IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 51
Hub de Datos
Hub de Control
Hub Meteorológico
OST
Parte
Responsable del
Equilibrio
Plataforma
de Gestor
del Mercado
Minorista
Energético
GRD
SCADA DMS
IED
UTR
RD
GD
Automatización
de la Subestación
Secundaria
Automatización
de FED
Datos
Meteorológicos
CIS
Automatización de la
Subestación
Planificación
y Sistemas
de Ofertas
IED
MDMS NIS
Bus de Servicio de la Empresa
Agregador Comercial
Automatización
de FED
NIS
IED
IED
RD
GD
UTR
Contadores
Inteligentes
IED
IED
PMU
Automatización
de la Subestación
Secundaria
PMU
PQ
IED
Contadores
Inteligentes
gráfico 1. Resumen de la solución de automatización IDE4`L.
es un método de control indirecto para evitar la congestión
prevista un día antes debido, por ejemplo, a trabajos de mantenimiento en la red de distribución. La redefinición condicional es un producto de tipo de opción real comercializado
un día antes, pero requiere activación antes del funcionamiento en tiempo real. Por lo tanto, es más adecuado para
casos de congestión ocasionales y más inciertos en la red,
como una demanda alta o baja inesperada y una producción
correspondientemente baja o alta.
Gestión de Redes Activa
Una parte fundamental de la implementación de ANM es
la automatización de la distribución y la integración de más
partes en el mercado de la electricidad y en la gestión del
sistema eléctrico. El Gráfico 1 presenta la visión de una
solución de automatización completa para ANM basada en
métodos de control descritos anteriormente.
La automatización de distribución (mostrada dentro del
cuadro de GRD en el Gráfico 1) incluye sistemas de información de centros de control, automatización de subestaciones, automatización de subestaciones secundarias e IED,
incluyendo múltiples tipos de dispositivos, como contadores
inteligentes en la interfaz del cliente. Realiza el monitoreo
y control en tiempo real de todas las redes de MT y BT y
el control directo de FED. Las soluciones tradicionales de
automatización de distribución [por ejemplo, el control de
supervisión y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas
en inglés)/DMS)] no son lo suficientemente rápidas y adaptables como para monitorear y controlar FED a gran escala
en tiempo real en redes de MT y BT.
Por lo tanto, se propone una nueva estructura de automatización jerárquica descentralizada para la ANM implementada por
tres actores: IED, unidades de automatización de subestaciones
mayo/junio 2017
(SAU, por sus siglas en inglés) y DMS. Las subestaciones primaria y secundaria son los elementos centrales de la estructura.
La SAU gestiona el monitoreo y el control dentro de la subestación, almacena los datos recopilados y toma decisiones independientes. Externamente, la SAU envía avisos e informes al
centro de control (y posiblemente a otras subestaciones). Solo
la SAU ve la mayoría de los datos en tiempo real, aunque el
centro de control puede recuperar los datos si es necesario. Los
datos de la SAU se reciben y se envían desde/hacia los IED, que
son dispositivos heterogéneos no limitados a los típicos IED de
la subestación. La SAU tiene enlaces externos (la infraestructura de comunicación del GRD) con la automatización de FED,
que forma parte del sistema de automatización del agregador
comercial. Este enlace se utiliza para enviar, en caso de emergencia, comandos de control directo a FED, que se consideran
un tipo de IED en la estructura.
Los sistemas de información del centro de control consisten en varios sistemas informáticos utilizados con fines operativos y de planificación, y la integración de estos sistemas es
necesaria para sacar el máximo partido a los datos disponibles. Por ejemplo, los datos de medición inteligente se utilizan
principalmente para la facturación, pero también pueden utilizarse con fines de planificación para crear perfiles de carga y
agrupación de clientes mejorados, lo cual se está convirtiendo
en un desafío mayor debido a los prosumidores, consumidores capaces de producir su propia energía. De forma similar,
los datos de medición inteligente pueden utilizarse con fines
operativos, como avisos de interrupción y desviaciones de
tensión. Los avisos van directamente a SCADA/DMS, y todo
lo demás se almacena en el sistema de gestión de datos del
medidor, que se integra además con el sistema de información
del cliente para la facturación y el sistema de información de
red para la redefinición y agrupación de clientes.
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Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover1
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 1
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 2
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 4
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 5
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 6
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 7
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 8
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 9
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 37
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 38
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 39
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 113
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 114
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 116
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 117
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 118
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 119
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 120
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 121
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - 122
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover3
IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - Mayo/Junio 2017 - Cover4
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