Aplicación Práctica / Practical Issues
Recibido: 30-09-2018, Aprobado tras revisión: 16-01-2019
Forma sugerida de citación: De Lima, O.; Rivera, G.; Farinango, L. (2019). “Bases Conceptuales para la Utilización del Análisis
de Contingencias en Tiempo Real con Criterios de Consciencia Situacional Caso: Centro de Control de CENACE-Ecuador”.
Revista Técnica “energía”. No. 15, Issue II, Pp. 38-46
ISSN On-line: 2602-8492 - ISSN Impreso: 1390-5074
© 2019 Operador Nacional de Electricidad, CENACE
Conceptual Bases for the Use of Real-Time Contingency Analysis including
Situational Awareness Criteria. Study Case CENACE-ECUADOR Control
Center
Bases Conceptuales para la Utilización del Análisis de Contingencias en
Tiempo Real con Criterios de Consciencia Situacional
Caso Centro de Control de CENACE-Ecuador
O. De Lima
1
G. Rivera
2
L. Farinango
2
1
deBarr - Venezuela
E-mail: odelima@debarr.com.ve
2
Operador Nacional de Electricidad CENACE, Ecuador
E-mail: grivera@cenace.org.ec;lfarinango@cenace.org.ec
Abstract
The safe operation of a large electrical power systems
requires Operators to permanently recognize the
state of their supervised network and make effective
use of the available resources to face probable threats.
Situational Awareness and Real Time Contingency
Analysis properly customized can become powerful
aids to anticipate and perform safely during
incidental events of predictable consequences.
In this paper we propose a methodology to assure
effective integration and use of both of these powerful
resources in the control room.
A three tier methodology; Modeling - Tuning and
Customization is conceptually proposed and
described based on years of experience of the authors
working with Security Applications in SCADA-GMS-
EMS.
Index terms
Contingency Analysis, Situational
Awareness, EMS, Power System Operators
Resumen
La operación segura de sistemas eléctricos requiere
que los Operadores, sobre los cuales recae esta gran
responsabilidad, reconozcan de forma permanente el
estado en que se encuentra la red supervisada y
dispongan de los recursos para identificar amenazas
probables, que le permitan anticipar y reaccionar de
manera segura frente a eventos fortuitos de
consecuencias predecibles, como ocurren cuando hay
la salida de equipos durante la operación. En el
ámbito de la Consciencia Situacional se dispone de
una metodología que adecuadamente integrada con
herramientas como el Análisis de Contingencias,
posibilitan capacidades avanzadas de supervisión.
Esto solo es posible, si se desarrollan a cabalidad tres
fases de implementación, que se proponen
conceptualmente en este trabajo como son;
Modelación – Sintonización y Personalización. Siendo
la Personalización la extensión metodológica clave
para el logro de la integración planteada en este
trabajo basado en años de experiencia de los autores
en sistemas SCADA-GMS-EMS.
Palabras clave
Análisis de Contingencias,
Consciencia Situacional, EMS, Operadores de
Sistemas de Potencia
38
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue II, enero 2019
1. INTRODUCCIÓN
Los avances en las tecnologías de información, en el
procesamiento de los computadores y en las
comunicaciones han creado una gran cantidad de
información para el Operador de un sistema eléctrico
que, en lugar de ayudarlo en la toma de decisiones, la
mayoría del tiempo lo saturan impidiéndole identificar
correctamente situaciones de riesgo en el sistema de
potencia.
Por lo tanto, para que estos avances tecnológicos sean
plenamente aprovechados se requiere el desarrollo de
nuevos conceptos y teorías aplicadas a la mejora de la
consciencia situacional del Operador, utilizando las
aplicaciones de seguridad operativa de los Sistemas de
Manejo de Energía EMS. Lo anterior, con el propósito
de poner a disposición del Operador, recursos que le
permitan mejorar su desempeño en la gestión del sistema
de potencia, tanto en condiciones “Normales” como de
“Emergencia”.
