IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - September/October 2022 - 43

en la zona. Se asignó la capacidad de perturbación a las subestaciones
de mayor importancia. Se particionó cada asignación
y se determinó la importancia del subsistema hasta la
asignación de la capacidad recuperable. Se restablece cada
partición en paralelo y se optimiza el esquema de recuperación
de la distribución de energía en la partición.
En el siguiente paso, se envía la información de los ingresos
de cada zona a la red principal. Después de que la red
de distribución recibe la capacidad recuperable desde la red
principal, se optimiza la partición y el esquema de recuperación
dentro de la partición. Por último, se implementa el plan
de recuperación según la solución óptima.
Durante la ejecución del plan, primero se busca la ruta de
transmisión eléctrica en cada zona y se revisa la seguridad
de la red, como la sobrecarga de los equipos, la excitación
automática de los generadores, el transformador lleno de
aire y la seguridad de la línea para mejorar la tasa de éxito
del funcionamiento. Al considerar la capacidad de recuperación
de la red eléctrica y la demanda de recuperación de las
estaciones eléctricas, se formula el esquema de recuperación
posible en cada zona. Esto incluye el esquema de transmisión
de las centrales eléctricas y el esquema de transferencia
para las subestaciones de carga importante. Se calculan los
beneficios de la recuperación, los riesgos de la transmisión y
los costos de la central.
Evaluación del monitoreo para el proceso de
restablecimiento
Con el módulo de evaluación del monitoreo para el proceso
de restablecimiento, se almacena y gestiona el plan de recuperación.
Se evalúa el avance de la recuperación de acuerdo
con la implementación real del plan de recuperación. El
monitoreo y la gestión del proceso de recuperación incluyen:
1) seguir y monitorear el proceso de ejecución de la tarea
de recuperación actual de la red eléctrica
2) actualizar la información de estado de la transmisión
de energía o los equipos de reparaciones de emergencia
en tiempo real
3) monitorear y gestionar la información relevante del
equipo de reparaciones de emergencia y los materiales
de reserva para la red eléctrica
4) monitorear los requerimientos de recuperación de carga
más recientes tanto a nivel de la red actual como
para la subred.
El proyecto de demostración " Sistema En Línea de
Soporte a las Decisiones de Control para el Restablecimiento
del Suministro Eléctrico " fue puesto en marcha en
junio de 2020. El sistema consiste en la conectividad al IoT
de los dispositivos inteligentes y una red integrada al sistema
eléctrico. El sistema:
1) concretó el soporte a las decisiones de control para el
restablecimiento en línea de la red en minutos
2) abarcó desde planes de recuperación fuera de línea
hasta esquemas de decisiones de reanudación en línea
septiembre/octubre
2022
3) mejoró la capacidad de recuperación del suministro
de la red eléctrica regional y el nivel de servicio del
suministro eléctrico
4) garantizó la seguridad y confiabilidad del suministro
eléctrico a la carga regional importante.
El tiempo de eliminación total de los accidentes por fallas
eléctricas se reduce en al menos un 30% y también se reduce
en gran medida la pérdida de fallas de energía de la red eléctrica
regional en condiciones meteorológicas de desastres
extremos. Se realiza la predicción, la advertencia y prevención
de riesgos, y el control de la red eléctrica ante desastres
naturales en línea. Se garantiza que la tasa de alarmas por
riesgos operativos de la red eléctrica ocasionados por desastres
externos sea de menos de un 20%.
En el modo de alerta temprana, se puede realizar la toma
de decisiones sobre la prevención y el control de potenciales
riesgos de la red eléctrica en menos de 10 minutos. Se
reemplaza la reparación pasiva posterior al desastre por un
aviso activo previo al desastre para mejorar la capacidad de
su prevención en la red eléctrica regional.
Observación final
En este artículo se comparte una revisión de las experiencias
con tres proyectos ubicados en China. Se exploran las pautas
y recomendaciones resultantes para ayudar a promover
la implementación de sistemas de energía inteligentes que
maximicen la descarbonización y el desarrollo de ciudades
inteligentes. Las dificultades que surgieron de los proyectos
son las siguientes:
✔ Los medios de toma de decisiones auxiliares existentes
son insuficientes.
✔ Falta una toma de decisiones colaborativas eficiente
entre los distintos niveles de despacho.
✔ No hay capacidad de obtener e integrar los datos de
manera oportuna de todos los niveles de programación
y los departamentos relevantes.
✔ Faltan herramientas de evaluación en línea para las
necesidades de emergencia.
Para abordar estas dificultades, se necesita un mejor sistema
de coordinación y gestión. El trabajo futuro junto a
estas líneas se encuentra en desarrollo.
Lecturas complementarias
D. Lagos, V. Papaspiliotopoulos, G. Korres y N. Hatziargyriou,
" Microgrid protection against internal faults: challenges
in islanded and interconnected operation " (Protección
de microrred contra fallas internas: desafíos en el
funcionamiento en modo de isla e interconectado), IEEE
Power Energy Mag., vol. 19, n.° 3, págs. 20-35, mayo/junio
de 2021, doi: 10.1109/MPE.2021.3057950.
C. S. Lai, L. L. Lai y Q. H. Lai, Smart Grids and Big
Data Analytics for Smart Cities (Redes inteligentes y análisis
de big data para ciudades inteligentes). Nueva York,
NY, EE. UU.: Springer International Publishing, octubre de
2020.
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