subestaciones y redes eléctricas. Existen planes de seguridad para contingencias relacionadas con la calidad del suministro y la distribución de energía eléctrica. También se recomienda que se realice una verificación del estado operativo de los elementos del sistema de suministro y distribución ( para los que es posible la inspección visual o la prueba de funcionamiento ) al menos una vez cada 3 años, y para los sistemas estratégicos, cada año.

Tanto para el mantenimiento correctivo como para el preventivo, es deseable el uso de herramientas SIG para apoyar el aislamiento, la reparación y la resolución de contingencias, así como para rastrear y registrar eficazmente dónde se está realizando el mantenimiento (lo que puede proporcionar una valiosa información de planificación para el despliegue de nuevos programas e inversiones orientados a la calidad). En los sistemas con varias fuentes de suministro alternativas, existen protocolos del centro de operaciones para garantizar la calidad del suministro en el uso inicial de nuevas fuentes de suministro (fuentes e interconexiones), así como protocolos para analizar y resolver el incumplimiento de la normativa aplicable en materia de calidad de suministro y distribución.

El uso de las nuevas tecnologías de energía distribuida (sistemas fotovoltaicos, pilas de combustible, almacenamiento de energía y vehículos eléctricos) conectadas a la red requiere mejoras en todas las normas de interconexión para definir los requisitos que deben cumplir estas tecnologías para una integración segura y fiable con las redes eléctricas de las empresas. Estas normas abordan cuestiones como la calidad de la energía y los límites de tensión y la potencia máxima que se puede conectar. Por ejemplo, en muchos países, las normativas locales contemplan estos procedimientos; sin embargo, cuando esto no ocurre, los países pueden utilizar las referencias del IEEE, como la IEEE 1366 y la IEEE 1547, y los estudios técnicos.

Un ejemplo relevante es el Nuevo Código de Red en Colombia (actualmente en revisión) que considera una importante integración de la generación intermitente al sistema nacional (no para la GD). El estudio contratado por el Regulador (CREG) propone diferentes normas en campos como protecciones (protecciones de falla), respuesta rápida de frecuencia, y calidad de la forma de onda de tensión, para lo cual se propone actualizar los requerimientos actuales considerando la incorporación de la electrónica de potencia de los parques eólicos y fotovoltaicos (FACTS-Flexible AC Transmissions Systems , EES - E lectrical Energy Storage, y en el futuro HVDC-High Voltage Direct Current ).

En cuanto a la integración de la GD, la conexión a la red debe cumplir con las normas de tensión establecidas por la autoridad competente o la empresa de servicios públicos para el sistema de transmisión y distribución, para evitar efectos técnicos negativos en la red en aspectos como la regulación de la tensión, la inversión del flujo de potencia, los límites térmicos, las corrientes de cortocircuito, la coordinación de la protección, la calidad de la energía y el funcionamiento en isla.

Además, una opinión generalizada es que la integración de la generación distribuida debe hacerse por etapas (como una etapa moderada para la red existente, la integración total y el desarrollo de mercados localizados).

En este contexto, las mejores prácticas consisten principalmente en

• Realizar estudios técnicos especializados para determinar la norma técnica adecuada para la disponibilidad de la capacidad del sistema. Por ejemplo, en Colombia se fijó en un máximo del 15% de la capacidad de un circuito.

• Realizar estudios periódicos para actualizar estos estándares en función del desarrollo de la red y la incorporación de la generación distribuida.

• Definir e implementar procedimientos adecuados para promover la integración de la generación distribuida. Por ejemplo, la publicación y actualización permanente en el portal oficial de Internet de las capacidades disponibles en cada circuito y las solicitudes de conexión en trámite, aceptadas y de generación instalada; la adopción de formatos estandarizados para presentar la solicitud de conexión, los pasos del proceso y los plazos de respuesta.

Los fenómenos naturales pueden provocar apagones con interrupciones prolongadas de la carga. Aunque estos sucesos se caracterizan por un alto nivel de imprevisibilidad, las empresas de servicios públicos tienen formas de reducir y mitigar sus consecuencias. Se pueden utilizar algunas prácticas para cada tipo de evento:

• La caída de rayos es uno de los principales factores de las interrupciones de suministro no planificadas en los sistemas eléctricos. Algunas soluciones clásicas son: (i) se pueden instalar equipos económicos en las líneas de distribución y transmisión para encontrar la trayectoria de un rayo; (ii) utilizar correctamente los descargadores de sobretensión para reducir las tensiones inducidas, es decir, los descargadores de sobretensión funcionan mejor cuando la resistencia de la toma de tierra es menor, y los descargadores adyacentes tienen distancias más cortas; y (iii) instalar cables de blindaje para disminuir la frecuencia de los rayos en las líneas eléctricas.

