Identificación de Parámetros Erróneos en Sistemas Eléctricos de Potencia y Corrección en base a Mediciones Sincrofasoriales

• Autores: M.L. Farinango, Sonia Grijalva, Jesús Játiva
• Localización: Revista Técnica "energía", ISSN-e 2602-8492, ISSN 1390-5074, Vol. 13, Nº. 1, 2017 (Ejemplar dedicado a: Revista Técnica "energía", Edición No. 13), págs. 158-168
• Idioma: español
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  • español

    Los algoritmos convencionales de estimación de estado de sistemas de potencia se basan en la suposición de que los parámetros tales como la resistencia y reactancia de las líneas de transmisión, los taps de transformadores y el estado de los interruptores no tienen errores. En la realidad, estos parámetros no se conocen con certeza. Los errores en las impedancias de las ramas son menos visibles que los errores en los estados de los interruptores y pueden producir errores en los resultados del estimador que pueden pasar inadvertidos por largo tiempo. Los errores en los parámetros pueden producir un impacto sobre la estimación de estado similar o superior al de los errores no detectados en las mediciones.

    En este documento se desarrolla un programa de identificación de errores en los parámetros basado en un algoritmo que utiliza Multiplicadores de Lagrange. Este algoritmo se aplica a casos de estudio en diferentes condiciones de demanda obtenidos de los sistemas de tiempo real EMS y fuera de línea. Una vez identificado el equipo de red que presenta errores de parámetros, se plantean alternativas de cálculo para la corrección de parámetros, utilizando mediciones de equipos de medición fasorial PMUs.

  • English

    Conventional state estimation algorithms are based on the assumption that the parameters of the lines and transformers (resistance, reactance, transformers taps, etc.) and the state of the switching devices do not have errors. In reality, these parameters are not known with certainty. Errors in the branch impedance are less visible compared to switching status errors, and they may result in errors and biases in the state estimation results that persist for long periods of time. Errors in the system parameters can have an effect on estimation similar to those produced by errors in measurements. This paper describes a method to identify parameter errors using a Lagrange multiplier algorithm. This algorithm is applied to case studies in different conditions of demand obtained from real-time systems EMS and offline models. After identifying the network equipment that has parameter errors, alternatives are explored to correct the parameters using synchronized phasor measurement units (PMUs).