Revisando estos últimos conceptos, se sabe que en la
operación en condición “Normal”, se garantiza el
suministro y seguimiento de la demanda mediante el
despacho de la generación y la coordinación de
intercambios al menor costo dentro de los parámetros de
calidad establecidos. En condiciones de “Emergencia”,
el sistema de potencia en régimen permanente se
encuentra en una condición anormal, es decir, ha sufrido
una perturbación y han actuado todos los mecanismos de
auto-defensa, tales como las protecciones eléctricas y/o
esquemas de protección sistémica y local, trayendo como
consecuencia la disminución de la confiabilidad, la
interrupción del servicio y la operación fuera de
parámetros de calidad [1].
La asistencia que requiere un Operador, se centra en
reconocer lo que ocurrió y para ello se apoya en los
sistemas de alarmas e información desplegada en las
interfaces humano-máquina (monitores de consolas,
video murales, etc.). Una vez que el operador identifica
el impacto sobre la red, inicia las acciones correctivas
para que en un tiempo mínimo se restablezcan las
condiciones de seguridad y la red retorne al estado
“Normal” [2].
Una vez que el operador reconoce la causa de la
“Emergencia” del sistema, se pasa a la fase de
“Recuperación”. Durante esta fase, el Operador, con
base a su experiencia, entrenamiento y destreza inicia un
conjunto de acciones de coordinación con las plantas de
generación, comandos sobre las subestaciones y/o
coordinación con centros de control complementarios,
que finalmente llevarán a la restitución del estado
“Normal”. Por otra parte, sistemas de control automático
de la generación (AGC) apoyarán en la restitución del
1
Es necesario, anotar que los resultados del análisis de contingencias
se examinan adicionalmente para evaluar el nivel de seguridad del
sistema, esto se conoce como Análisis de Seguridad [17] pp89. Por
equilibro carga-generación, respetando los intercambios
programados y normalizando la frecuencia de la red en
servicio. Todas las acciones antes descritas se
desarrollan en un marco de tiempo que debe ser el
mínimo posible sin comprometer la seguridad de las
acciones de “Recuperación” que se están aplicando [3].
Otro punto importante a destacar, es como lograr que
el Operador tenga consciencia del estado actual del
sistema, mediante la utilización de gráficos, alarmas o
tendencias desarrollados desde la perspectiva de la Alerta
o Consciencia Situacional. Precisamente, en 1988, Mica
Endsley [4] definió la Alerta Situacional como un
trinomio de elementos:
La percepción de elementos relevantes en el
ambiente dentro de un volumen de tiempo y
espacio
La comprensión de su significado
La proyección del estado en el futuro cercano
Una definición de Alerta Situacional aplicada a los
centros de control de energía es: “Alerta Situacional, es
la capacidad de percibir los elementos en un ambiente de
operación de un sistema eléctrico de potencia, dentro de
un volumen de tiempo y espacio, la compresión de su
significado y la proyección de su estado en el futuro
próximo” [4]. “Es muy importante destacar que la Alerta
Situacional no es algo teórico, una moda o tendencia de
la industria de pertinente aplicación, sino que su carencia
es causa de accidentes, tiempos prolongados de
restablecimiento y operaciones inadecuadas” [5].
El alto desarrollo presentado en los últimos tiempos
en tecnologías de Sistemas de Monitoreo de Área
Extendida (WAMS por sus siglas en inglés) han
provocado que la mayor parte del desarrollo de Alerta
Situacional esté orientado a estos sistemas [6, 7].
Sin embargo, los conceptos de Alerta Situacional
también pueden ser aplicados dentro del ámbito de los
sistemas EMS, en donde la función más adecuada para
brindar al operador criterios de Alerta Situacional es el
Análisis de Contingencias,
1
cuyo objetivo es determinar
e informar al operador ¿qué es lo peor que podría suceder
en el sistema eléctrico en este momento? Sin embargo,
surgen dos inquietudes: ¿cómo puede esta función
determinar lo que sucede en este instante, si el listado de
contingencias está basado en escenarios que podrían ser
diferentes al real? y ¿cómo se puede asegurar que el
listado de contingencias utilizado tiene probabilidades
razonables de ocurrencia?
Para responder a las interrogantes anteriores, en este
documento se plantean las bases conceptuales para
modelar y sintonizar la función de Análisis de
Contingencias, incluyendo además un concepto
tanto, en este documento se referirá al Análisis de Seguridad como
Análisis de Contingencias que es un término más conocido en la
industria eléctrica.
