Nota: Una computadora tradujo esta página. Si tiene preguntas, llame a servicios lingüísticos al Los proyectos EPIC utilizan tecnología innovadora para mejorar áreas vinculadas a los valores fundamentales de PG&E de proporcionar energía segura, fiable y asequible para nuestros clientes. Los siguientes informes documentan todos nuestros proyectos EPIC completados y proporcionan un resumen de los objetivos, alcance del trabajo, resultados, plan de transferencia de tecnología y alineación con los principios y métricas de EPIC. Se añaden informes adicionales a medida que se completan, y se puede encontrar información sobre el progreso de cada proyecto activo en el último Informe anual de PG&E EPIC.
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EPIC 1.01 - Usos finales del almacenamiento de energía
Este proyecto utilizó con éxito los sistemas de almacenamiento de energía de batería (BESS) Vaca-Dixon y Yerba Buena de PG&E para obtener experiencia y datos participando en el modelo de mercado de recursos no generadores (NGR) de CAISO. PG&E desarrolló e implementó una solución automatizada de comunicaciones y control para utilizar y evaluar plenamente las funcionalidades de respuesta rápida de BESS.
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EPIC 1.02 - Demostrar el uso del almacenamiento de energía distribuido para la reducción de costos de transmisión y distribución
Este proyecto demostró la capacidad de un recurso de almacenamiento de energía propiedad de una empresa de servicios públicos y controlado para ofrecer una funcionalidad de reducción de picos de distribución autónoma. Los recursos de almacenamiento de energía tienen una promesa significativa de ayudar a California a abordar una variedad de desafíos de planificación de redes y operaciones, tanto hoy como en el futuro, y se pueden utilizar para proporcionar energía más confiable y limpia a los clientes para reducir los costos generales. Lo aprendido en este proyecto puede ayudar a informar la adquisición y el funcionamiento de los futuros recursos de almacenamiento de energía, tanto propiedad de la empresa de servicios públicos como contratados por la empresa de servicios públicos, mediante el cumplimiento de los objetivos de adquisición de energía de la UIO establecidos en la CPUC D. 10-03-040 y posteriores.
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EPIC 1.05 - Demostrar nuevos métodos de previsión de recursos para predecir mejor la salida variable de recursos
Este proyecto desarrolló y demostró con éxito un nuevo modelo meteorológico de mesoescala para proporcionar información de previsión meteorológica más granular y precisa al modelo de predicción de daños por tormentas de PG&E y a otras aplicaciones de previsión de PG&E, como el riesgo catastrófico de incendio forestal, grandes tormentas y generación fotovoltaica (PV). Este modelo ha mejorado la precisión de la previsión de grandes tormentas, lo que permite una mayor eficiencia en la preparación de tormentas, así como una mayor precisión en la identificación de riesgos de incendio, lo que ayuda a mejorar la fiabilidad y la seguridad. Por último, aprovechar los datos de irradiancia solar granular en un nuevo marco ha mejorado la capacidad de PG&E para comprender los impactos de la generación fotovoltaica para la gestión de la red.
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EPIC 1.08 - Seguridad y fiabilidad del sistema de distribución mediante nuevas técnicas de análisis de datos
Este proyecto demuestra un sistema de visualización y apoyo a la toma de decisiones para apoyar los esfuerzos de gestión de riesgos de PG&E para mejorar la seguridad pública y del sistema, así como mejorar las estrategias de gestión de activos y los planes de inversión.
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EPIC 1.09A - Prueba de nuevos sistemas de control y supervisión remotos para activos de distribución y transmisión existentes: Cerrar conmutación de proximidad
Este proyecto se centró en aumentar la confiabilidad del sistema y mejorar el funcionamiento seguro de los interruptores giratorios trifásicos de aceite para ruptura de carga, que se utilizan para hacer o romper la ruta en un circuito eléctrico. Tanto en el laboratorio como en el campo, este proyecto demostró y evaluó con éxito diversos sistemas robóticos que permitirían a los trabajadores de PG&E operar de forma más segura ciertos interruptores de aceite subterráneos (UG) o subterráneos.
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EPIC 1.09B/10B - Prueba de nuevos sistemas de control y supervisión remotos para activos de T&D / Demostración de nuevas estrategias y tecnologías para mejorar la eficacia de los programas de mantenimiento y sustitución existentes
Este proyecto demostró con éxito métodos para evaluar y posiblemente ampliar la longevidad, la resiliencia y la integridad de los datos de los componentes de supervisión de control y adquisición de datos (SCADA) con el tiempo. Se confirmó la solidez general de los sistemas de monitorización y comunicación instalados actualmente en toda la red de distribución y se demostraron los métodos para mejorar la vida útil y la integridad de los datos de sus componentes. La supervisión del estado en tiempo real de este sistema proporciona una entrada clave para respaldar la mitigación proactiva de problemas relacionados con el equipo.
