IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023 - 63

Además de proporcionar un sensor basado en la física, la
DSE mejora la observabilidad, lo que se traduce en variables más
nítidas para la toma de decisiones preventivas.
5 ms en una red de telecomunicación recién inaugurada basada
en el concepto de conmutación de etiquetas multiprotocolo.
Más o menos al mismo tiempo, IREQ concedió la licencia
de sus algoritmos adaptativos de PMU basados en el filtro
de Kalman a la empresa de modernización de redes Vizimax.
El dispositivo PMU para control (PMU/C) resultante
recibió la certificación IEEE en 2016, demostrando su capacidad
para informar de los fasores sin fluctuaciones a una
frecuencia de actualización de 240 Hz. Su PMU con clase
de protección (clase P) superó todos los requerimientos del
estándar C37.118-2014a, en especial en lo que respecta a la
atenuación fuera de banda, con una capacidad de soporte a
la red durante fallas (fault ride-through) adecuada para los
WACS basados en DSE. Según el laboratorio de certificación
del IEEE, el PMU/C cumplía los criterios de precisión de la
clase de medición en estado estacionario, al tiempo que satisfacía
los requerimientos de latencia de la clase P.
En la figura 6, se muestran dos ejemplos de registros de
campo de PMU capturados durante el proyecto piloto WACS
en Hydro-Québec. El software Visual T&D de Eaton impulsó
el PDC, con funciones adicionales implementadas para estimar
la tensión remota mediante el uso de un modelo de línea
detallado. La tensión y la frecuencia de la subestación BCV
se muestran en la figura 6 junto con la tensión de la subestación
Chenier, ambas cerca de Montréal. En la figura 6(a), se
describe la respuesta del sistema tras una notoria pérdida de
exportaciones a Estados Unidos. En la figura 6(b), se muestra
la respuesta del sistema a la pérdida de generación del
noreste. En ambos casos, el seguimiento de la frecuencia se
considera suficientemente preciso para un WACS basado en
DSE o un sistema de protección de la integridad del sistema
(SIPS, por sus siglas en inglés).
En la figura 7, se muestra la arquitectura típica de los controles
centralizados basados en PMUs, inspirada en la taxonomía
de casos de uso de la Comisión Electrotécnica Internacional
(CEI) 61850-90-5. Mientras que los datos PMU de
los generadores pueden ser utilizados directamente en estos
esquemas para la toma de decisiones accionables, como se
ve en la siguiente sección, el rendimiento del WACS/SIPS
podría beneficiarse enormemente del procesamiento DSE y
la coordinación con la SE estática en el centro de control.
Control de la red eléctrica basado en
DSE: por qué y cómo
Dado que la red eléctrica actual es síncrona, se podría
deducir erróneamente que la frecuencia debe ser la misma
en todos los nodos y que esta frecuencia debe ser igual a
enero/febrero 2023
la velocidad síncrona común de los generadores. Esto solo
es cierto en estado estacionario. Durante una transición de
velocidad de un punto de balance a otro, las velocidades del
generador y las frecuencias del nodo no tienen por qué ser
las mismas. Este hecho se reconoce implícitamente en el
algoritmo DSE de la figura 5(b), que deriva la velocidad y el
ángulo del rotor de los generadores a partir de las mediciones
del fasor terminal.
Curiosamente, la estimación de la velocidad del rotor
como la frecuencia de la tensión " interna " derivada de la
relación entre la tensión del generador síncrono y los fasores
de corriente fue redescubierta en la década de 2010 por la
comunidad DSE, aunque el enfoque ha estado en uso desde
que se aplicaron por primera vez los PSS. La definición de
la integral de la potencia de aceleración (pares de torsión
mecánicos y eléctricos) como indicador de la velocidad del
rotor es también una especie de principio de estimación del
" estado dinámico " , ya puesto en práctica en los PSS.
En la figura 8, se ilustra una red muy idealizada de
Hydro-Québec con PMUs " inteligentes " instalados en todas
las centrales para lograr una DSE descentralizada. Los PMUs
también proporcionan estimación de fasores de armónicos
e informes de datos. Este modelo de simulación se implementó
en SimPowerSystems y ahora está disponible como
demostración en el paquete Simulink/Simscape Electric de
MathWorks.
Tras una contingencia (perturbación) aplicada en la ubicación
denominada " falla 2 " , en la figura 9(a) se superponen
la velocidad real del rotor y la frecuencia del nodo en
tres centrales eléctricas, mientras que en cada gráfico de la
figura 9(b) se comparan los desplazamientos de los ángulos
de fase entre dos centrales eléctricas, usando en un gráfico
los fasores de tensión en los terminales medidos y en el otro
los ángulos del rotor. Las conclusiones de los resultados
mostrados son que las magnitudes de las oscilaciones de
velocidad del rotor son mayores que las magnitudes de las
oscilaciones de frecuencia durante la etapa transitoria, mientras
que las dos señales son iguales en el estado estacionario
y durante las oscilaciones de frecuencia común muy lentas
(figura 1). Del mismo modo, los cambios de ángulo transitorios
entre ubicaciones remotas son mayores en el ángulo
del rotor que en los ángulos de fase del nodo terminal del
generador. Por cierto, los ángulos del rotor no coinciden con
las tensiones del nodo del generador en estado estacionario.
Estos resultados de simulación responden a la pregunta " ¿por
qué DSE? " : además de proporcionar un sensor basado en la
física, la DSE mejora la observabilidad, lo que se traduce en
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