39
De Lima, et al. / Bases Conceptuales para la Utilización de Análisis de Contingencias de Tiempo Real
innovador propuesto con base a la experiencia de los
autores, que se ha denominado como
PERSONALIZACIÓN. La aplicación de esta fase
asegurará una mejor explotación del Análisis de
Contingencias que, combinándola con las concepciones
de Alerta Situacional asegurarán que el operador del
centro de control se encuentre mejor preparado para
enfrentar los eventos eléctricos que llevan a los sistemas
de potencia al estado de “Emergencia”. Adicionalmente,
se realiza el análisis de la forma como reacciona el
Operador ante eventos eléctricos y cómo el Análisis de
Contingencias puede ser utilizado de manera adecuada
para disminuir el tiempo de “Recuperación” del sistema
de potencia y minimizar los cambios emocionales por
alerta súbita que experimenta un Operador. Estos
cambios se traducen en ansiedad y secreciones
hormonales que afectan el sistema nervioso con sus
consecuencias positivas y negativas. Esta combinación
de respuestas, encuentran en la Alerta Situacional un
importante recurso que facilita el reconocimiento
anticipado de situaciones que puedan tornarse críticas y
en consecuencia le permite prepararse para una respuesta
adecuada. Lo anterior se traduce en mejores tiempos de
restablecimiento y menores afectaciones del estado de
ansiedad [8].
Como se verá más adelante, la aplicación de
principios y criterios de la Consciencia Situacional y la
certidumbre que el Análisis de Contingencias presente
resultados confiables y reales, solo es posible, si se
dedican esfuerzos para cubrir las tres fases recomendadas
para la explotación productiva de esta aplicación, es
decir, MODELACIÓN, SINTONIZACIÓN y
PERSONALIZACIÓN. Esta metodología innovadora
propuesta para el Análisis de Contingencias también es
extensible a otras aplicaciones de tiempo real.
Para cubrir con los tópicos expuestos en párrafos
anteriores, se ha organizado este artículo de la siguiente
forma: En la sección 2, se presenta una revisión de
conceptos teóricos del Análisis de Contingencias basado
en el enfoque clásico. En la sección 3, se realiza una
descripción de las principales características del Análisis
de Contingencias instalado en el centro de control de
CENACE. En la sección 4, se analizan los estados de un
sistema de potencia y su asociación con mecanismos de
Alerta Situacional. En la sección 5, se estudian las fases
para la explotación productiva del Análisis de
Contingencias de un sistema SCADA/EMS. En la
sección 6, se consolida el enfoque del Análisis de
Contingencias desde la perspectiva de la Alerta
Situacional. En la sección 7, se presenta un resumen de
resultados preliminares alcanzados aplicando la
metodología propuesta en este documento. Finalmente,
en la sección 8 se realiza un resumen de los principales
resultados y conclusiones obtenidos en la elaboración de
este documento.
2
Contingencias Activas son aquellas que se presenta en la lista de
2. ENFOQUE CLÁSICO DEL ANÁLISIS DE
CONTINGENCIAS
Esta aplicación con varias décadas de uso en estudios
de operación y expansión de sistemas de potencia fuera
de línea, desde mediados de los años 80 ha formado parte
de las aplicaciones de seguridad integradas a los
SCADA-EMS por los proveedores de clase mundial [9].
Su integración como herramienta de operaciones y su
potencialidad de evaluar contingencias, ha sufrido
modificaciones en función de los avances e importantes
cambios ocurridos en la industria eléctrica como
consecuencia de las mejoras en los sistemas de
comunicaciones, sistemas de protecciones y tecnologías
de información entre muchos otros factores [10]. El
servicio eléctrico en el Ecuador tiene un alto grado de
integración vertical que no le ha impedido adaptarse a
prácticas utilizadas en modelos competitivos. Lo cual ha
conllevado a que los equipos se utilicen más próximos a
sus capacidades de diseño y que en consecuencia los
sistemas de protección avanzados, tales como sistemas de
protección local y sistémica jueguen un papel primordial.
