IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2023 - 97

en mi opinión (continuación de la pág. 101)
herramientas y técnicas superiores para
el funcionamiento y control más ágil de
los sistemas eléctricos.
En un artículo publicado en 2002
en la revista IEEE Computer Applications
in Power, predecesora de la IEEE
Power & Energy Magazine (PEM),
presenté argumentos a favor de contar
con un control de circuito cerrado
coordinado y jerárquico de redes eléctricas
con dirección activa del punto
operativo de la red para tener un estado
estable y óptimo de funcionamiento. A
diferencia de la práctica actual de depender
de la inercia del sistema y los
costosos márgenes operativos preestablecidos,
se sugirió este nuevo enfoque
para que el sistema llegue sin dificultades
a un punto operativo estable aunque
tal vez no óptimo, como consecuencia
de una perturbación, y luego sea impulsado
mediante la intervención manual
de los operadores de sistemas a
un estado operativo más deseable. En
el control de frecuencia/potencia real,
esto se vuelve más complejo debido a
la menor inercia de las fuentes basadas
en inversores (IBR, por sus siglas en
inglés), y garantizar la estabilidad de
los sistemas será más difícil. Incluso en
el caso de los inversores de formación
redes, por su respuesta e intermitencia
muy rápidas, se requerirán sistemas
de control de redes más ágiles. Para
la potencia reactiva o el control de la
tensión, puede aprovecharse la capacidad
de las IBR en el suministro de un
sistema eléctrico reactivo rápido para
controlar activamente todo el sistema
de una forma más amplia y coordinada.
A fin de potenciar verdaderamente
las operaciones y el control de los sistemas
eléctricos, se necesita un cambio de
paradigma en el EMS actual: un EMS de
última generación. Dado que puede considerarse
el pilar del EMS, los avances
en el SE serán lo más importante para
llegar a un EMS de mayor fidelidad. Es
fantástico que la presente edición de la
PEM esté dedicada a este tema.
El objetivo del EMS de última generación
es implementar un sistema de
control de redes basado en medicioenero/febrero
2023
nes completamente sincronizadas que
brinde una observabilidad y conciencia
situacional mejorada de la red, así
como más acciones automatizadas de
control en tiempo real o asesoramiento
de alta calidad y más flexibilidad para
los operadores de la red. Un sistema
de tal envergadura ayudará a optimizar
los flujos eléctricos, minimizar los
costos de producción y reducir la congestión,
y permitirá reacciones más rápidas
y precisas ante los cambios en el
sistema, entre otros beneficios.
En un EMS de última generación, las
unidades terminales remotas (RTU, por
sus siglas en inglés) de las subestaciones
existentes deberán reemplazarse por
dispositivos de tipo PMU que produzcan
de manera precisa datos fasoriales
con etiquetas de tiempo e información
del estado del interruptor. Los enlaces
de comunicación especializados, redundantes
y de latencia mínima de todas
las subestaciones (o al menos de todas
sobre cierta clase de tensión) al centro
de control son requerimientos clave. Los
algoritmos de sincrofasores avanzados
para estimar o resolver directamente el
estado del sistema eléctrico en ciclos en
lugar de minutos brindarán posibilidades
de avance en más automatización y
el funcionamiento y control mejorado
de los sistemas eléctricos para una mayor
confiabilidad y eficiencia.
Se podría discutir si los sistemas de
EMS más ágiles y los SE granulares
más rápidos son realmente necesarios,
dado que hemos operado con este sistema
más lento durante muchos años.
Pero con menos inercia e IBR que responden
más rápido, se necesitan controles
más ágiles en la red eléctrica.
En la actualidad, dependemos de 2-6
segundos en datos del SCADA y resolvemos
la SE en un marco de tiempo
de minutos. Sin embargo, para implementar
controles más avanzados o tal
vez automatizados, debe aumentar de
manera considerable esta frecuencia de
adquisición de datos. En un sistema de
60 ciclos, 2-6 segundos dejarán enormes
vacíos donde el EMS esté ciego
ante los eventos del sistema. Aunque
las velocidades más rápidas puedan estar
sobre las capacidades de respuesta
de los operadores de sistemas, nuestro
objetivo debe ser avanzar hacia una
conciencia situacional mayor y una respuesta
más automatizada y rápida ante
los eventos de los sistemas en el futuro.
Para entregar mediciones sincronizadas
con el tiempo y más precisas de
áreas amplias en los centros de control,
la idea es tener una RTU sincronizada
con GPS o un PMU con una cantidad
de canales considerablemente mayor
que la cantidad habitual en cada subestación
que recoja las mediciones
fasoriales de tensión y corriente, así
como la información del estado del
interruptor (y posiblemente con desconexión
accionada por un motor o un
interruptor). En tanto, y hasta que haya
muchas mediciones sincronizadas más,
se puede contemplar el uso combinado
de datos del SCADA y de PMU para
cubrir la falta de datos sincronizados
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