IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 25

Para estudiar la totalidad del conjunto de distribuciones de la
demanda residencial, primero calcularemos las diferencias en los
patrones de consumo de electricidad entre los pares de hogares.

mayo/junio 2018

f2
f5

f3
f6
15:12:30

gráfico 5. La ilustración en 2D para eventos múltiples
registrados el 30 de septiembre de 2012 en las redes de
Gran Bretaña. Los puntos en negro, azul, cian y púrpura
representan los datos normales, la caída de generación, la
pérdida de carga y evento del modo isla, respectivamente.

f1
f4

-3

15:11:30

49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 50 50.1 50.2 50.3 50.4
Frecuencia (Hz)

-2

15:10:30

Evento de caída de generación

-1

15:09:30

49.6

confianza
Límite de confian
de 99.9%

0

15:08:30

49.8

1

15:07:30

50

pérdida de
Evento de pérdid
Q carga
t1
Evento
vento del modo isla

15:06:30

50.2

15:05:30

Frecuencia (Hz)

50.4

15:04:30

Los datos usados aquí fueron registrados a de seis sitios en
las redes de Gran Bretaña con una frecuencia de muestreo de
10-Hz a través del proyecto openpmu, con uno situado en
el sur de inglaterra, uno en manchester y cuatro en las islas
orkney. el evento bien documentado el 30 de septiembre de
2012 registró una pérdida de carga a las 02:28. más tarde
el mismo día, un evento de disparo del interconector Gran
Bretaña - Francia a las 15:03 resultó en una disminución de
la frecuencia de Gran Bretaña de 49.97 a 49.60 Hz en tan
solo 10 segundos. el índice inicial de cambio de frecuencia (rocoF, por sus siglas en inglés) activó la protección del
modo isla basada en rocoF, desconectando erróneamente la
generación distribuida.
De este día, podemos agrupar los datos en cuatro clases diferentes: datos normales, pérdida de carga, caída de

15:03:30

Caso 1: Visualización de la frecuencia de datos
para distinguir múltiples
eventos en las redes de Gran Bretaña

generación y evento en modo isla. para visualizar esto en el
Gráfico 5, hemos diagramado siete días de datos seleccionados al azar de dos ubicaciones para obtener la cobertura
de frecuencia en condiciones normales de funcionamiento.
abarcando desde 49.8 50.2 Hz, representado por los puntos en negro rodeados por el cuadro rojo; esto representa el
límite de confianza de 99.9%. Los datos normales del 30
de septiembre de 2012 se incluyen en esta categoría. en el
Gráfico 5, también hemos diagramado la pérdida de carga,
la caída de generación y los eventos del modo isla de dos
ubicaciones. ¿cómo debemos interpretar los patrones en esta
figura? La frecuencia es el parámetro universal de la red de
potencia síncrona y posee características simples y elegantes. es decir, los puntos correspondientes a los datos de frecuencia de dos ubicaciones están aproximadamente alineados con la línea y . x . el primer componente principal
t 1, que captura el 99% la variación total de los datos de
frecuencia, sigue en consecuencia esta dirección. en otras
palabras, podemos utilizar solo uno de los componentes
principales para representar todas las variables de frecuencia registradas en toda la red.
en el Gráfico 5, también notamos que la caída de generación y la pérdida de los eventos de carga se corresponden
con la dirección del primer componente principal, pero por
fuera del cuadro rojo, con la pérdida de carga ubicada en
el extremo superior y la caída de generación en el extremo
inferior. cuando ocurren los eventos de pérdida de carga y
caída de generación en el sistema, las variables de frecuencia
se pueden desviar significativamente del valor nominal (50 Hz

Contribución Q

por los componentes principales, se asocia con el modelo
de espacio del pca y representa una variación significativa
respecto de los datos originales. Q representa el error al
cuadrado de la disparidad del modelo y la variación de los
datos dentro del subespacio residual. al aplicar el pca en
los datos de pmu, podemos analizar muchos conjuntos de
medición de varias ubicaciones simultáneamente. Demostraremos la elegancia y la belleza del pca por medio de dos
estudios de caso, seleccionados de redes de potencia de Gran
Bretaña e irlanda.

Tiempo (h)

gráfico 6. Un diagrama de contribución para la estadística
Q para el caso 1.
ieee power & energy magazine

25



Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018

Contenidos
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover1
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover2
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Contenidos
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 2
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 3
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 4
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 5
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 6
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 7
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 8
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 9
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 10
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 11
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 12
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 39
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 41
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 42
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 43
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 48
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 49
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 51
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 52
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 53
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IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 123
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - 124
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover3
IEEE Power & Energy - Spanish - May/June 2018 - Cover4
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