IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 80

el estado desconocido del dispositivo. es similar al modo
de monitoreo y control, pero solo con la función de LF que
continúa funcionando: la ntLF, la se, la VVo y la ssL no
se ejecutan. La funcionalidad de "latido del corazón" necesaria para mantener los controles del regulador de tensión
en sus modos de emergencia o de VVo de circuito cerrado
tampoco continúa funcionando. esto hace que el control del
regulador de tensión vuelva a sus ajustes locales de automatización predeterminados y, esencialmente, de cambiar el
estado de la red del modo del adms anterior.

Resultados y beneficios del uso real de la
optimización de volt/var
Visión general
La red de distribución de duke energy progress (dep) presta
servicio a más de 1.5 millones de clientes en carolina del
norte y del sur, cubriendo 34,000 mi2 del área de servicio.
actualmente, consta de más de 400 subestaciones de transmisión a distribución (t/d), 6,700 dispositivos controlables
por VVo (reguladores de tensión y baterías de condensadores) y un total de 11,500 dispositivos de la red de scada. el
adms fue implementado como parte de un proyecto de seis
años para modernizar la red a fin de contribuir a la solución
equilibrada global de duke energy para satisfacer el crecimiento de energía a través de la eficiencia. el objetivo era
proporcionar una reducción de la carga máxima a través de la
VVo, desplazando en consecuencia la necesidad de recursos
de generación máxima tradicionales que son a menudo más
costosos y menos respetuosos con el medioambiente. más
específicamente, la justificación económica del proyecto de
dsdr se basó en la construcción diferida de dos unidades de
generación máxima de turbinas de combustión (ct).
La realización exitosa de dsdr, la cual incluyó la mejora
física de aproximadamente 1,200 circuitos de distribución
para igualar la tensión para el potencial máximo de reducción dentro de los límites permitidos del cliente, comenzó
en 2008 y se completó cuando el sistema fue declarado
operativo en junio de 2014. además del acondicionamiento
necesario del circuito y el diseño y la implementación del
adms, la iniciativa también incluyó los siguientes componentes esenciales:
✔ verificaciones de campo del sistema de información
geográfica (sig) de la subestación de t/d al transformador del cliente;
✔ verificación de sincronización en todas las ubicaciones de las baterías del regulador de tensión de línea;
✔ instalación de 7,500 nuevos dispositivos de redes (dispositivos controlables por VVo y sensores de media
tensión [mt]/baja tensión [Bt]);
✔ instalación de comunicación bidireccional basada en
el protocolo de internet en todas las subestaciones y
dispositivos de scada de la red;
✔ una mejora del sistema de scada para aumentar la
capacidad a 1 millón de puntos remotos;
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✔ pruebas de reducción de la tensión de producción en la

red (más de 180 activaciones);
✔ determinación de las dependencias de carga a tensión
estacionales;
✔ establecimiento de un proceso efectivo de evaluación,
medición y verificación (em&V);
✔ transición de sistemas de gestión de volt/var tradicionales y discretos a adms.
desde entonces, la dsdr ha sido completamente incorporada a las operaciones diarias del sistema de dep, incluidas la colocación en el orden de suministro económico de
sus recursos de generación (actualmente por delante de la
generación a partir del petróleo), el plan integrado de recursos y el plan general de restauración del sistema y reducción
de la carga. Hasta la fecha, los resultados y beneficios obtenidos del modo de dsdr y el modo de emergencia incluyen:
✔ validación de 316 mW de capacidad de reducción de
carga máxima (temporada estival);
✔ crédito de postergación del pago de capital nominal
de $Us440 millones hasta el 2032 (unidades de ct);
✔ más de 25,000 mWh de ahorro energético de activaciones previstas;
✔ validación de 178 mW de reservas de generación
máxima en funcionamiento (nivel 1 del modo de
emergencia);
✔ más de $Us26 millones en costos totales de producción energética evitados;
✔ modos de emergencia utilizados para ayudar a evitar
el desprendimiento de carga firme durante eventos del
vórtice polar en 2014 y 2015;
✔ más de 200,000 mWh de ahorro energético de la
reducción en las pérdidas de la línea de distribución
(acondicionamiento del circuito de dsdr).

Reducción de tensión de emergencia
el evidente beneficio operacional de un modo de reducción
de tensión de emergencia es la rápida velocidad de implementación, que proporciona a los operadores del sistema otra
opción confiable para equilibrar con rapidez los recursos y
reducir la demanda después de una perturbación significativa, tal como una pérdida del suministro de generación. Un
aspecto más desconocido pero igualmente beneficioso de
esta velocidad es que satisface el período de recuperación
de la perturbación requerido por el estándar BaL-002-1 del
nerc (aproximadamente 15 minutos), calificando la reducción de tensión como una fuente de reserva de contingencia. como tal, puede mantenerse en reserva durante escenarios que no son de emergencia y, por consiguiente, puede
reemplazar el uso de las fuentes de generación tradicionales
durante esos períodos.
esto puede proporcionar ahorros financieros considerables (que se derivan de la elusión de los costos de producción asociados con mantener otros recursos de combustible
fósil en línea) y también tienen un impacto positivo sobre el
medioambiente. dep estima que, en función de los análisis
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018

Contenidos
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover1
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover2
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 121
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover4
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