Este documento describe la implementación de un estimador de estado como parte de un plan de mejora del negocio de una empresa de distribución eléctrica. El estimador de estado mejora los modelos informáticos de la red y proporciona beneficios como la depuración de bases de datos, la interacción de sistemas y el apoyo en la instalación de nuevos equipos de medida. El estimador estima las variables de estado que minimizan el error entre las medidas reales y estimadas. Su implementación ha mejorado los análisis de red, la automatización de proces
Tesis administración estratégica de concesiones de telec. móviles con cmiMarlon Erazo
Tesis de grado de Maestría, donde se revelan los impresionantes perjuicios que el estado ecuatoriano ha sufrido, muchos de ellos suponen actos que deben ser investigados por que afectan gravemente a la Fe Pública
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Artículo técnico sobre mejora en la eficiencia energética, mediante equipos y sistemas CIRCUTOR. Creado y coordinado dentro del proyecto de marketing de casos de éxito de CIRCUTOR.
El artículo original está en: http://www.beenergy.es/sites/default/files/revistas/n23/index.html
lector transmisor de consumo eléctrico, el cual mejorara el proceso de medición de la energía eléctrica usada en las casas
Realizado por Diego Rivas y Francys Marquez
A Pilot Experience for the Integration of Distributed Generation in Active Di...davidtrebolle
The last years in Europe, the growing penetration of Distributed Generation (DG), (mainly q combination of heat and power (CHP) and renewable), has demonstrated the necessity of facing the impacts and opportunities of new distributed energy resources connected to medium and low voltage grids by means of research projects. The need of demonstration projects on voltage control with DG to increase the hosting capacity has been identified and a noteworthy number of initiatives have been carried out in the European Union. This paper presents the experience of Unión Fenosa Distribución in PRICE-GDI, a pilot project which aims for the integration of DG in active distribution systems. Besides the adopted solution for the monitoring and control of the generation, this paper explains the main results regarding the voltage control in low and medium voltage grids with distributed energy resources
Artículo técnico sobre mejora en la eficiencia energética, mediante equipos y sistemas CIRCUTOR. Creado y coordinado dentro del proyecto de marketing de casos de éxito de CIRCUTOR.
El artículo original está en: http://www.beenergy.es/sites/default/files/revistas/n23/index.html
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The last years in Europe, the growing penetration of Distributed Generation (DG), (mainly q combination of heat and power (CHP) and renewable), has demonstrated the necessity of facing the impacts and opportunities of new distributed energy resources connected to medium and low voltage grids by means of research projects. The need of demonstration projects on voltage control with DG to increase the hosting capacity has been identified and a noteworthy number of initiatives have been carried out in the European Union. This paper presents the experience of Unión Fenosa Distribución in PRICE-GDI, a pilot project which aims for the integration of DG in active distribution systems. Besides the adopted solution for the monitoring and control of the generation, this paper explains the main results regarding the voltage control in low and medium voltage grids with distributed energy resources
The paper outlines key considerations that should be taken on board in the European network codes currently being drafted by ENTSO-E within the scope of the ACER Framework Guidelines on System Operation published in December 2011.
Decentralised storage: impact on future distribution gridsdavidtrebolle
Decentralised storage systems could affect the management of the distribution grid in a number of functional areas, including energy management, system services and the internal business of the DSO:
Energy management refers to energy arbitrage by decoupling electricity generation from its instantaneous consumption, as delivered by electricity storage facilities.
System services cover the support storage could offer to quality of service and security of supply in the electric power system.
Finally, for some special and well defined applications which cannot be provided by the market, storage devices could be installed as a grid asset to primarily support the core operational tasks of the grid operator.