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EPIC 1.09C - Prueba de nuevos sistemas de control y supervisión remotos para activos de T&D
Este proyecto demostró con éxito una nueva tecnología implementada directamente en conductores de transmisión para detectar posibles sobrecargas y aumentar la impedancia de línea para cambiar esta carga a instalaciones paralelas. Estos dispositivos pueden potencialmente permitir la optimización de los flujos de línea, la mitigación de sobrecargas y el retraso de costosos proyectos de nueva línea de transmisión o reconductores.
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EPIC 1.14 – Funcionalidades de red de telecomunicaciones SmartMeter de nueva generación
Este proyecto evaluó la red de telecomunicaciones de malla de radio que conecta los dispositivos SmartMeter de PG&E en todo el territorio, incluida la demostración de nuevos posibles casos de uso para esa red. El proyecto creó una metodología para determinar el ancho de banda disponible, probó una variedad de dispositivos de red inteligente para demostrar su potencial para aprovechar la red para las comunicaciones y demostró mejoras potenciales en las capacidades de generación de informes de interrupciones existentes de los dispositivos SmartMeter.
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EPIC 1.15 - Inteligencia situacional de operaciones de red (GOSI)
Este proyecto demostró una plataforma tecnológica para visualizar los datos de operaciones de la red para mejorar las decisiones operativas tanto en tiempo real como a corto plazo, como la anticipación de interrupciones, la planificación de la construcción, la investigación de la carga de circuitos y las operaciones de emergencia. El proyecto desarrolló aprendizajes clave de datos, sistemas y experiencia del usuario mediante la integración de más de 20 fuentes de datos en una única herramienta de visualización que permite a los usuarios ver fuentes de datos complejas de formas que no eran posibles a través de las soluciones actuales. Este proyecto formó los aprendizajes fundacionales que permitirán a PG&E explorar potencialmente otras herramientas y aplicaciones complejas de concienciación situacional para permitir a los usuarios orientar la información para ayudar a gestionar los cambios en la red.
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EPIC 1.16 - Demostrar el vehículo eléctrico como recurso para mejorar la calidad de la red eléctrica y reducir las interrupciones del cliente
Este proyecto desarrolló y demostró con éxito un nuevo sistema de soporte de red in situ para vehículos (VOGSS), para la exportación de energía de nivel de servicios públicos desde camiones de flota de vehículos eléctricos híbridos enchufables (PHEV). Esta nueva tecnología permite una fuente de alimentación móvil que se puede conectar directamente a circuitos de distribución, minimizando el impacto de una interrupción para tareas de mantenimiento preventivo comunes como reemplazos de transformadores. Además, VOGSS puede proporcionar energía a las instalaciones en eventos de emergencia, manteniendo o restaurando rápidamente el servicio a los clientes.
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EPIC 1.18 - Demostrar el análisis de datos habilitado para SmartMeter para proporcionar a los clientes información sobre el uso de energía a nivel de electrodomésticos
Este proyecto llevó a cabo una demostración para comprender y comparar la capacidad de los proveedores de desagregación para detallar el uso mensual de dispositivos para clientes residenciales, así como su capacidad analítica actual y la precisión de su software de desagregación de energía. Además, este proyecto encuestó a los clientes para comprender su percepción de las presentaciones de energía de uso final y el valor de los datos desagregados.
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EPIC 1.19 - Técnicas y capacidades de datos mejoradas a través de la plataforma SmartMeter
Este proyecto demostró con éxito nuevas formas de aprovechar la plataforma SmartMeter para proporcionar mayor visibilidad y granularidad a datos adicionales de SmartMeter. El proyecto demostró la capacidad de recopilar datos de calidad eléctrica y potencialmente permitió una respuesta proactiva para abordar las preocupaciones de satisfacción del cliente sobre problemas de voltaje. El proyecto también conectó medidores difíciles de alcanzar a la red AMI para reducir potencialmente los costos de operación y mantenimiento de lectura manual del medidor. Por último, el proyecto mejoró la capacidad de identificar escenarios de "toque lateral de línea" para mejorar la eficiencia y efectividad de la investigación de casos de desvío de energía y para mitigar los peligros de seguridad para los clientes, el público o PG&E.
