IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023 - 57

entre rangos con dispositivos PMU y concentradores de
datos de fasores (PDC, por sus siglas en inglés) internos.
En 2004, el sistema cambió a los PMUs basados en GPS de
Macrodyne conformes con el estándar C37-118-1991 del
IEEE, personalizados para incluir algunas características
algorítmicas específicas de Hydro-Québec, como los fasores
de armónicos hasta el rango 12 y la asimetría de tensión
sobre la potencia trifásica.
En 2015, el WAMS constaba de 10 PMUs, cada uno
asociado a una área coherente eléctrica del sistema de gran
escala, y un PDC interno redundante conectado directamente
al EMS y situado junto al centro de control. En 2015, el
WAMS abarcaba aproximadamente el 25 % de los nodos de
735 kV del sistema. El PDC recopila los datos del PMU a
una muestra/ciclo y luego realiza la reconciliación de tiempo
en línea y la corrección de errores de transmisión/GPS antes
de transferir los resultados a las aplicaciones apropiadas.
En la figura 3, se ilustra el rendimiento del WAMS de
Hydro-Québec a través de un registro de ocho años de frecuencia
y distorsión armónica total en dos subestaciones típicas
de 735 kV. La frecuencia presenta un error medio de solo
0.5 mHz (que bien puede estar relacionado con la precisión
de los instrumentos y no con un desplazamiento real de la
frecuencia) y una desviación típica de
v = 92m . Hz durante
ocho años. Los periodos de alta distorsión armónica, como
en enero de 2008, se han correlacionado con perturbaciones
geomagnéticas (GMD, por sus siglas en inglés) inducidas
por tormentas solares. La correlación entre la distorsión
armónica y las GMD es la razón por la que esta magnitud se
monitorea en tiempo real y se muestra en las pantallas de los
despachadores. Finalmente, el error de control de área (ACE,
por sus siglas en inglés), en la parte inferior de la figura 3,
muestra algunos picos, aunque su desviación estándar es
pequeña, a
v 80 MW=
del NERC.
Por qué y cómo se generalizó la SE
Tras los frenéticos primeros años de rápido crecimiento de
las interconexiones para intercambiar energía más económica,
pronto se comprendió que el funcionamiento de las
gigantescas redes resultantes era todo menos trivial. Se
podrían producir apagones generalizados si las condiciones
reales de la red no se monitorearan y controlaran adecuadamente
en tiempo real. Un apagón en 1965 sirvió de alerta,
desencadenando el uso de computadoras digitales primitivas
y el desarrollo de los primeros sistemas SCADA y permitiendo
el concepto de centro de control tal y como lo conocemos
hoy en día.
Esta plataforma incluye varias funciones especializadas de
apoyo a la toma de decisiones del operador, además de las
tareas típicas de monitoreo, como el AGC y el despacho económico,
para las que es necesario supervisar continuamente
la frecuencia del sistema y las salidas de potencia de los generadores.
Al principio, los operadores de la sala de control
disponían de guías de funcionamiento elaboradas a partir de
enero/febrero 2023
figura 4. Una red de CC lineal resistiva que ilustra el
problema de la SE estática. Aquí, A y V representan
amperímetros y voltímetros para medir tensión y corriente,
mientras que I y e representan fuentes de corriente y
tensión.
ieee power & energy magazine
57
, y coherente con los requerimientos
estudios de planificación. No obstante, los imprevistos solían
provocar llamadas de emergencia para ejecutar más casos y
modificar las guías de funcionamiento, lo que resultaba incómodo
de hacer de forma manual en tiempo real.
El proceso se automatizó un poco proporcionando la
herramienta de software " flujo de carga del operador " en
el EMS. Los despachadores podían introducir datos a mano
para comprobar el comportamiento del sistema durante las
emergencias. Pero fue difícil ajustar las condiciones existentes
a los resultados del flujo de carga debido a datos insuficientes
y erróneos y a errores de modelado de la red. Dado
que el flujo de carga del operador debía ser preciso para que
los estudios posteriores fueran exactos, nació el proceso de
estimación del estado (SE, por sus siglas en inglés) del sistema
eléctrico. Un grupo famoso de científicos del Instituto
Tecnológico de Massachusetts, dirigido por Fred C. Schweppe,
sugirió ingeniosamente que SE procesara las mediciones
disponibles para estimar el estado existente del sistema
en tiempo real.
Fundamentos de la SE estática
Consideremos la red eléctrica lineal y estática simple de la
figura 4. Los parámetros de la red son las resistencias conocidas,
R
,1 R ,2 y ,R3 mientras que las fuentes de corrientes I1
y I3 se desconocen y no están medidas. Disponemos de cuatro
instrumentos para controlar esta red: tres amperímetros,
A ,1
A ,2 y ,A3 y un voltímetro, V. Este último proporciona
una medida del tercer estado, e. Esta situación es representativa
de cómo se ve una red real desde el EMS, donde las
mediciones se obtienen por medio del sistema SCADA a
través de unidades terminales remotas situadas en subestaciones,
mientras que el modelo eléctrico (los parámetros
de resistencia y la conectividad entre ellos) se obtienen del
modelo de planificación operativa almacenado en la base de
datos del EMS.
En estadística, este problema se conoce como problema
de mínimos cuadrados sobredeterminados porque tenemos
más ecuaciones que valores desconocidos. La mejor solución
+
A1
A
R1
R2
I1
A2 A
A3 A
V
V
+ I
e
R3
I3
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023