Voltage control of active distribution networks by means of disperse generationdavidtrebolle
The aim of this paper is to analyze how the dispersed generators can be used to effectively control the voltage of the distribution network. The technical and economical viability of this proposal can be assessed throughout a systematic analysis of how the voltage of the point of common coupling (PCC) increases as a function of the injected active power, and the required reactive power needed to maintain the voltage of the PCC to a given value
EURELECTRIC Views on Demand-Side Participationdavidtrebolle
In our vision of demand-side participation, smart grids will provide the infrastructure that enables decentralised producers, customers/‘prosumers’, suppliers and service providers to meet on an open market place, while giving grid operators more advanced tools to manage their grids.
El acoplamiento de transformadores es una actividad habitual en la red de distribución. Las principales razones que obligan al acoplamien- to de dos transformadores son la mejora de la continuidad en el suministro, evitar la sobrecar- ga de instalaciones y la realización de manio- bras en la red de distribución. Previamente al acoplamiento de dos transformadores el distri- buidor debe responder a dos criterios básicos: el aprovechamiento de potencia útil debido a posibles diferencias en el reparto de carga y las tomas óptimas de acoplamiento que minimi- cen la intensidad de circulación en transforma- dores y por ende, las pérdidas. En el presente artículo se van a analizar los fundamentos teó- ricos del acoplamiento de transformadores y los resultados prácticos sobre transformadores reales en la red de distribución.
This EURELECTRIC report addresses a number of fundamental questions that arise from the integration of distributed generation (DG) and other distributed energy resources (DER) into the energy system:
How can DSOs make the most efficient use of the existing network?
When are new infrastructure and changes in system architecture needed to better
integrate DG and DER?
Which types of system services are needed and how can they be procured?
How can renewable energy sources (RES), DG, and DER contribute to system security?
How should the regulatory framework develop?
Centralized voltage control in medium voltage distribution networks with dist...davidtrebolle
The growing shares of distributed generation represent new challenges to distribution grids operation regarding estimation and control of voltage profile along medium and low voltage feeders. This fact leads distribution networks to become active distribution systems in order to increase monitoring and control in medium and low voltage networks. In addition, Distributed Generation (DG) may be a new resource to provide a voltage control ancillary service to Distribution System Operators (DSOs). This issue is one of the main objectives of PRICE-GDI project. This paper presents analyses carried out within this project in order to determine the benefits of voltage control provided by DG.
The new regulatory framework which is being stated in
European Network Codes includes some requirements
for DSOs regarding voltage control. This paper analyses the impact of these requirements on voltage control provided by DG
Analysis of Distribution System Operator Unbundlingdavidtrebolle
One of the key regulatory changes as consequence of the liberalisation of the electricity industry has been the unbundling regime. This organisation model aims to separate the potentially competitive core activities from the natural monopoly distribution and transmission activities and other coordination activities like system and market operation.
Since then, European Directives oblige Member States to adopt unbundling requirements in the electricity sector. In particular since the European Commission proposed the option of full ownership unbundling for Transmission System Operators (TSO), there is some uncertainty around Distribution System Operators (DSO) unbundling.
In light of all this changes, this Master Thesis reviews the regulatory and legislative context for unbundling in Distribution System Operators, in both Europe and Spain.
Besides, identifies the current performance of distribution companies, mainly in terms of distributed power, customers served, market influence and compliance of unbundling requirements. Moreover, analyses how some particular countries have experienced the implementation of unbundling regime. All this experiences reveal a still clear insufficient level of Distribution System Operators unbundling and as a consequence a seriously limit on network operation effectiveness and market well-functioning.
In addition, a regulatory methodology is proposed for allowing Regulatory Authorities to monitor the unbundling process. This approach analyses the performance of current unbundling regime in the distribution business and provides regulatory changes when needed. A set of Key Performance Indicators (KPIs) and a benchmarking technique (DataEnvelopment Analysis-DEA) are the tools identified to measure the companies’ behaviour
towards their organisation model. These tools provide regulators an acknowledgement of the performance of Distribution System Operators and rank the companies according to efficiency ratios.