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EPIC 1.22 - Demostrar facturación sustraída con submedición para vehículos eléctricos para aumentar la flexibilidad de facturación del cliente
Este proyecto fue parte de un esfuerzo en todo el estado de California para demostrar y evaluar el uso de submedición de vehículos eléctricos (VE) para proporcionar a los propietarios de vehículos eléctricos acceso a la electricidad a una tarifa eléctrica menos costosa, sin tener que instalar un medidor de servicios públicos adicional a un servicio existente. Este proyecto también evaluó la demanda de submedición de los clientes de vehículos eléctricos y la experiencia del cliente con submedición.
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EPIC 1.23 - Submedición fotovoltaica (PV)
Este proyecto se centró en desarrollar, probar y validar una forma de recopilar o estimar los datos de salida de la generación solar y permitir que un subconjunto de clientes vea sus datos estimados de generación solar a través de la integración con el sitio web YourAccount de PG&E (anteriormente conocido como MyEnergy). Al determinar que el uso de datos de generación de PV estimados sería una opción viable, el proyecto también evaluó la precisión del algoritmo utilizado por un proveedor externo. El proyecto determinó que se necesitan datos adicionales para desarrollar una estimación escalable de generación fotovoltaica, incluidos impactos de sombreado, inclinación y acimut del sistema fotovoltaico, así como datos meteorológicos como niebla y capa marina.
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EPIC 1.24 - Demostrar la gestión del lado de la demanda (DSM) para la reducción de costos de transmisión y distribución (T&D)
Este proyecto proporcionó y probó con éxito el rendimiento de una ventana casi en tiempo real del sistema de control directo de carga (DLC) de aire acondicionado (AC) de PG&E, que utiliza dispositivos de control de interruptor unidireccional. Esto nos permitió mejorar nuestra capacidad para estimar los impactos de DLC de CA a nivel del sistema de distribución para comprender mejor el impacto localizado de los dispositivos de control de carga directa de CA en el cumplimiento de las preocupaciones de confiabilidad a nivel de alimentador de distribución. También permitió la visibilidad casi en tiempo real de las instalaciones de control de carga directa de CA para admitir operaciones de transmisión y distribución (T&D) y proporcionó a los administradores del programa de respuesta a la demanda (DR) retroalimentación casi en tiempo real sobre cualquier problema con los dispositivos de control de carga directa antes, durante o después de que se llame a un evento, lo que admite mejoras operativas de T&D.
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EPIC 1.25 - Asignación de carga rápida de corriente continua (DCFC)
Las estaciones de carga DCFC proporcionan la capacidad de recargar al 80 % en 30 minutos o menos los vehículos eléctricos preparados para DCFC. Este proyecto abordó las barreras de adopción de vehículos eléctricos (VE) identificando ubicaciones óptimas dentro del territorio de PG&E para la colocación de DCFC en función de factores como el coste, la capacidad disponible del transformador de servicio, los patrones de tráfico, así como las preferencias del anfitrión y el conductor del sitio. PG&E trabajó con expertos del sector para identificar las 300 ubicaciones con la mayor necesidad de carga pública no cubierta, prevista para 2025. Mediante el uso de una variedad de entradas, incluidos los datos de listados comerciales disponibles públicamente, la red de distribución de PG&E para evaluar la capacidad de distribución disponible, los resultados de entrevistas con expertos y la base de datos de PlugShare en ubicaciones de carga públicas existentes, el equipo identificó más de 14 000 sitios de host de cargadores potenciales individuales, como empresas, aparcamientos y lugares públicos. Los resultados del proyecto se desarrollaron en un mapa interactivo en línea que visualizó las 300 ubicaciones óptimas de DCFC. El mapa disponible públicamente estuvo acompañado de directrices en el informe final sobre las mejores prácticas para colocar DCFC desarrollados para fomentar aún más la adopción de EV por parte de conductores, anfitriones de sitios y desarrolladores.
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EPIC 2.02 – Sistema de gestión de recursos de energía distribuida
Este proyecto proporcionó una oportunidad para que PG&E definiera e implementara un DERMS y tecnología de apoyo para descubrir barreras y especificar requisitos para prepararse para los crecientes desafíos y oportunidades de los DER a escala. La demostración de DERMS fue una demostración de campo innovadora de un control óptimo de una cartera de almacenamiento de energía solar y de energía tras el medidor (BTM) agregado de terceros y almacenamiento de energía en la parte delantera del medidor (FTM) de servicios públicos para proporcionar servicios de soporte de voltaje y capacidad de distribución, al tiempo que permitía la participación de estos mismos DER en el mercado mayorista de CAISO.