El principal objetivo del Análisis de Contingencias es
determinar e informar al operador, qué es lo peor que
podría suceder en el sistema eléctrico supervisado en este
instante y que tenga probabilidades razonables de
ocurrencia, con el fin de permitirle anticipar acciones
correctivas por un proceso de alerta temprana
(PREPARADO) o de percepción de elementos relevantes
(RECONOCIMIENTO), visto de la perspectiva de
Consciencia Situacional [11].
La experiencia con múltiples Centros de Control de
clase mundial ha sido que el Operador deja de utilizar las
alertas emitidas por el Análisis de Contingencias, debido
a uno o varios de los factores presentados a continuación.
2.1 Reporte Recurrente de Contingencias de Alto
Impacto y Baja Probabilidad de Ocurrencia
De manera recurrente, la(s) peor(es) contingencia(s)
reportadas por el Análisis de Contingencias en las listas
de contingencias activas
2
del operador, se limitan a un
reducido grupo de fallas, para las cuales el Operador está
preparado por entrenamiento, pero que su probabilidad
de ocurrencia es tan baja, que termina sin tener el efecto
de activar los mecanismos de anticipación y de necesidad
de comprensión de lo que está sucediendo.
2.2 Lista de Contingencias Extensa de Bajo Impacto
La presencia de un significativo número de
contingencias de bajo impacto no permite que el operador
se focalice adecuadamente en las nuevas contingencias
recién reportadas. Esta desatención puede causar una
inadecuada ponderación de la severidad de una nueva
contingencia, que le impida reconocerla y utilizar el
tiempo para comprender su significado, proyectar las
contingencias relevantes como resultado de su ponderación o severidad
40
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue II, enero 2019
consecuencias y tomar consciencia de un esquema de
respuesta apropiado.
Por esta razón, es frecuente que los operadores
subestimen el impacto de nuevas contingencias ya que se
insertan dentro de un grupo mayor de contingencias que
no activan los mecanismos de respuesta en el operador
teniendo como consecuencia que el mismo deje de
utilizar esta lista.
2.3 Reporte de Falsas Contingencias Críticas
Falsas contingencias que se reportan como críticas
debido a una evaluación deficiente realizada por el
Análisis de Contingencias, es la principal causa por la
cual el operador abandona la utilización de esta
aplicación para evaluaciones en tiempo real. Se origina
en una inadecuada personalización de la respuesta del
sistema de potencia en el estado post-contingencia.
Se considera como Falsa Contingencia cuando el
operador percibe que los voltajes, el estado de las líneas,
despachos de los generadores e intercambios y la
actuación de mecanismos de autodefensa (esquemas de
protecciones locales y sistémicas) no son similares a los
esperados. En consecuencia, este recurso con el cual se
pretenden activar los mecanismos de percepción-
compresión y proyección como respuesta consciente del
operador a un evento probable termina en una pérdida de
confianza en la aplicación.
Figura 1: Enfoque Clásico de Análisis de Contingencias – Con
Fases de Modelación y Sintonización Únicamente
Las deficiencias presentadas en los tres numerales
anteriores han sido progresivamente subsanadas por
medio de mejoras incluidas en versiones modernas de
esta aplicación, como actualmente dispone el CENACE
en su sistema SCADA/EMS de la serie NM, teniendo la
capacidad de modelar sofisticadas acciones remediales,
con las cuales se modelan las acciones automáticas de
disparo de generación y carga (DAG y DAC),
protecciones de sobre carga, eventos en cascada y
transferencias de carga a nivel de distribución.
3. DESCRIPCIÓN DE LA APLICACIÓN
ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS DEL
CENACE
Se ha considerado conveniente describir las
características más relevantes de la aplicación de Análisis
de Contingencias disponible en la actualidad en el Centro
de Control del CENACE de Ecuador y en torno a la cual
se desarrolla el presente trabajo. Esta sección se basa en
las referencias [10, 11, 14].
Soporta la simulación de contingencias en forma
periódica, que se activa luego de cada ejecución
del estimador de estado o de forma manual a
petición del operador.
La definición de contingencias puede representar
interrupciones de elementos individuales (n-1) o
múltiples (n-m).
Las contingencias definidas pueden asignarse a
listas de contingencia tipificadas, definidas por el
usuario, las mismas pueden ser activadas o
desactivadas para su procesamiento por el
operador.