To test the robustness of the methodology designed, a case study is carried out. In particular, this practical survey aims to contribute to the discussion on current model of
unbundling in Spanish electricity distributors in comparison with other European distributors with both similar and different unbundling regimes. In this study, 10 Distribution System Operators, from 6 European Member States, are benchmarked by using DEA model. The results or technical efficiency scores rank distribution companies
according to efficient frontier firms. The main two findings rated Legal Unbundling DSOs slightly more efficient in terms of costs, and Ownership Unbundling DSOs remarkable more efficient in terms of market orientation.
El uso que hacemos de la electricidad depende fundamentalmente de nuestra actividad en los distintos ámbitos, indus- tria, comercio, residencial, etc. Esta activi- dad presenta unos patrones que varían con el calendario laboral, la estacionalidad o climatología, y en menor medida con el coste de la energía. En otras palabras, la demanda presenta una baja elasticidad.
El aumento de los costes de la ener- gía, la cada vez mayor penetración de energías de carácter renovable y dis- tribuido, y una necesidad de mejorar el aprovechamiento de las infraestruc- turas, junto con el despliegue de solu- ciones de comunicación y de los con- tadores inteligentes y la aparición del vehículo eléctrico, están impulsando soluciones tecnológicas y mecanismos que permiten flexibilizar la demanda e integrarla en el mercado eléctrico (de energía y de reservas), es decir, impul- sando la gestión de la demanda.
The paper highlights the need for an Active System Management (ASM) of distribution networks as a key tool for the efficient and secure integration of a high share of Distributed Energy Resources (DER). The paper provides technical and regulatory recommendations that mainly focus on distributed generation but are also largely applicable to flexible loads, electric vehicles and storage.
La planificación de la distribución con Generación Distribuida y Gestión Acti...davidtrebolle
La actual preocupación por el me- dio ambiente así como la necesidad de diversificar los mixes energéti- cos ha propiciado el desarrollo de las energías renovables. Estas tecnologías pueden encontrarse dispersas geo- gráficamente por la red de distribu- ción, constituyendo unidades de Ge- neración Distribuida. Su conexión cer- ca del consumo les permite disminuir la demanda neta y retrasar de esta forma las inversiones del distribuidor en elementos de red. Se trata de un tema que afecta actualmente a las de- cisiones de los distribuidores, ya que según la directiva europea 2009/72 CE el distribuidor debe considerar la presencia de GD a la hora de dimen- sionar sus redes.
Para que la GD sea implementada exitosamente se le exige firmeza, se- guridad, fiabilidad y suficiencia. En el presente artículo se evalúa el retraso que provoca la implantación de GD en las inversiones en red a través de la metodología “opciones de fiabili- dad para la generación distribuida” (RODG) que tiene como fin solven- tar el problema de firmeza. Se anali- za por tanto, desde la perspectiva del DSO, la rentabilidad de la opción de inversión en GD frente a la inversión en red, así como a la decisión de no inversión, pagando las penalizaciones consecuentes.
El control de tensión en redes de distribución con generación distribuida (1/3)davidtrebolle
Esta publicación en una serie de tres artículos.
En este primer artículo se explican los fundamentos del control de tensión en las redes de distribución
El control de tensión en redes de distribución con generación distribuida (1/3)
Implementación Industrial de un Estimador de Estado
1. Implantación Industrial de un Estimador de Estado como
parte de un Plan de Mejora del Negocio
David Trebolle Trebolle (1), Octavio M. Ruiz García (2)
Miguel Ordiales Botija (3), Esther Romero Ramos (4)
(1)
Unión Fenosa Distribución
C/ Antonio López 193. 28026 Madrid. España.
email: dtrebolle@unionfenosa.es
(2)
Applus Norcontrol, SLU
C/ Campezo, 1. 28022 Madrid. España.