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Inversores inteligentes EPIC 2.03A
- Informe final del proyecto:
Este informe final del proyecto documenta la demostración de campo de inversores inteligentes comerciales en un alimentador de distribución de alta penetración de PV ("Ubicación 2"), la evaluación de una plataforma de agregación de inversores inteligentes independiente del proveedor y las pruebas de laboratorio de múltiples modelos de inversores inteligentes. El proyecto estableció que existe un potencial significativo para el soporte de voltaje local de los SI para ayudar a mitigar los desafíos de voltaje secundario local causados por una alta penetración de PV de manera rentable. Los esfuerzos realizados dentro del proyecto no fueron capaces de establecer que la persona o las agregaciones de SI pudieran afectar sustancialmente a la tensión primaria.
Descargar informe final de Pacific Gas and Electric Company EPIC 2.03A (PDF) - Informe provisional del proyecto:
Este informe provisional documenta la demostración de campo de los inversores inteligentes completada hasta la fecha, con resultados de evaluaciones en curso que se publicarán en una publicación independiente. Hasta la fecha, este proyecto demostró la capacidad de los inversores inteligentes residenciales para influir en la tensión local en dos alimentadores de distribución eléctrica en el territorio de PG&E. El proyecto evaluó una plataforma de agregación de Smart Inverter específica del proveedor, la fiabilidad de las comunicaciones con los activos de Smart Inverter y la viabilidad de la adquisición de clientes específicos para la implementación de DER.
Descargar el informe provisional EPIC 2.03A de Pacific Gas and Electric Company (PDF) - Documento conjunto de la IOU - Habilitación de inversores inteligentes para servicios de red de distribución:
Este documento técnico es un esfuerzo conjunto de colaboración de Pacific Gas & Electric (PG&E), San Diego Gas & Electric Company (SDG&E) y Southern California Edison (SCE), colectivamente las empresas de servicios públicos propiedad de inversores (IOU) de California y las empresas de servicios públicos miembros del Subcomité de Recursos de Energía Distribuida (DER) de la Asociación de Empresas Iluminadoras Edison (AEIC). Su objetivo es informar a las compañías eléctricas, reguladores y partes interesadas del sector de DER de todo el país sobre los aprendizajes clave que las IOU han obtenido de los inversores inteligentes a través de proyectos de demostración y consideraciones clave para permitir que los DER habilitados para inversores inteligentes proporcionen servicios de red de distribución.
Documento conjunto de la IOU: "Habilitación de inversores inteligentes para servicios de red de distribución" (PDF)
Documento conjunto de la IOU - Apéndice "Habilitación de inversores inteligentes para servicios de red de distribución" (PDF) - Informe de modelado del inversor inteligente EPRI:
Este esfuerzo de modelado, realizado para PG&E por el Electric Power Research Institute (EPRI), analizó los impactos técnicos y económicos de las crecientes densidades de inversores inteligentes conectados a la red de distribución de PG&E. El enfoque se centró en los sistemas de almacenamiento residenciales fotovoltaicos y fotovoltaicos +. Se llevó a cabo un análisis de los impactos económicos en seis alimentadores de distribución PG&E, comparando las estrategias tradicionales de refuerzo de red que implican actualizaciones de distribución con escenarios que aprovechan el soporte de red proporcionado por Smart Inverters.
Descargar el informe de modelado de inversores inteligentes Pacific Gas and Electric Company EPIC 2.03A EPRI (PDF)
EPIC 2.03B - Prueba de capacidades mejoradas del inversor inteligente – Vehículo a casa
Este proyecto evaluó la viabilidad técnica y los posibles beneficios para clientes individuales y para evaluar a los pagadores de tecnología de vehículo a casa (V2H), que se puede utilizar para la resiliencia y la fiabilidad. V2H es técnicamente capaz de insular y apoyar la carga doméstica en eventos de interrupción y respuesta a la demanda y los clientes informaron de un alto interés inicial. Sin embargo, la tecnología aún no está disponible comercialmente y las garantías del vehículo deben modificarse para permitir la descarga, el costo para los clientes excede sus beneficios percibidos y los beneficios netos para la empresa de servicios públicos y los contribuyentes probablemente no sean suficientes para superar la baja rentabilidad para los clientes. El mercado de V2H es incipiente y requiere más investigación antes de las actividades de comercialización de PG&E.