La definición de contingencia permite la inclusión
de cualquier equipo eléctrico definido en el
modelo de la red, al que se asocie un dispositivo
de conmutación abierto o cerrado. Es posible
definir contingencias de apertura de barras o de
seccionamiento de las mismas [15].
Para modelar el efecto del comportamiento de los
sistemas de distribución ante perturbaciones, es
posible simular configuraciones especiales como
transferencia entre cargas. (“load roll-over”).
Equipos de red para los cuales se han definido
límites de SCADA o Aplicaciones que no son
parte de la responsabilidad del centro de control,
pueden ser excluidos con el fin de no
considerarlos en la jerarquización por priorización
en caso de ocurrir violación en los mismos. De
esta forma el objetivo de la evaluación se puede
focalizar en la red supervisada y no en parte de la
red que está bajo la responsabilidad de otros
centros de control.
Es posible flexibilizar la reasignación de la
generación y de las cargas, a partir de los factores
de distribución de generación y carga por áreas de
participación, con el fin de obtener respuestas más
realistas ante las contingencias. Con esto se podrá
controlar la respuesta en contingencia a los grupos
de generadores y cargas dentro de cada área de
participación.
En una etapa preliminar para identificar las
contingencias más severas y llenar la lista de
aquellas que serán evaluadas en detalle, el
algoritmo cuenta con una función de
jerarquización de severidad con base a
comparaciones entre los casos base y de
contingencia donde se evalúan violaciones de:
o Límites de flujo de potencia
41
De Lima, et al. / Bases Conceptuales para la Utilización de Análisis de Contingencias de Tiempo Real
o Límites de voltaje
o Máxima variación de voltaje permitida
o Flujo de los enlaces
o Variación total de potencia reactiva del SEP
o Diferencias angulares entre pares de barras
predefinidas
En una fase posterior, las contingencias
preseleccionadas como las más severas son
evaluadas con un flujo de potencia AC completo,
jerarquizadas y ponderadas con base a factores de
peso que permiten calcular un índice consolidado
de severidad que cuantifica el impacto relativo de
cada contingencia.
Las contingencias definidas dentro de una lista
activa pueden ser seleccionadas para forzar su
simulación completa (flujo de potencia AC)
ignorándose los índices de jerarquización por
severidad.
Soporta y procesa las Contingencias Dinámicas
que corresponden a las violaciones en tiempo real
que hayan sido detectadas por el Estimador de
Estado cuando se produce la violación de límites
de ramas (línea o transformador). Estas
contingencias pasan a formar parte de las listas de
evaluación para su jerarquización
correspondiente.
Soporta Grupos de Equipos que pueden ser de
cargas, generadores o líneas los cuales se evalúan
en forma conjunta dentro de la lógica del esquema
de acción remedial, por ejemplo: La carga del
grupo A>10 MW, siendo independiente de las
cargas individuales que conforman el grupo. Para
estos grupos es posible totalizar mediciones de
forma automática (considerando la posibilidad de
cambio de signo) que pueden ser usados para
evaluar condiciones de activación de acciones
remediales.
Los esquemas de acción remedial (RAS) permiten
simular sistemas de protección DAG, DAC,
protección local y sistémicos (SPS). Las acciones
remediales se activan cuando las condiciones para
su actuación se cumplen y una señal maestra de
habilitación individual del RAS esté presente. Las
condiciones de activación pueden ser
programadas haciendo uso de operaciones
aritméticas con variables eléctricas (kV, MW,
MVAR, MVA, A) Límites (“Normal” y de
“Emergencia”) o booleanas (estados) permitiendo
comparaciones, pruebas condicionales y
operaciones lógicas (“AND, OR”). Dentro de las
comparaciones para activación pueden incluirse
los Grupos de Equipos. Adicionalmente, en la
lógica de condicionales de activación pueden
utilizarse de manera indistinta chequeos contra
juegos de límites de operación “Normal” o de
“Emergencia”. Una vez activa, las acciones
remediales simularán un conjunto de acciones
sobre equipos de la red y grupos de redistribución
que simulan esquemas más complejos de
protección en el sistema (Abrir, Cerrar, Cambiar,
Fijar Objetivo). La señal maestra de
activación/desactivación del RAS puede ser tele-
medida o manual.