email: oruizg@appluscorp.com
(3)
Soluziona
PE La Finca, edif. 4. Paseo del Club Deportivo, 1. 2800x Pozuelo de Alarcón. España.
email: mordiales@soluziona.com
(4)
Universidad de Sevilla
Dpto. de Ingeniería Eléctrica. Avda de los Descubrimientos, s/n. 41092. Sevilla España.
email: eromero@us.es
Resumen
Las nuevas necesidades de las empresas de distribución eléctrica, asociadas al
tamaño de la red que poseen, han provocado que la utilización de herramientas
informáticas para realizar los diferentes estudios y análisis de redes que apoyen a
los operadores de las redes eléctricas, se haya sistematizado.
En este artículo se van a divulgar los beneficios de la implantación industrial de un
Estimador de Estado off-line, específicamente desarrollado para la empresa
española: Unión Fenosa Distribución. Gracias a esta implantación, además de
mejorarse los modelos informáticos utilizados para analizar la red, se han
conseguido una serie de beneficios asociados; como pueden ser: depuración y
unificación de las distintas bases de datos de instalaciones; interacción de los
diferentes sistemas implantados en la compañía, facilitando y mejorando su
mantenimiento; apoyo en la elección de la instalación de nuevos equipos de medida
para mejorar la observación de la red, etc.
Palabras clave: Estimación de Estado, Análisis y Operación de Redes.
1. Introducción
La liberalización del sector eléctrico durante la década de los 90 ha supuesto que se
produzcan una serie de cambios estructurales, económicos y regulatorios. Dichos
cambios, unidos a los crecientes precios del petróleo, junto a la búsqueda de una menor
dependencia energética exterior, de mejorar la eficiencia y de cumplir las diversas
normativas medioambientales; han supuesto el impulso definitivo de las tecnologías
enmarcadas dentro del concepto de generación distribuida. Esta nueva forma de
generación, directamente conectada a las redes de distribución, está implicando cambios
2. profundos en la técnica de planificar y operar estas redes. Esto se debe,
fundamentalmente, a que se pierde el carácter histórico radial de las redes de
distribución, con flujos de potencia normalmente unidireccionales desde las redes de
transporte hacia los puntos de consumo en baja tensión.
Debido a los hechos anteriormente descritos, las empresas de distribución de energía
eléctrica tienen, en la actualidad, la necesidad de planificar y adaptar continuamente sus
instalaciones y la explotación de las mismas; requiriéndose, por tanto, de una mayor
flexibilidad en sus actuaciones.
Por otro lado, la extensión de las redes de distribución, hace prácticamente imposible su
análisis y estudio sin el uso de herramientas informáticas. Por tanto, para poder trabajar
de forma adecuada, los operadores tienen que contar con la ayuda de una serie de
aplicaciones de análisis de red que faciliten la integración de las nuevas tecnologías y
asimilen la flexibilidad como una nueva forma de entender las redes eléctricas.
En los últimos años, en Unión Fenosa Distribución (UFD) se ha venido realizando un
Plan de Mejora del Negocio, con el que se trata de adaptar las redes a los cambios
anteriormente descritos. Este plan incluye la preparación de herramientas informáticas,
con la doble finalidad de mejorar los resultados obtenidos en las distintas operaciones y
de optimizar los recursos necesarios para realizar los diferentes estudios. Como es
lógico, estas herramientas deben partir de un buen modelo informático de la red
eléctrica a estudiar.
Para conseguir los modelos informáticos de la red eléctrica, en la situación de partida de
los distintos estudios, UFD ha decidido implementar un estimador de estado que
funcione off-line, basándose en históricos de SCADA. Además, este estimador utiliza
las distintas bases de datos de instalaciones existentes para recoger los parámetros de los
equipos existentes en dichas redes. Además, en la actualidad se está trabajando en la
elaboración de un nuevo módulo para estimar los parámetros de la red.