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EPIC 2.04 - Monitorización de generación distribuida y seguimiento de voltaje
Este proyecto demostró un proceso algorítmico para analizar nuevas fuentes de datos (incluidos los dispositivos SmartMeter y las bases de datos de irradiancia solar) para predecir la probabilidad de que una violación de voltaje de la Regla 2 fuera causada por la generación solar distribuida. La energía solar es por naturaleza intermitente, y los picos y picos de generación pueden cambiar la tensión para los clientes vecinos y corriente abajo. A medida que la adopción de la energía solar continúa creciendo, existe una mayor probabilidad de tales violaciones de voltaje. Esta funcionalidad, si se integra en una plataforma de análisis de red más grande, podría mejorar la toma de decisiones para los ingenieros de calidad eléctrica que responden a los problemas de los clientes, y los planificadores de distribución mientras trabajan para apoyar una instalación solar segura y fiable en todo el territorio de servicio de PG&E.
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EPIC 2.05 - Emulación de la respuesta a la inercia para la mejora del impacto de DG
Este proyecto exploró las capacidades de los recursos energéticos basados en inversores para proporcionar un conjunto de funciones relacionadas con la inercia del sistema que respaldan el sistema eléctrico. El proyecto demostró a través del modelado del sistema de transmisión y las pruebas de Power-Hardware-In-Loop que los métodos de control avanzados del inversor pueden proporcionar soporte de energía activa que mejora la respuesta de frecuencia del sistema ante la inercia convencional reducida de los generadores de máquinas síncronas. Se exploraron los métodos de control del inversor, incluidos los modos de respuesta similar a la inercia (control derivado) y de formación de red (fuente de voltaje) para obtener los beneficios respectivos en casos de uso de sistemas a granel y sistemas de distribución aislados.
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EPIC 2.07 - Carga de datos en tiempo real para operaciones y planificación de distribución
Este proyecto desarrolló métodos analíticos para generar información de previsión de carga casi en tiempo real. El proyecto construyó y demostró con éxito una plataforma para ingerir y procesar SmartMeter, Control de supervisión y adquisición de datos (SCADA), generación de sistemas fotovoltaicos (PV), Sistema de información geográfica (GIS) y datos meteorológicos para dos de las ocho áreas de responsabilidad (AOR) dentro del territorio de servicio de PG&E.
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EPIC 2.10 - Modelado de preparación ante emergencias
El proyecto desarrolló y demostró un sistema de apoyo a la toma de decisiones que recomienda con éxito estrategias de restauración para activos eléctricos de PG&E después de que se produzca un evento disruptivo. Para lograrlo, se cumplieron los siguientes requisitos empresariales clave de alto nivel:
- Incorpore información del modelo de daño por peligro natural en un algoritmo/herramienta integrado, para proporcionar la capacidad de estimar rápidamente los impactos de los peligros naturales en las instalaciones de PG&E.
- Proporcionar la capacidad de prepararse para estos peligros modelando proactivamente los impactos de los peligros potenciales, para comprender las vulnerabilidades del sistema y los requisitos de recursos de restauración.
- Utiliza inteligencia artificial y métodos estadísticos para modelar métricas productivas y asignar automáticamente equipos y desarrollar planes de restauración.
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EPIC 2.14 - Asignar automáticamente información de fases
Este proyecto desarrolló y demostró con éxito métodos analíticos automatizados para determinar la fase del medidor y la conectividad del medidor al transformador utilizando los datos de SmartMeter, Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) y Geographic Information System (GIS). El modelo de red de distribución es fundamental para múltiples sistemas de control existentes, análisis de sistemas y procesos de trabajo. A medida que evolucionan las características de carga de la red de distribución, como con el crecimiento de los recursos de energía distribuida (DER), es cada vez más importante tener información precisa y actualizada sobre el modelo de red para poder gestionar activamente el sistema de distribución. Los enfoques automatizados para obtener esta información pueden ofrecer una alternativa más eficiente al enfoque convencional de botas sobre el terreno.
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EPIC 2.15 - Aplicaciones sincrofásicas para la validación dinámica del modelo del generador
Este proyecto instaló unidades de medición de fasor (PMU) en los tres generadores de la estación de generación Colusa de PG&E, desarrolló modelos de generadores de estaciones utilizando software comercial y utilizó datos de perturbaciones reales recopilados en línea (en lugar de datos de pruebas fuera de línea) para probar nuevas aplicaciones de sincronización para la validación de modelos de generadores. La integración de PMU en generadores para la validación dinámica de modelos es una nueva tecnología y el proyecto no dio como resultado una herramienta lista para la producción. A medida que las aplicaciones evolucionan, la instalación de PMU en las estaciones generadoras podría permitir que las compañías eléctricas mejoren sus procesos de validación de modelos de generadores.