• Inundaciones: Un método de identificación de cambios para cartografiar las inundaciones en zonas urbanas mediante imágenes de satélite puede servir para clasificar las imágenes cercanas a los ríos y prever dónde es probable que se produzca una nueva inundación. El objetivo es encontrar el plan de refuerzo óptimo para la resiliencia del sistema y el funcionamiento óptimo del sistema eléctrico en el peor de los casos. Algunas acciones posibles son (i) preasignación de generadores de energía móviles; (ii) replanificación de las ubicaciones óptimas de conmutación utilizando ubicaciones de recursos energéticos distribuidos; y (iii) r evisión de la red eléctrica actual para alimentar a los clientes críticos 

• Huracanes: Estos eventos provocan una reducción forzada de la carga debido a los daños en los equipos de distribución . En esta situación, algunas soluciones son (i) invertir en una operación que utilice los conceptos de microrredes en un sistema de distribución para aumentar la capacidad de autocuración y permitir que el sistema de distribución se restablezca antes cuando se produzcan cortes. También hay que considerar la posibilidad de integrar los recursos energéticos distribuidos en las microrredes; (ii) utilizar una programación proactiva en respuesta a los huracanes inminentes en las microrredes de portadores de energía múltiples; (iii) puede utilizarse una metodología de autocuración seccionando el sistema de distribución en microrredes tras la ocurrencia de una catástrofe natural; y (iv) durante los huracanes, desarrollar un método para aliviar el efecto cascada en las redes de transmisión utilizando un método de aislamiento preventivo basado en el riesgo.

• Tormentas de viento: pueden provocar fallos en los equipos al golpear la red eléctrica. Para mitigar estos efectos, las compañías eléctricas deben realizar proyectos personalizados para las líneas de transmisión y distribución de las regiones con mayor incidencia de estos eventos. En la primera etapa, se crean modelos empíricos basados en datos históricos y meteorológicos. La segunda etapa consiste en el seguimiento en tiempo real de las tormentas de viento. Durante el diseño de las nuevas líneas de transmisión o la evaluación de las antiguas, debe mantenerse un nivel aceptable de compromiso entre el coste y la probabilidad de fallo. Además, es posible establecer un marco de gestión proactiva de las microrredes para coordinar los recursos del lado de la demanda, asegurar la regulación de la tensión y reprogramar la generación.

• Incendios forestales: pueden provocar una temperatura intensa, lo que lleva a la explosión de los transformadores y a la modificación de las propiedades dieléctricas y mecánicas de las líneas de T&D. Algunas soluciones posibles son : (i) sustituir los transformadores sumergidos en aceite por otros de tipo seco; (ii) aplicar la monitorización de la línea de transmisión en tiempo real para identificar la calificación dinámica de la línea durante casos normales o de contingencia; (iii) utilizar un mecanismo de detección de incendios rentable con diferentes tecnologías; (iv) utilizar un marco distribuido de múltiples vehículos aéreos no tripulados para evitar que los humanos realicen un seguimiento dinámico y peligroso de los incendios. Reduce el coste operativo, rastrea correctamente el progreso del incendio, evita las colisiones en vuelo y colabora bien con los vehículos cercanos.

El sistema de distribución de energía eléctrica debe ser capaz de suministrar toda la demanda de energía eléctrica para los diferentes niveles de carga y mejorar la redundancia del sistema es una mejora importante para aumentar la fiabilidad. El diseño de la infraestructura de suministro y distribución de energía eléctrica se concibe para minimizar el impacto debido a las contingencias, para cumplir con los estándares de servicio (calidad y continuidad) y para renovar los elementos del sistema de suministro y distribución que tengan en cuenta el riesgo de impacto en la continuidad del servicio. De esta manera, existen criterios de diseño de la red de distribución que consideran la calidad del suministro y la distribución de la energía eléctrica. Así, la planificación y operación de la infraestructura adopta criterios para prevenir el riesgo de interrupción del servicio y las variaciones no deseadas en la calidad (tensión, frecuencia, capacidad y otros).

En la planificación, las empresas de servicios públicos deben utilizar el criterio denominado N-1, es decir, el suministro de electricidad debe mantenerse incluso si falla 1 equipo en el sistema, para algunos clientes con alta criticidad, es posible utilizar el criterio N-2. En la operación, con las tecnologías de comunicación y medición, la reconfiguración y los esquemas de aislamiento de la Generación Distribuida ( DG ) son posibles métodos que pueden ayudar a implementar la fiabilidad diferenciada. En el caso de los nuevos activos, existen protocolos para garantizar la calidad de la electricidad al integrar la nueva infraestructura en el sistema. A veces, estos nuevos activos requieren interrupciones planificadas; si es así, es importante que se notifique a los clientes con antelación para minimizar el impacto de los cortes de electricidad. Los contadores inteligentes también pueden proporcionar ciertas mediciones de calidad y funciones de control, sin un aumento excesivo del precio para los clientes, como las capacidades de supervisión de la calidad de la tensión.