IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023 - 22

Introducción a los estimadores de estado
estático del sistema eléctrico
Se instalaron dispositivos de monitoreo en las subestaciones
para brindar señales de tensión y corriente mediante instrumentos
transformadores. Se generan mediciones reales
y reactivas del flujo eléctrico y mediciones de la magnitud
de la tensión y la corriente a partir de estas señales, y las
procesa el sistema de control de supervisión y adquisición
de datos (SCADA, por sus siglas en inglés). Adicionalmente,
las medidas de fasores, sincronizadas mediante un sistema
por GPS, son proporcionadas por unidades de medida de
fasores (PMU, por sus siglas en inglés). Las PMU brindan
mediciones directas de los ángulos de fase relacionados con
las mediciones de tensión y corriente. Todos estos distintos
tipos de mediciones son recopilados y procesados por el estimador
de estado en el centro de control.
Para desarrollar la estimación de estado, el sistema eléctrico
estudiado se debe modelar en una computadora con el estado
supuesto o monitoreado de los disyuntores y del conjunto completo
de los parámetros de la red, que incluyen lo siguiente:
✔ parámetros como la resistencia, reactancia y la capacitancia
de carga de la línea de las líneas de transmisión
✔ parámetros asociados con los componentes de las
subestaciones, como los transformadores, los transformadores
con posiciones de la toma no nominales,
los condensadores y reactores de derivación, y los
condensador de serie, así como el estado de los dispositivos
de control de la energía, como los compensadores
estáticos de VAR y los compensadores estáticos
síncronos.
El estimador de estado utiliza las mediciones de SCADA
de las subestaciones y el modelo de la red para calcular un
estado estimado del sistema eléctrico para ese periodo. La
solución resultante se presenta al operador del sistema y se
usa como contribución para otras funciones del EMS (véase
la figura 1).
Antes de ejecutar el estimador de estado, el primer paso
SCADA
Operador del Sistema
Estimador
de estado
Modelo
de la red
figura 1. Estructura operativa del estimador de estado en
un centro de control del sistema eléctrico.
Isla
observable
Pseudomediciones
Solución
de la red
Otras funciones del EMS
Isla observable
única
Isla
observable
(a)
Isla
observable
figura 2. Fusión de (a) múltiples islas observables con (b) una sola isla observable
mediante pseudomediciones.
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es revisar si la configuración de las mediciones puede estimar
los fasores de tensión de los nodos (llamados estados) de todo
el sistema, a este paso se lo conoce como análisis de observabilidad.
El número, tipo y ubicación de las mediciones determinará
si será posible estimar los estados de todo el sistema.
Si la configuración de las mediciones no puede estimar el sistema
completo, suele ser posible detectar todas las posibles
subredes (llamadas islas observables). Para hacer que todo el
sistema sea observable, normalmente se suplementa la configuración
de las mediciones existentes con mediciones simuladas
(llamadas pseudomediciones), que se crean con información
de generación programada y pronósticos de nodos
de carga. La función de las pseudomediciones es conectar
todas las islas observables y fusionarlas en una sola isla. Normalmente,
las pseudomediciones tienen errores importantes;
entonces, para minimizar su impacto en la precisión de la estimación
de estado, solo se introduce un conjunto mínimo de
pseudomediciones. Las pseudomediciones pueden fusionar
varias islas observables en una sola isla observable al cambiar
las ramas no observables (marcadas en rojo en la figura 2) de
islas observables a ramas observables. Estas tareas las lleva a
cabo la función del análisis de observabilidad.
Ahora, el programa está listo para resolver el problema
de la estimación de estado, con base en un conjunto de
mediciones establecidas, la topología dada del sistema y los
parámetros relacionados. La estimación de estado es una
función que usa la redundancia
de las mediciones disponibles a
fin de determinar la mejor estimación
de estado del sistema, que se
define como el conjunto de todas
las magnitudes de la tensión de los
nodos y los ángulo de fase en el
sistema. Entre todos los posibles
algoritmos que se aplican para
resolver el problema de la estimación
de estado, el WLS y el valor
mínimo absoluto son los más
comunes. Además, el algoritmo de
WLS domina el mercado comercial
de estimadores de estado del
sistema eléctrico y se utiliza en
(b)
enero/febrero 2023
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