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EPIC 2.19 - Habilitar estrategias y tecnologías distribuidas en el lado de la demanda
Este proyecto evaluó el rendimiento y la eficacia del uso de almacenamiento detrás del medidor colocado por el cliente para servicios de red y fiabilidad. El proyecto utilizó activos residenciales y comerciales a través de dos plataformas de proveedores. El almacenamiento de BTM Energy es técnicamente factible para los casos de uso evaluados, pero antes de seguir un programa completo hay oportunidades de mejora.
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EPIC 2.21 - Red de área doméstica (HAN) para clientes comerciales
Este proyecto demostró la viabilidad y utilidad del acceso a datos de uso de energía en tiempo real para clientes comerciales. Esta demostración tecnológica logró tres objetivos establecidos: 1) los SmartMeters verificados habilitados por Zigbee para clientes comerciales e industriales grandes tienen la misma capacidad que los medidores residenciales para proporcionar información de uso en tiempo real a través de la radio HAN; 2) identificaron y evaluaron las necesidades de los clientes de LC&I y casos de uso significativos (es decir, oportunidades) para datos en tiempo real; 3) identificaron las barreras para la adopción, integración y utilización de dispositivos HAN a escala para los clientes de LC&I.
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EPIC 2.22 - Reducción de la demanda mediante análisis de datos específicos
Este proyecto desarrolló una herramienta que aprovecha los datos a nivel de cliente junto con la información y las previsiones de la red para crear un sólido motor de optimización para la identificación de la solución de menor costo capaz de aplazar o mitigar la necesidad de una actualización de activos debido a limitaciones de capacidad. La herramienta tiene en cuenta tanto las soluciones de cables tradicionales como los portfolios de DER y permite a los planificadores de distribución realizar análisis avanzados de escenarios.
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EPIC 2.23 - Planificación de servicios públicos del lado de la demanda
Este proyecto desarrolló y demostró con éxito la integración de una gama más amplia de tecnologías del lado del cliente y enfoques de recursos de energía distribuida (DER) en el proceso de planificación de servicios públicos. El proyecto sirvió como precursor necesario y habilitante para el cumplimiento de la Ley de Asamblea (AB) 327/Sección 769, que requiere métodos transparentes, coherentes y más precisos para integrar de forma rentable los DER en el proceso de planificación de la distribución. Este proyecto proporcionó nuevos perfiles de forma de carga, una herramienta mejorada de previsión de carga y un proceso analítico general que permite a PG&E integrar de forma más precisa y consistente el impacto de DER en el perfil de carga del sistema de distribución. Con estas mejoras, PG&E puede evaluar si el crecimiento de DER podría aplazar o incluso en algunos casos eliminar la necesidad de futuras actualizaciones de red. Al aprovechar cualquiera de los datos de SmartMeter, PG&E creó formas de carga más precisas y granulares que permitieron a los planificadores de distribución capturar con mayor precisión el impacto del DER en la previsión de crecimiento de la carga.
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EPIC 2.26 - Dispositivos de arquitectura abierta de automatización de distribución y clientes
La red AMI de PG&E es una de las redes privadas de protocolo de Internet versión 6 (IPv6) más grandes de los Estados Unidos, con más de 5 millones de dispositivos AMI conectados a través de su red eléctrica. Este proyecto investigó el uso de la red AMI para fines más allá de la recopilación de datos de uso de electricidad. El proyecto demostró con éxito la capacidad de una arquitectura cliente-servidor que consiste en un router IoT para establecer la comunicación, la supervisión, el comando y el control de diversos dispositivos finales de terceros y servicios públicos, como inversores inteligentes, sensores, dispositivos SCADA, lectores RFID y controles de generación distribuidos a través de la red AMI utilizando el protocolo IEEE 2030.5.
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EPIC 2.27 - Integración de próxima generación
Este proyecto demostró un nuevo sistema de gestión de redes AMI (un “gerente de gerentes”) para supervisar, controlar y desarrollar de forma holística y más efectiva la red y la infraestructura de AMI existentes. Actualmente, PG&E aprovecha múltiples redes AMI con sistemas operativos separados. El aprovechamiento de sistemas dispares limita la capacidad de gestionar de forma óptima el flujo de trabajo y priorizar y programar los procesos de datos (por ejemplo, garantizar que la conexión/desconexión remota se priorice sobre las consultas de aplicaciones de inquilinos).