2. Estimador de Estado utilizado
La estimación de estado es, a día de hoy, un proceso clave que permite el uso de
aplicaciones de análisis de red; como son, los flujos de cargas, los análisis de
contingencias y cortocircuito y el estudio de la estabilidad de los sistemas eléctricos.
Para conocer el comportamiento del modelo de una red eléctrica, es necesario conocer
los valores de las variables de estado; entendiendo por tales, el conjunto mínimo de
variables necesarias para, a partir del mismo, calcular el resto de magnitudes eléctricas
(flujos de activa y reactiva, intensidades etc.) en cada punto de la red.
A partir del conjunto instantáneo de medidas, y de la configuración topológica y de
parámetros de la red eléctrica, el estimador de estado utilizado calcula las variables de
estado que minimizan el error cuadrático ponderado entre cada una de las medidas de
campo y el valor obtenido para la misma a partir de las variables de estado (1). Para
ponderar el error, se utiliza como peso el valor de la inversa del cuadrado de la
desviación típica esperada para la medida (error de precisión de la medida).
3. min ∑ pesoi (medidareali − medidaestimadai )2 (1)
todas las medidas
Sujeto a las ecuaciones de la red
La gran redundancia de información existente en las redes de transporte ha hecho
posible la utilización sistemática de estimadores de estado on-line, para filtrar y mejorar
la información procedente de los sistemas SCADA, así como para obtener modelos
informáticos de las mismas en tiempo real.
Históricamente, las empresas de distribución de energía eléctrica no han venido
utilizando estimadores de estado, debido a la baja redundancia de información que
existía de forma habitual en sus redes. Las nuevas tecnologías en las comunicaciones y
las necesidades de adaptación (flujos cambiantes en la red y mayor flexibilidad), han
supuesto un aumento de la cantidad de medidores existentes en la red, llevando su
redundancia a unos extremos que hacen aceptable la utilización de estos estimadores.
El estimador de estado implementado, fue desarrollado conjuntamente por la
Universidad de Sevilla y la Texas A&M University con las especificaciones explicadas
anteriormente. Este estimador ha sido desarrollado específicamente para redes de
distribución, introduciendo la posibilidad de incorporar medidas de intensidad [5, 8],
aumentando la redundancia y consiguiéndose, por tanto, que la solución resultado tenga
mayor fiabilidad. Además, el estimador calcula la posición de toma de los
transformadores que se indiquen, como una variable de estado más, haciendo uso del
valor de dicha posición recibido de SCADA como una medida [10]. Este hecho provoca
que se pueda calcular la posición de toma en transformadores cuyo valor no sea
conocido y que pueda ser estimado en aquellos en los que no haya suficiente confianza
en el valor recibido.
Como herramienta adicional, el estimador de estado incorpora un módulo de
tratamiento de medidas erróneas basado en los residuos normalizados de las mismas
(Capítulo 5 de [2]), que aporta un listado ordenado de las medidas que no encajan
adecuadamente con los resultados ofrecidos.
Como medio para la utilización de este estimador de estado, se ha organizado un
software específico que permite, además de analizar la observabilidad y preparar la red
para resolver cada estimación, analizar los resultados obtenidos por el proceso de
estimación propiamente dicho. Esto nos permite comprobar los posibles errores
topológicos, de parámetros, de medidas, etc. haciendo las correcciones pertinentes para
poder llegar a obtener un modelo de la red lo más óptimo posible.
3. Fases de implantación
Las primeras fases de la implantación del estimador de estado, consistieron en una serie
de pruebas en las que se trataba de encontrar el estado de la red, utilizando un modelo
topológico de la red en vacío y una foto del conjunto de medidas para un instante
concreto.