Se dispone de la facilidad de definir Grupos de
Redistribución de Generación y de Carga, que
pueden integrarse como parte de las acciones
correctivas (RAS) o de las simulaciones de
eventos en cascada. Un grupo de redistribución
establece el cambio de potencia de generación
esperada entre los generadores incluidos en el
grupo con base a criterios parametrizables, de
manera similar se definen las cargas.
Se puede simular Eventos en Cascada o Eventos
Condicionales, basados en criterios o condiciones
de activación. Un segundo nivel de actuación en
cascada puede ser simulado, luego de evaluar las
primeras consecuencias de la contingencia
pudiendo dar como resultado la excedencia de
otro límite y derivar en un segundo conjunto de
operaciones sobre la red.
Puede resolver y evaluar contingencias sobre
cualquier parte de la red que se encuentre en
condición de isla. Además, resuelve y provee
resultados para los casos en que resulten barras
aisladas, barras seccionadas, etc.
Se dispone de reportes tabulares detallados para
analizar los casos en los cuales por efecto de la
contingencia no se puede obtener una solución
(divergencia, no convergencia, desbalance carga-
generación, otros).
Es posible transferir el caso de contingencia a la
aplicación de Flujo de Potencia del Operador para
el análisis de resultados detallados de la
contingencia.
4. ESTADOS DE UN SISTEMA DE POTENCIA
Y SU ASOCIACIÓN CON MECANISMOS DE
ALERTA SITUACIONAL
Aplicando los conceptos mencionados en la sección
anterior, en la figura 2, se representan los Estados de un
Sistema de Potencia y los Mecanismos de Consciencia
Situacional Deseables. En la misma, se puede reconocer
en el círculo interior, los estados en que puede estar un
sistema eléctrico de potencia, cuya concepción data de
los años 1960 y que se mantiene en plena vigencia hasta
el presente [1]. Estos son Normal (seguro o inseguro),
Emergencia y Recuperación. Aplicando los criterios de
consciencia situacional y los posibles estados de alerta,
hemos incorporado otro círculo concéntrico, en el cual,
cada estado del sistema de potencia se asocia a un estado
cognoscitivo del operador; por lo que para la condición
Normal-Segura del sistema de potencia, el operador debe
estar en estado PREPARADO; cuando la condición es
Normal-Insegura, debe encontrarse en estado de
RECONOCIMIENTO, es decir, en permanente análisis
de las variables que le permiten anticipar posibles
42
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue II, enero 2019
situaciones del sistema de potencia. Para el estado de
Emergencia, el operador debe actuar con los mecanismos
de alerta vinculados a una AMENAZA y finalmente para
la fase de recuperación, las acciones del operador deben
ser focalizadas en la ACCION. Por otra parte, en las
esquinas del cuadrado que circunda las relaciones entre
los estados del sistema de potencia y los estados
cognoscitivos, se presentan los estados indeseables del
operador, que para el estado Normal-Seguro es
DESPREOCUPADO en lugar de estar PREPARADO.
Para el estado Normal-Inseguro es DISTRAÍDO en lugar
de estar en RECONOCIMIENTO. En el estado de
Emergencia esté DESORIENTADO en lugar de sentirse
en AMENAZA y frente al estado de Recuperación, se
encuentre CONFUNDIDO en lugar de estar dispuesto
para la ACCION. Esta relación entre los estados del
sistema y los mecanismos de consciencia situacional ha
orientado el desarrollo del presente trabajo en el que se
analiza el uso del Análisis de Contingencias.
Figura 2: Estados de un Sistema de Potencia y los Mecanismos de
Consciencia Situacional Deseables
5. FASES PARA LA EXPLOTACIÓN
PRODUCTIVA DEL ANÁLISIS DE
CONTINGENCIAS DE TIEMPO REAL
Desde el punto de vista clásico, las fases de
implementación de una aplicación de tiempo real
normalmente comprenden la modelación y sintonización;
sin embargo, no son suficientes para garantizar que las
aplicaciones sean utilizadas de manera productiva y
eficiente en el ámbito de las operaciones de tiempo real.