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EPIC 2.28 - Monitorización de ruta de comunicaciones de red inteligente
Este proyecto pretendía 1) realizar una evaluación inicial del ruido para establecer una referencia de interferencia de radiofrecuencia (RFI) en las redes AMI, 2) analizar un flujo continuo de datos para identificar posibles ubicaciones y fuentes de RFI, y 3) desarrollar un proceso/herramienta de extremo a extremo desde la supervisión hasta la mitigación de interferencias. PG&E identificó a través de una muestra de datos de radiofrecuencia (RF) que existen posibles problemas de congestión del canal que pueden provocar conflictos de RFI en las redes AMI; sin embargo, no existían herramientas de RF específicas para identificar señal(es) de RFI en la Red de Área del Vecindario (NAN) local de PG&E. Dada la disponibilidad del conjunto de datos de RF y las limitaciones de acceso, no había una ruta viable para demostrar una aplicación basada en algoritmos exitosa para la detección proactiva automatizada de interferencias. El trabajo preliminar completado en este proyecto podría aprovecharse en el desarrollo y/o uso de herramientas futuras y en la formulación de estrategias en torno a la prevención más amplia de la RFI de la red de PG&E.
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EPIC 2.29 - Aplicaciones de medidores móviles
Este proyecto diseñó, construyó y probó el medidor de nueva generación (NGM). Se demostró que este medidor de electricidad es el primer medidor de potencia en tiempo real de alta resolución y grado comercial que cumple plenamente con las normas nacionales de medición, incluidas ANSI C12.1 y ANSI C12.20 (precisión), ANSI C12.19 (formato de tabla de datos del medidor) y C12.22 (formato de protocolo de comunicación celular). El NGM se desarrolló con un diseño compacto y modular que aprovecha una serie de nuevas tecnologías, incluidos microprocesadores más rápidos, memoria ampliada y múltiples vías de comunicación, todo incluido en un paquete de hardware del tamaño de una tarjeta de crédito. El NGM tiene la capacidad de: 1) Estar instalado en una gama más amplia de ubicaciones más allá de las instalaciones tradicionales del cliente, 2) Reducir los costos de mantenimiento y reemplazo del medidor, 3) Mejorar la conciencia situacional del operador de la red durante las interrupciones y 4) Proporcionar servicios y aplicaciones adicionales a medida que evoluciona la tecnología de borde de la red.
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EPIC 2.34 Identificación predictiva de riesgos con radiofrecuencia (RF) añadida a sensores de línea
Este proyecto investigó el uso de tecnologías de Monitor de Línea de Confiabilidad de Distribución (DRLM) y Detección Temprana de Fallos (EFD) basadas en radiofrecuencia y comparó su rendimiento con la tecnología de Anticipación de Fallos de Distribución (DFA) para el mantenimiento predictivo y la reducción de riesgos en circuitos de distribución eléctrica. La demostración detectó, ubicó y abordó con éxito múltiples ejemplos de daños en conductores, invasión vegetativa, descarga interna del transformador, golpes en el conductor inducidos por fallas, y problemas de aislamiento y abrazadera. El proyecto concluyó que la supervisión eficaz del estado de los activos de la red y del rendimiento se puede lograr a través de un enfoque conjunto y que es necesario seguir trabajando para mejorar e integrar las tecnologías de sensores en una plataforma de análisis o sistema de gestión de distribución (DMS).
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Herramienta de diseño de tasa dinámica EPIC 2.36
Este proyecto demostró un enfoque de herramienta de diseño de tarifas dinámicas basado en una plataforma en la nube para modelar los impactos en las facturas de los clientes. El proyecto aprovechó tecnologías avanzadas para experimentar con diseños de tarifas de alto nivel, nuevos determinantes de facturación y permitió un proceso de análisis de impacto de facturas más sólido, potente y rápido que el que utilizan los modelos actuales. En su estado actual, la herramienta puede diseñar tasas de tiempo de uso, tiempo de uso y tiempo de uso experimentales de alto nivel, así como tasas con un cargo de demanda máximo. La herramienta de diseño de tarifas dinámicas se puede aprovechar y desarrollar para mejorar significativamente otras herramientas de calidad de producción para el análisis de tarifas y facturas.
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EPIC 3.03 - Sistema de gestión de recursos de energía distribuida (DERMS) y Funcionalidad avanzada del sistema de gestión de distribución avanzada (ADMS)
Este proyecto tenía como objetivo 1) avanzar en la adopción del perfil de inversor inteligente común (CSIP) y la norma de protocolo IEEE 2030.5 y contribuir a su mejora, 2) cumplir con las solicitudes de los clientes y los mandatos normativos para reducir el coste de la telemetría utilizando un sistema de telemetría propiedad del cliente, y 3) actuar como un paso fundamental para aprovechar grandes volúmenes de DER para supervisar y controlar los DER utilizando un DERMS y ADMS.
