IEEE Power & Energy - Spanish - Marzo/Abril 2018 - 86

Rendimiento típico de DSDR

60

Comandos

50

Comando por segundo

40
30
20
10
0
16:00 16:28

17:01 17:35 18:10
Hora (hh:mm)

18:45 19:22

gráfico 8. La tasa de comando del regulador de tensión.

imprevista. La funcionalidad de seguridad contra pérdida de
comunicación y el plazo obligatorio antes de poder devolver
el control de nuevo a su centro de banda predeterminado (es
decir, sin el modo de optimización) son factores que también
podrían causar un arranque de la carga antes de la finalización
completa de la transición. dep intentó definir la "lógica" del
comando de transición del modo apropiado durante el diseño,
pero no se dio cuenta de que se necesitaba atención adicional
hasta después de probar los comandos en la producción.
por otra parte, todos los modos disponibles mediante
el adms, tanto si el objetivo es la reducción de la tensión
o la corrección del factor de potencia, causan un cambio en
la potencia reactiva cuando se activan, y la magnitud puede
ser significativa dependiendo de la transición solicitada. después de tal cambio, es posible que un generador deba ajustar
su salida para igualar las condiciones resultantes; también
se arriesga a la inestabilidad (y al posible deterioro) si no se
espera el tiempo suficiente para hacerlo. así, las tasas de cambio permitidas para la potencia reactiva se definen y se monitorean para los generadores. dep aprendió esto de la manera
más difícil (a través de una alarma en una de sus plantas de
generación) después de completar la actualización a la comunicación bidireccional para baterías de condensadores de
línea, que es mucho más rápida y más confiable, y de realizar
un cambio del factor de potencia objetivo con su sistema de
gestión de Var tradicional. se reconoció la posibilidad de que
ocurra el mismo problema con el adms y se añadió la funcionalidad después de la implementación inicial que "acelera"
de forma efectiva la tasa del cambio de la potencia reactiva
durante las transiciones de modos. Un requisito importante
para que la mejora funcione con exactitud con los modos de
reducción de tensión es la determinación de las dependencias
de carga a tensión reactivas para la red que, por supuesto, son
específicas para las empresas de servicios públicos.
Finalmente, carolina del norte ha visto una afluencia de
Fed durante los últimos tres años, conducida principalmente
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ieee power & energy magazine

por las instalaciones solares con créditos fiscales federales y
estatales favorables. el estado ahora ocupa el segundo lugar
del país en capacidad de energía solar, y dep actualmente
tiene más de 1,000 mW de Fed conectadas a su red de
distribución. Los impactos y desafíos asociados con la integración de Fed son bastante conocidos a estas alturas. sin
embargo, un problema que puede que no sea tan comúnmente
reconocido es la influencia que tiene tal integración en la evaluación, medición y verificación (em&V) de un recurso de
reducción de carga máxima. ambos pueden estar activos
durante ciertas horas en la temporada estival y, dependiendo
de la ubicación de las mediciones capturadas (por ejemplo,
en la subestación de transmisión y distribución t&d) y la
cantidad de Fed, puede ser difícil estimar con precisión el
cambio en la carga nativa de la red de una reducción prevista.
dep actualmente analiza datos de estaciones pico de verano
recientes con el objetivo de cuantificar el impacto potencial
de dsdr.

Reconocimientos
nos gustaría reconocer las contribuciones de Jack pennington, un experto en las operaciones de la red y en la automatización de la distribución de duke energy progress, que
se jubiló recientemente después de 29 años en la compañía.

Lecturas complementarias
c. W. gellings, The Smart Grid: Enabling Energy Efficiency and Demand Response (La red inteligente: permitir la
eficiencia energética y la respuesta a la demanda). Lilburn,
ga: Fairmont, 2009.
J. medina, n. muller, and i. roytelman, "demand response and distribution grid operations: opportunities and
challenges" (respuesta a la demanda y operaciones de la
red de distribución: oportunidades y desafíos), IEEE Trans.
Smart Grid, vol. 1, n.º 2, págs. 193-198, sep. 2010.
a. safdarian, m. Fotuhi-Firuzabad, y m. Lehtonen,
"Benefits of demand response on operation of distribution
networks: a case study" (Beneficios de la respuesta a la demanda en el funcionamiento de las redes de distribución: un
estudio de caso), IEEE Syst. J., vol. 10, n.º 1, págs. 189-197,
mar. de 2016.
J. Liu, n. Zhang, c. Kang, d. Kirschen y Q. Xia, "cloud
energy storage for residential and small commercial consumers: a business case study" (almacenamiento de energía
en la nube para pequeños consumidores residenciales y comerciales: un estudio de caso comercial), Appl. Energy, vol.
188, págs. 226-236, 2017.

Biografías
Jeremy Carden pertenece a duke energy, raleigh, carolina
del norte.
Dragan Popovic pertenece a la Universidad de novi sad,
serbia.
p&e
marzo/abril2018



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Contenidos
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