Por tal motivo, en este documento se propone un
concepto innovador que incluye una nueva fase, la cual
se ha denominado PERSONALIZACIÓN. Bajo esta
perspectiva a continuación se describen las fases para la
implementación productiva de cualquier aplicación de
tiempo real destinada para el Operador.
5.1 Modelación
En esta fase se realiza la inclusión de parámetros
eléctricos de los equipos para su correcta representación
en los algoritmos de las aplicaciones, por ejemplo,
impedancias de líneas de transmisión, transformadores,
generadores, límites operacionales, etc.
5.2 Sintonización
En esta fase se realiza el ajuste de variables que
permiten a los algoritmos resolver el problema planteado
con la precisión y tolerancia adecuada y la definición de
los elementos parametrizables propios de la función
(opciones de ejecución, tipos de límites utilizados,
activación de opciones complementarias, etc.).
Inicialmente esta fase se realiza con el soporte de los
especialistas del proveedor del SCADA/EMS y
posteriormente son los ingenieros especialistas de la
aplicación, quienes la realizan.
5.3 Personalización
La fase de sintonización de una aplicación de tiempo
real garantiza su convergencia y la entrega de resultados
adecuados, sin embargo, no garantiza que esos resultados
reflejen la realidad del sistema de potencia ocasionando
que el Operador con el tiempo la utilice de manera
referencial.
Para evitar esta subutilización de la aplicación, es
necesario introducir una nueva fase denominada por los
autores como PERSONALIZACIÓN. Esta fase
comprende la parametrización de las variables de los
algoritmos de las aplicaciones de tiempo real, de tal
forma que no solamente converjan y presenten resultados
adecuados, sino que también entreguen resultados reales
y confiables, reflejando con alta fidelidad el
comportamiento real del sistema de potencia. Para ello
deben incorporarse elementos complementarios que para
el caso específico del Análisis de Contingencias
comprende actividades de modelización de las acciones
remediales y esquemas de protección local y sistémica, la
determinación de factores de participación de los
generadores e intercambios, la respuesta del
comportamiento de la demanda, entre otros. Esta
actividad solamente puede ser ejecutada por los
ingenieros de aplicaciones con experiencia operacional
en el sistema eléctrico de potencia.
Figura 3: Fases para la Explotación productiva del Análisis de
Contingencias
Esta fase de PERSONALIZACIÓN tiene importancia
primordial ya que su incumplimiento es la causa
subyacente por la cual los operadores no hacen uso de las
aplicaciones en sus rutinas de supervisión y control,
utilizándolas únicamente de manera referencial.
43
De Lima, et al. / Bases Conceptuales para la Utilización de Análisis de Contingencias de Tiempo Real
6. ENFOQUE DEL ANÁLISIS DE
CONTINGENCIAS DESDE LA
PERSPECTIVA DE LA ALERTA
SITUACIONAL
La percepción de elementos relevantes en el ambiente
dentro de un volumen de tiempo y espacio en la
supervisión y control de un sistema eléctrico de potencia
solo es posible si contamos con herramientas que nos
permitan responder con un buen nivel de certidumbre la
clásica pregunta: ¿Qué es lo peor que puede suceder en
una red de transmisión-generación en este momento, que
tenga probabilidades razonables de ocurrir? [16]. La
respuesta siempre produce un silencio de algunos
segundos de los operadores más experimentados, antes
de responder con un conjunto de perturbaciones y salidas
de equipos que, por lo general, son de Alto Impacto, pero
de Baja Probabilidad. Las inquietudes que surgen de
inmediato son: ¿Se debe considerar este tipo de
contingencias lo suficientemente relevante como para
activar los mecanismos de comprensión activa? ¿Se debe
dedicar un tiempo para reconocer la presencia de un
elemento de perturbación y proyectar las futuras
respuestas o acciones correctivas? ¿Se justifica realizar
un análisis consciente, tal y como se desea en una
situación de Alerta Situacional? La respuesta bajo el
enfoque propuesto es “No”, simplemente porque no es
una situación real por su baja probabilidad de ocurrencia.