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EPIC 3.11 - Opciones específicas de ubicación para actualizaciones de fiabilidad y/o resiliencia: Aeropuerto Redwood Coast Microgrid (RCAM)
Este proyecto cumplió con éxito sus objetivos mejorando drásticamente las capacidades técnicas y operativas de PG&E y desarrollando una ruta de producción escalable para integrar microrredes comunitarias adicionales en el sistema de PG&E. Cumplir estos objetivos requería innovaciones significativas tanto en el ámbito de la política como en el técnico. PG&E desarrolló un marco coherente para implementar microrredes comunitarias que incluía la tarifa de habilitación de microrredes comunitarias y los acuerdos contractuales como el Acuerdo operativo de microrredes entre PG&E y el operador del DER de formación de redes. Además, este proyecto ofreció soluciones para los nuevos desafíos técnicos de utilizar recursos basados en inversores de terceros para mantener la calidad de la energía y garantizar operaciones seguras del sistema durante las operaciones en la isla.
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EPIC 3.20 - Análisis de datos para mantenimiento predictivo
Este proyecto desafió el enfoque tradicional de la gestión del mantenimiento del sistema de distribución mediante el uso de datos de servicios públicos existentes junto con análisis predictivos basados en aprendizaje automático para identificar fallos incipientes en los equipos de distribución. Este enfoque aprovecha los datos generalmente disponibles (como datos de contadores inteligentes, ubicación de activos, clima local) para reemplazar proactivamente los transformadores de distribución, lo que resulta en la reducción del riesgo de incendios forestales y contribuye a un servicio más confiable y asequible para los clientes.
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EPIC 3.27 - Medidor multipropósito
Este proyecto demostró la incorporación de un medidor eléctrico modular de calidad eléctrica dentro de un equipo de suministro de vehículos eléctricos (EVSE). También se demostró una versión conectada externamente para situaciones de reacondicionamiento. Ambas versiones demostraron una ruta de instalación simplificada, más segura y más rentable, conectividad robusta multired, funciones de mantenimiento y compatibilidad con submedición.
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EPIC 3.32 - Armónicos del sistema para la investigación de la calidad eléctrica
Este proyecto exploró la tecnología Advanced Meter with Power Quality (AMPQ) para recopilar datos de armónicos para la supervisión e investigación de la calidad de la energía. Las capacidades de AMPQ se demostraron con éxito para recopilar datos de armónicos en los sistemas de distribución para la investigación de la calidad de la energía y se construyó un tablero de armónicos y herramientas de análisis que los ingenieros de calidad de la energía pueden utilizar para investigar problemas de armónicos.
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EPIC 3.41 - Habilitación de drones y uso operativo
Este proyecto demostró los sistemas de drones de dos proveedores para evaluar la preparación y el valor de las operaciones de vuelo automatizadas y de Beyond Visual Line-of-Sight (BVLOS) para múltiples casos de uso de PG&E. PG&E también obtuvo con éxito una exención BVLOS de la FAA para llevar a cabo operaciones aprovechando las capacidades demostradas en este proyecto, y esto marcó que la exención PG&E más avanzada se había concedido hasta la fecha en el momento del proyecto. PG&E tiene como objetivo continuar con demostraciones más avanzadas basadas en los aprendizajes y las mejoras futuras recomendadas de este proyecto, para posicionar a PG&E para desbloquear un valor operativo significativo utilizando drones en una amplia gama de casos de uso.
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EPIC 3.45 - Detección automática de incendios de cámaras de alerta contra incendios forestales
Este proyecto demostró un nuevo conjunto de herramientas para aprovechar el valor de la red de PG&E de más de 600 cámaras contra incendios forestales. A medida que las condiciones calurosas, secas y ventosas se vuelven más comunes con el cambio climático, la importancia de la detección temprana y la mitigación aumenta. Al inicio de este proyecto, el personal evaluó manualmente las imágenes de las cámaras, y este proyecto ofreció la posibilidad de seguridad adicional para el público y los activos de PG&E al aumentar la velocidad y la capacidad de localización de la identificación de incendios.
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EPIC 3.46 - Herramientas avanzadas de inspección eléctrica - Postes de madera
Este proyecto demostró el uso de pruebas radiográficas (RT), un método de prueba no destructivo, para detectar la degradación en forma de deterioro en postes de madera. Este proyecto demostró hasta qué punto una unidad portátil de obtención de imágenes de rayos X puede sustituir a la radiografía computarizada (RC) tradicional. Se evaluó que la unidad de rayos X portátil se utilizaba como método de inspección complementario al método de inspección actual de prueba y tratamiento de postes (PTT).