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completos. De preferencia, en lugar de
concentrar una cantidad considerable
de mediciones en uno o varios IED sincronizados
con GPS, se pueden utilizar
los flujos de datos sincronizados de los
registradores digitales de fallas y relés
de protección.
A fin de crear una jerarquía para un
sistema más manejable
y al mismo tiempo implementar
sistemas de
protección con SE local,
estas mediciones deben
incluir datos en un SE
local a nivel de subestación
para validar todas
las mediciones a través
de un enfoque basado
en un modelo e identificar
y rechazar los datos
erróneos antes de que se
transmita cualquiera de
ellos al centro de control.
Este SE distribuido
producirá esencialmente
el " estado " de la subestación
en tiempo real, y ha demostrado
proporcionar un sistema de protección
con SE versátil y efectivo. Luego, se
transmiten los datos validados al EMS
en el centro de control a través de enlaces
de fibra óptica especializados y redundantes
con latencias bajas bien definidas.
También deben considerarse otros
medios de comunicación de alto ancho
de banda y latencias bajas comparables
para situaciones especiales y/o como un
medio de respaldo y diversificación.
Algunas empresas de servicios pútambién
la implementación de este SE
local o, incluso más, mediante diseños
de subestaciones basados en el estándar
61850 del CEI al transferir datos y
comandos en frecuencias más rápidas.
Deben identificarse los errores de
Con menos
inercia e
IBR que
responden
más rápido,
se necesitan
controles más
ágiles en la
red eléctrica.
datos por problemas de comunicación
y rechazarse los datos corruptos en esta
etapa, suponiendo que
hay
una
redundancia
adecuada en las mediciones.
Además, se pueden
emplear algoritmos
de
reconstrucción
de
datos para " rellenar " los
datos faltantes o corruptos.
Dichos datos deben
identificarse de manera
adecuada para que otras
aplicaciones los utilicen
en la posteridad. Se prevé
que con cálculos de
alto rendimiento, finalmente
se puedan alcanzar
tiempos de solución
de SE de varios ciclos
de potencia.
Con el estado conocido de toda la
red en esta frecuencia tan rápida, se
puede lograr un monitoreo de la red
más cerca del tiempo real, y será posible
llegar a cálculos de las acciones
de control más cerca del tiempo real.
Podrían
implementarse
varias apliblicos
están implementando fibra de
posesión y operación propia junto a
todas las líneas de transmisión para
la comunicación troncal y así abordar
especialmente esta necesidad y mejorar
sus sistemas de protección. Cabe
señalar que este estimador local podría
tener la capacidad de proporcionar
un estado preciso del interruptor o la
desconexión sin tanto cableado de la
información binaria de contactos del
interruptor. También se podría adoptar
un enfoque híbrido para la identificación
precisa de la topología del sistema.
Los sistemas de automatización de subestaciones
facilitarían
enormemente
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caciones de monitoreo y algoritmos o
metodologías de control, que deberán
utilizar los resultados de las SE como
datos de entrada. Aquí se propone un
enfoque basado en un modelo de prealimentación,
como ejemplo, para impulsar
el funcionamiento continuo de
la red eléctrica junto a una trayectoria
óptima predefinida. Se da por sentado
que existe y puede utilizarse un modelo
dinámico preciso y validado (solo la
dinámica del ángulo del rotor) del sistema
eléctrico. Las mediciones sincronizadas
con el tiempo son de inmenso
valor para mejorar y validar el modelo
dinámico del sistema también. Básicamente,
el objetivo del controlador
será minimizar la desviación de la frecuencia
del valor nominal de 60 Hz y
mantener las tensiones y los flujos eléctricos
dentro de los límites aceptables,
siguiendo al mismo tiempo con las
fluctuaciones de carga y rechazando
las perturbaciones como los disparos
de líneas y generadores.
La aplicación más importante o la
" aplicación definitiva " de los datos de
sincrofasores o PMU es su uso en la SE
a nivel de subestaciones locales y centros
de control global para obtener el
estado dinámico de la red. Se logra un
estado más dinámico en la SE a través
de soluciones reiteradas más frecuentes
o SE dinámicos donde se estime el estado
dinámico del sistema real (como
en las ecuaciones diferenciales, en el
sentido de los sistemas de control). El
término estado se utiliza en dos sentidos
distintos cuando se relaciona con la
SE: las soluciones de SE de imágenes
reiteradas y la estimación trifásica de
función de tiempo instantánea a nivel
de muestras sincronizadas.
Para desarrollar herramientas y capacidades
superiores de funcionamiento
y control de sistemas eléctricos, la
estimación de estado avanzada ayudará
a allanar el camino para avanzar hacia
herramientas de análisis más cercanas
al tiempo real y de toma de decisiones
para el funcionamiento y control de los
sistemas eléctricos. La tendencia actual
en la implementación de dispositivos
de medición sincronizada y las redes de
comunicación especializadas de baja
latencia necesarias para transmitir estas
mediciones a los centros de control
son más adecuadas y oportunas para
una estimación de estado más avanzada
y la próxima generación de EMS.
Los enfoques de cálculos distribuidos,
como se mencionó anteriormente; es
decir, a nivel de subestaciones y luego
a nivel global, son importantes para
obtener el estado y modelo de los sistemas
en frecuencias muy rápidas. Los
proveedores de EMS no han estado
desarrollando ni ofreciendo de forma
activa herramientas de SE más avanzadas
ni el EMS de última generación. Es
hora de que las empresas de servicios
públicos, los ISO y RTO exijan capacidades
superiores de SE y EMS considerando
los desafíos inminentes en el
funcionamiento y control de las redes.
p&e
enero/febrero 2023
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023

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