IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 82

iniciativa fue tan extensa como el trabajo de la subestación,
pero también tenía la complejidad adicional de no haberse
intentado previamente en la industria de los servicios públicos. el proyecto incluyó los siguientes componentes:
✔ identificar un control del regulador de línea óptimo y
consolidar en una unidad individual aprobada;
✔ desarrollar una nueva funcionalidad de seguridad
contra pérdida de comunicación;
✔ crear un mapa de punto remoto del control y su integración correspondiente en el scada;
✔ diseñar, evaluar e implementar un paquete de automatización que incluía comunicación celulares bidireccionales;
✔ instalar un circuito de fibra óptica entre los controles
multifásicos instalado en una única ubicación;
✔ sustituir todos los controles existentes no aprobados;
✔ actualizaciones del firmware para unidades previamente instaladas del control aprobado;
✔ formación extensa del personal de campo necesario.
en paralelo, el equipo continuó probando y evaluando
la funcionalidad de reducción de tensión de emergencia y
el rendimiento correspondiente del sistema con respecto al
cambio de tensión. el equipo descubrió que la reducción de
tensión lograda era en realidad más baja que el porcentaje
objetivo especificado debido a que el control del regulador
disminuía solamente la tensión de salida justo dentro del
límite superior de su ancho de banda definido. también se
detectó que la magnitud de la reducción de tensión fue muy
influenciada por el lugar donde la tensión de salida residía
dentro del ancho de banda antes de la reducción; más específicamente, la magnitud sería significativamente inferior si
estuviera en el extremo inferior en el momento de la activación. este conocimiento de la funcionalidad impulsó una
propuesta para aumentar el porcentaje del nivel 1 y proporcionó otra opción para ampliar los beneficios de la reducción
de tensión de emergencia. el porcentaje objetivo del nivel 1
aumentó en consecuencia del 2.5% al 2.9%. La compañía
decidió mantener este valor por debajo del 3% debido a los
requisitos de comunicación de incidentes y perturbaciones
del departamento de energía de ee. UU. según los criterios, las reducciones de tensión del 3% o superiores aplicadas a la totalidad del sistema para mantener la continuidad
del servicio del sistema eléctrico de gran escala deben comunicarse en el plazo de una hora tras la activación. con estas
ampliaciones establecidas, el avance final de la reducción de
tensión de emergencia se produjo a través del adms.
el sistema de reducción de tensión tradicional mantuvo
una lista estática de los reguladores incluidos de la subestación que tuvieron que ser mantenidos manualmente por
un administrador del scada, un proceso que podría ser
tedioso y largo para una red de distribución que incluía
miles de reguladores de tensión. el adms proporcionó un
modelo dinámico de la red y todos sus dispositivos, eliminando así la necesidad de mantener dicha lista. también
proporcionó las herramientas para que los operadores del
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sistema gestionen eficientemente los reguladores de tensión
que debían ser excluidos de la reducción de tensión de emergencia debido al mantenimiento requerido o a otros asuntos.
con la adición de los reguladores de línea a la reducción de
tensión de emergencia, la conmutación temporal y permanente que cambió la topología del circuito se convirtió en
un factor adicional y podría justificarse si fuera modelada
con precisión por un operador en el adms. esta capacidad demostraría además ser beneficiosa con la introducción
futura de la reconfiguración automatizada del circuito por
las redes autorreparables. asimismo, la combinación de un
modelo dinámico y un panel de control con una jerarquía del
sistema definible habilitó el potencial para la activación de
la reducción de tensión de emergencia en áreas geográficas
más pequeñas, incluso hasta el nivel de subestación de t/d
individual en caso de problemas localizados, como la sobrecarga del transformador.
es importante observar que, mientras que el modelo del
adms proporcionó estas mejoras favorables, el modo de
emergencia siguió basándose en el concepto de la reducción
de tensión no optimizada y, por lo tanto, fue diseñado para
funcionar independientemente de la calidad de los resultados del LF y la se del modelo. La premisa no optimizada y
el objetivo general de la rápida velocidad de implementación
para la reducción inmediata de la carga también fueron factores subyacentes en la decisión para que el modo no realizara ningún tipo de validación de comandos. el adms se
hizo responsable de procesar y ejecutar los comandos necesarios para iniciar (y detener) el modo y enviar periódicamente los comandos de seguridad requeridos para mantener
la reducción de tensión activa en el control del regulador.
esta no fue una tarea sencilla en absoluto, teniendo en cuenta
los requisitos de velocidad y el alcance de los cambios anteriormente analizados llevados a cabo como parte del desarrollo estratégico del modo. el ejemplo más simple y probablemente más revelador de esto es la comparación entre el
sistema tradicional y el modo de emergencia con respecto
al número total de comandos requeridos para la activación.
dep estima que requirió aproximadamente 600 comandos
para iniciar la reducción de tensión de emergencia de nivel 1
antes del comienzo del proyecto de dsdr. el total aumentó
a aproximadamente 6,800 comandos en el momento del despliegue del adms, principalmente debido a la adición de
casi 3,000 reguladores de línea y de dos comandos adicionales para cada uno.
el modo también fue diseñado con opciones configurables
para enviar comandos para deshabilitar la automatización de
cancelación de tensión local de las baterías de condensadores de alimentación antes de iniciar la reducción de tensión,
que dep utiliza como parte de su nivel 2 del modo de emergencia para evitar operaciones de dispositivos innecesarias y
conflictivas. esto impulsó el número total potencial más desfavorable de los comandos requeridos para iniciar el modo
de emergencia a más de 9,000. Hubo un impulsor evidente
para la evaluación exhaustiva y la optimización del hardware
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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 - 123
IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 124
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IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - Cover4
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