IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 83

Vórtice polar de 2014
en enero de 2014, varias áreas de norteamérica experimentaron un fenómeno climático conocido como vórtice polar
que provocó las temperaturas de invierno más frías experimentadas desde hacía casi dos décadas. Las temperaturas
en la costa este cayeron 20-30 °F por debajo del promedio
estacional normal, creando un incremento en la demanda
energética que fijó nuevos máximos históricos el 6 y 7 de
enero. debido al gran alcance y la duración extendida del
evento, toda la red de potencia de ee. UU. fue sobrecargada
por la alta demanda histórica y los problemas significativos
de capacidad de generación que surgieron de los efectos del
frío extremo. Las temperaturas en varias áreas bajaron por
debajo del límite de diseño de los generadores y el equipo
asociado, resultando en muchas unidades congeladas.
además, la firme demanda de gas natural, que se suministra habitualmente a los generadores mediante la entrega
en tiempo real, aumentó a tal nivel que no había capacidad
de transporte para las compras no estables, provocando una
falta de combustible para muchos otros generadores. estas
unidades no disponibles colocaron a los operadores del sistema en una situación extremadamente exigente y forzaron a
muchos a depender de las opciones alternativas para mantener la continuidad de la red, incluyendo llamamientos públicos para los programas de gestión del lado de la demanda
y de ahorro de energía. Una empresa de servicios públicos
del sudeste se vio obligada a arrojar carga firme, lo que normalmente es un último recurso. Las condiciones para dep
no estaban lejos de ese punto, pero sus operadores también
tenían otro recurso a su disposición.
dep, en previsión de un pico histórico en la mañana del
7 de enero de 2014, desplegó de manera proactiva varios de
sus activos disponibles de gestión del lado de la demanda,
incluido su gran piloto de restricción de carga y control del
calentador de agua y la carga térmica de bandas, e hizo un
llamamiento a los clientes y empleados para la conservación. Los operadores también decidieron utilizar el nivel 1
de modo de emergencia como una herramienta de gestión
de carga máxima prevista aproximadamente a partir de las
7:00 a.m. cabe señalar en este punto que la dsdr aún se
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200

Nivel 1 de modo de emergencia
52,8 MW/min

150
(MW)

y la infraestructura de scada con el objetivo de garantizar
que el rendimiento del comando no fuera un factor limitante,
acompañado de pruebas continuas después de comenzar con
el adms para verificar que la velocidad de implementación
cumpla con los requisitos del nerc.
Una comparación de los datos capturados de la activación
del modo 1 de emergencia y el envío de dos unidades de ct
de inicio rápido de dep demostró que el resultado fue un
éxito. como se observa en el gráfico 5, el modo de emergencia pudo alcanzar bien su reducción de carga máxima (que
se muestra como un aumento para la comparación) dentro
del plazo requerido y, quizás de manera más impresionante,
a un ritmo hasta el doble de rápido que la tasa de ajuste de
carga lograda con dos unidades de generación (ct 1 y ct 2).

CT 1 de inicio rápido
24.9 MW/min

100

CT 2 de inicio rápido
23.7 MW/min

50
0

0

5

10

15

20 25
Hora (min)

30

35

40

gráfico 5. Una comparación de la tasa de implementación para el nivel 1 del modo de emergencia.

encontraba en una fase de prueba y de evaluación, y el modo
de emergencia no había sido utilizado con anterioridad de
esta manera ni se había considerado como una opción para
la estación pico de invierno. Los operadores activaron posteriormente el nivel 2 de modo de emergencia aproximadamente a las 7:58 a.m. el modo permaneció activo hasta cerca
de las 9:30 a.m., después de que la carga del sistema hubiera
demostrado una disminución continua una vez que salió de
su punto máximo.
de este modo, el adms en combinación con los otros
recursos utilizados permitió a dep atender una demanda
máxima histórica sin tener que arrojar carga firme. esta también fue la primera vez en la historia de la compañía en que
se implementó de forma remota una reducción de tensión
del 5% en todo el sistema. Un beneficio auxiliar del uso del
modo fue la recopilación de datos de los nuevos dispositivos
de scada que habían sido instalados para la dsdr. por
ejemplo, más de 2,900 sensores de Bt que fueron instalados
de forma estratégica en las ubicaciones del cliente con la tensión mínima estimada durante condiciones extremas proporcionaron una visión singular en la magnitud del cambio en la
tensión del cliente durante una reducción de tensión objetivo
del 5%. Una comparación de las mediciones de sensores de
Bt antes y durante la activación del nivel 2 se muestra en el
gráfico 6.

Modo de DSDR
La dsdr es una herramienta única e innovadora de reducción de carga máxima que cumple con los requisitos de
confiabilidad y sustentabilidad de los recursos de generación tradicionales. Fue desarrollada en torno al muy conocido concepto de la industria de servicios públicos de la
reducción de tensión de conservación, en donde una reducción de la tensión del sistema de distribución produce una
reducción correspondiente y comparable de la demanda. La
idea de dep de utilizar esto como un medio para diferir la
generación máxima se originó a través de la finalización de
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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
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