IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2020 - 33

integran en la red, reduciendo así la posibilidad de control
y previsión de la generación disponible. Además, a medida
que se incorporen a la red esquemas de control más avanzados y complejos (por ejemplo, interconexiones basadas
en la electrónica de potencia), se espera que los fenómenos
transitorios más rápidos tengan un efecto más profundo en
las operaciones de la red.
En un futuro escenario de funcionamiento y control
de la red jerárquicamente centralizado y coordinado, se
puede prever que el centro de operaciones/control dispondrá ampliamente de datos suficientes, sincronizados, de baja
latencia y confiables (ciberseguros) (incluidos los datos sobre
el estado de los disyuntores o la topología de la red) con
tasas de muestreo adecuadas, y el estimador de estado (el eje
de todas las aplicaciones del sistema de gestión de energía)
funcionará con un rendimiento superior en el marco temporal de los subsegundos de ciclos pares, proporcionando
información completa del estado del sistema. Esta permite
una clasificación de contingencia muy rápida y el análisis
de seguridad y la determinación de acciones de control,
proporcionando asesoramiento oportuno al operador del sistema tanto en condiciones normales como de emergencia. A
largo plazo, a medida que se establece la confianza, algunas
de estas acciones de control pueden realizarse automáticamente a través de la retroalimentación directa del centro
de operaciones/control. Para una mayor flexibilidad de la
red, en última instancia, estas capacidades automatizadas
de circuito cerrado serán indispensables para que los sistemas eléctricos funcionen de manera más confiable, segura y
eficiente, especialmente para hacer frente a los fenómenos
de sistemas eléctricos rápidos y a las fuentes de generación
basadas en inversores de nula o baja inercia.
Los datos de los fasores capturados durante las perturbaciones de la red también se utilizarán a fin de realizar
la validación del modelo del sistema para el cumplimiento
de las normas del NERC. De acuerdo con los requerimientos de cumplimiento del NERC, los propietarios de
los generadores deben validar periódicamente los modelos dinámicos de las grandes unidades de generación.
Esto puede realizarse mediante pruebas fuera de línea
o utilizando los datos capturados de la PMU durante las
perturbaciones del sistema. Fuera de línea, la validación
manual es costosa, más tediosa de realizar y requiere que
las unidades sean puestas fuera de servicio, mientras que
la validación automática utilizando los datos de la PMU
será más eficiente y rentable.

Despliegue de sensores inteligentes
en toda la flota
Como parte importante de su iniciativa de digitalización,
NYPA está desplegando actualmente sensores adicionales para recoger datos de los equipos de plantas de generación, aparatos de subestaciones y líneas de transmisión
para mejorar la eficiencia y prolongar la vida de esos activos
mediante la evaluación continua de su rendimiento y estado.
marzo/abril 2020 	

gráfico 5. iSOC en las oficinas de NYPA en White Plains,
Nueva York. (Fuente: NYPA; usado con permiso).

Se está instalando un conjunto completo de sensores en los
equipos, como turbinas, generadores, transformadores,
reactores, disyuntores, bancos de baterías, cables subterráneos y submarinos, y líneas de transmisión aéreas, tal como
se muestra en el gráfico 4. Se han instalado sensores, por
ejemplo, analizadores de gas disuelto, monitores de temperatura, presión y vibración, sensores de PD y acústicos,
cámaras IR, equipos de clasificación de líneas dinámicas
y sistemas de detección de hielo y galopes en toda la flota
de activos de la empresa. Mediante la conexión en red de
estos sensores al iSOC, se espera que se transmitan más de
130,000 puntos de datos a este nuevo centro de monitoreo
y diagnóstico. El iSOC actualmente recoge más de 45,000
puntos de datos que abarcan la red del Estado de Nueva
York e ingresa los datos en motores de análisis de última
generación. En el centro, los analistas e ingenieros observan
el rendimiento casi en tiempo real de los diversos equipos
monitoreados y lo comparan con su rendimiento previsto,
detectando problemas potenciales a menudo mucho antes
de que se detecten en el mantenimiento preventivo programado convencional. Los datos se muestran en una impresionante pantalla LED de 81 pies de largo, lo que permite
al personal del iSOC visualizar varios datos de diferentes
fuentes de forma simultánea y analizar y extraer información de dichos datos de forma más eficaz.

iSOC
El iSOC, ubicado en las oficinas de NYPA en White Plains,
Nueva York, es una instalación de monitoreo central integral
de vanguardia, tal como se muestra en el gráfico 5. El centro,
que abrió sus puertas en diciembre de 2017, utiliza software
de análisis predictivo para pronosticar y prevenir fallas de
equipos e interrupciones significativas en plantas de potencia, subestaciones y líneas de transmisión, proporcionando
la capacidad tecnológica para predecir y remediar con un
mayor nivel de eficiencia. Esto permite una programación
eficaz de las reparaciones, reduce los gastos de mantenimiento y disminuye los riesgos operativos, ayudando así a la
empresa de servicios públicos a mantener bajos los costos, lo
que se traduce en ahorros para sus clientes.
ieee power & energy magazine 	

33
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2020

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - March/April 2020