Además de probarse que con la redundancia introducida por las medidas de intensidad
existentes en dicho momento en SCADA era posible obtener un estado estimado
suficientemente fiable; los problemas que fueron encontrándose hasta hacer converger
4. la red durante esta fase fueron determinantes para una primera depuración de las bases
de datos de los parámetros técnicos de los equipos y de los errores de las medidas
(errores de factor de escala, de posicionamiento de cero, etc). Los resultados obtenidos
se utilizaron, además, para encontrar las zonas más oscuras de la red y las de menor
redundancia, en las que era necesario y/o conveniente introducir nuevos medidores.
En una segunda fase, se trató la técnica de guardar los históricos de SCADA, no sólo de
las medidas, sino de topología de la red y del estado de los elementos de corte; para lo
cual, se utilizó parte de un sistema ya creado para la gestión de incidencias en alta
tensión. En esta fase, gracias a la aplicación del estimador de estado, se depuraron los
módulos intermedios entre SCADA y el estimador, y por tanto, fueron de gran utilidad
para que la gestión de incidencias en alta tensión funcionara adecuadamente gracias a
las comprobaciones que pudo hacerse, con el uso y resultados del estimador, de la
corrección de los datos guardados.
En la actualidad, el programa de estimación de estado, se encuentra insertado en un
paquete software realizado explícitamente para UFD por un equipo formado por
técnicos de Soluziona y Applus. La dirección última del proyecto corresponde a UFD,
quien decide cuáles son las características finales del software. A día de hoy, además
del estimador de estado y sus aplicaciones asociadas (análisis de observabilidad y de
medidas erróneas, tratamiento de datos, ventana de aplicación gráfica…), este software
incluye la posibilidad de realizar análisis de contingencias y de explotación
(actualmente, basados en flujos de cargas) y se prevé que vaya actualizándose e
incorporando nuevas mejoras y aplicaciones, de forma que llegue a ser la herramienta
de análisis determinante para la planificación de la operación.
4. Nuevos desarrollos
Actualmente, en un proyecto de colaboración con la Universidad de Sevilla, INDRA y
Applus, liderado y financiado por Unión Fenosa Distribución, se está adaptando el
estimador de estado para incorporar los nuevos avances enmarcados en el estado del
arte. Con este proyecto, se trata de conseguir integrar un estimador de estado robusto, de
pesos variables de Huber, y que incorpore una serie de ideas y mejoras, encontradas en
base a la experiencia de uso del estimador actual, con las que se consiga que el modelo
informático de la red, tenga un comportamiento, aún más parecido al real. Para ello, se
incorporarán una serie de restricciones que acompañan a la minimización cuadrática
ponderada, así como la posibilidad de estimar los parámetros eléctricos de las
instalaciones, en las zonas en las que la redundancia existente lo permita.
En las nuevas fases de implantación, además de la ampliación en la estimación de
estado, está previsto incorporar nuevos módulos de análisis que permitan la
optimización de la explotación bajo los criterios de Seguridad, Calidad y menor coste
económico.
5. Conclusiones
A lo largo del artículo se han mostrado algunas de las mejoras que se han introducido en
el funcionamiento diario de una empresa de distribución eléctrica, como es Unión
Fenosa Distribución, gracias a la implantación de un estimador de estado y de sus
desarrollos adicionales:
5. • Elaboración de casos de estudio para realizar análisis de red
• Automatización de procesos
• Identificación fiable de medidas erróneas
• Mejora de la información contenida en las bases de datos
• Incorporación óptima de medidores en la red
• Apoyo durante el mantenimiento evolutivo de sistemas informáticos anexos
Durante el trabajo diario de una empresa con un sistema de las dimensiones de una
distribuidora de energía eléctrica, es prácticamente imposible que la totalidad de la gran
cantidad de información técnica que se manejan en los diferentes estudios, no se
encuentre exenta de ciertas desviaciones, inapreciables, incluso aunque se realicen
estudios exhaustivos enfocados a encontrarlos.
La precisión con la que se puede llegar a trabajar con un sistema informático muy
técnico, como el implantado, provoca que se puedan llegar a encontrar fácilmente
aquellos puntos en los que la información utilizada no sea lo suficientemente precisa.
El ajuste, que es necesario realizar para conseguir que las ecuaciones matemáticas del
estimador de estado converjan, y además lo hagan hacia un resultado adecuado, provoca
la optimización de la información utilizada. Además, el propio estimador va dando
indicaciones de los lugares donde se pueden encontrar las mayores desviaciones, debido
a la acumulación de resultados erróneos que va encontrando. Estos hechos han
concluido en que los distintos procesos de la implantación del estimador de estado, así
como su utilización habitual sirvan, además de para obtener los modelos informáticos
de las redes, para encontrar esas pequeñas desviaciones, optimizándose, por tanto, la
información técnica existente en la empresa.
Del mismo modo, los sistemas técnicos paralelos, basados en la misma información
técnica que el estimador de estado, han acabado dando mejores resultados, debido a que
tienen a su disposición una información bastante optimizada.
Por otro lado la estimación de estado Off-line ha permitido la automatización de la
formación de redes de cara al estudio de explotación de las mismas.
Reconocimientos
Los trabajos realizados y presentados en este artículo han sido financiados y liderados,
en su totalidad, por Unión Fenosa; siendo la propietaria de las aplicaciones informáticas
y de los resultados obtenidos.
6. Referencias
[1] D. Trebolle Trebolle. La operación se anticipará al tiempo real. Revista de Unión Fenosa.
No 125. Septiembre 2006
[2] Abur, A. Gómez Expósito. Power System State Estimation. Theory and Implementation.
Marcel Dekker, Inc. 2004
[3] A. Gómez Expósito et al. Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica. Mc Graw
Hill. 2002.
[4] P.J. Zarco Periñán, A. Gómez Expósito. Estimación de estado y de parámetros en redes
eléctricas. Universidad de Sevilla-Secretariado de Publicaciones. 1999.
[5] J.M. Ruiz Muñoz, A. Gómez Expósito. A line-current measurement based estimator.
Transactions on Power Systems, Vol. 7, No 2, pp 513-519. May 1992.
[6] A. Abur, A. Gómez Expósito. Algorith for determinig phase-angle observability in the
presence of line-current-magnitude measurements. IEE Proc.-Gener. Transm. Distrib., Vol.
142, No 5, pp 453-458, September 1995.
[7] A. Abur, A. Gómez Expósito. Detecting multiple solutions in State Estimation in the
presence of current magnitude measurements. IEEE Transactions on Power Systems, Vol.
12, No 1, pp 370-375, February 1997.
[8] A. Abur, A. Gómez Expósito. Bad data identification when using ampere measurements.
IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 12, No. 2, pp 831-836, May 1997.
[9] A. Gómez Expósito, A. Abur. Generalized observability analysis and measurement
classification, Vol. 13, No.3, pp 1090-1095. August 1998.
[10] F. González Castrejón, A. Gómez Expósito. Modeling transformer taps in block-based
state estimation. 2001 IEEE Porto Power Tech Conference. Porto, Portugal, 2001.
[11] A. de la Villa Jaén, A. Gómez Expósito. “Modeling unknown circuit breakers in
generalized state estimators”. 2001 IEEE Porto Power Tech Conference. Porto, Portugal,
2001.
[12] A. Monticelli. “State Estimation in Electric Power Systems: A Generalized Approach”.
Kluwer International Series in Engineering and Computer Science.
[13] M. Brown do Coutto, J.C. Stacchini de Souza, F.M. Fernandes de Oliveira, M.T. Schilling.
“Identifying critical measurements & sets for power system state estimation”. 14th
Proceedings of the Power Systems Computation Conference. Sevilla 2002.
[14] A. Simoes Costa, F. Vieira. “Topology error identification through orthogonal estimation
methods and hypothesis testing”. 14th Proceedings of the Power Systems Computation
Conference. Sevilla 2002.