La pregunta obligada entonces es: ¿Cómo se reconoce
la peor contingencia que le puede suceder al sistema? La
respuesta la encontramos en el uso integrado de dos
aplicaciones con la que cuenta el CENACE que son el
Gestor de Límites (Limit Manager) y el Análisis de
Contingencias (Security Analysis). Con el Gestor de
Límites se puede ajustar de forma temporal los límites de
los equipos supervisados por el Estimador de Estado,
reduciendo los mismos de forma que se generen
contingencias dinámicas las cuales una vez analizadas
pueden resultar en verdaderas condiciones de Alerta, para
la cual el operador debe prepararse mentalmente,
reconociendo el impacto sobre la red y anticipando las
acciones correctivas a aplicar en caso de su ocurrencia.
Esto se entiende de manera más sencilla con un ejemplo;
si se asume que un par de líneas de transmisión, cada una
de las cuales tiene límites de supervisión ajustados a su
capacidad térmica de 90 MVA por cada línea. Si se
supervisa la potencia que fluye por cada línea, ésta no
generaría alarmas hasta que la línea alcance los 90 MVA.
En esta condición al estar cargadas las líneas a 50 MVA,
la salida de una de las líneas causa de manera automática
una sobre carga de la otra línea en 100 MVA, con lo cual,
la otra línea también saldría de servicio con las
respectivas consecuencias adversas en la operación del
sistema. Una primera solución sería ajustar las líneas a
50% de su capacidad y utilizar estos límites de forma
continua, lo cual resolvería este problema, pero crea otro,
al producir alarmas de límites por condiciones que no
corresponden a sobrecargas.
Para obtener una solución efectiva, se debería utilizar
el Gestor de Límites para supervisar el flujo de las líneas
de manera que cuando las líneas alcancen un límite del
45% de su capacidad, el gestor reduzca los límites a la
mitad de manera automática, mientras persista esta
condición. Una vez que el flujo se hace menor al umbral,
los límites “Normal” se restablecen a sus valores
originales. En los intervalos de tiempo en que el límite
está reducido, el Estimador de Estado estaría
monitoreando una violación al límite reducido y
generando contingencias dinámicas. De esta manera, se
permitiría que el Análisis de Contingencias reporte al
operador lo peor que podría pasar en el sistema con
probabilidades razonables de ocurrencia, activando un
valioso recurso de Alerta o Estado de Consciencia
Situacional del sistema de potencia.
Este trabajo demuestra cómo este enfoque moderno
puede ser utilizado en las labores de supervisión que
realiza un centro de control, al complementar el listado
típico de contingencias (alto impacto baja probabilidad)
con un listado de contingencias dinámicas que reflejarían
aquellas contingencias con mayor probabilidad de
ocurrencia.
Figura 4: Enfoque Propuesto de Análisis de Contingencias en el
Centro de Control
La aplicación de Análisis de Contingencias, vista
desde una óptica distinta a la tradicional, aborda los tres
aspectos fundamentales de la Alerta Situacional que son
MODELACIÓN, SINTONIZACIÓN y
PERSONALIZACIÓN.
En este trabajo se ha analizado la importancia de
incrementar la consciencia situacional del operador de
tiempo real de un sistema de potencia y cómo esto se
puede lograr mediante el programa de Análisis de
Contingencias; también se ha planteado una propuesta de
implementación para optimizar el uso de esta aplicación.
Adicionalmente, se han presentado las bases
conceptuales para la implementación del Análisis de
Contingencias en un sistema de tiempo real utilizando un
enfoque de consciencia situacional.
44
Revista Técnica “energía”, Edición No. 15, Issue II, enero 2019
7. RESULTADOS PRELIMINARES
Para evaluar la aplicación de la metodología
propuesta se utilizó un caso de Análisis de Contingencias
del CENACE para la hora de demanda máxima (19:30)
con una demanda total de 3300 MW, siendo el
intercambio neto con Colombia de -14 MW y con un
despacho de generación según el plan optimizado de
producción. En estas condiciones de carga, se tomó una
imagen almacenada de los resultados del Estimador de
Estado y se creó un caso de Flujo de Potencia del
Operador que sirvió para el presente análisis. En el caso
indicado, el sistema eléctrico se encontraba seguro, es
decir, con todos los equipos operando dentro de sus
límites y cumpliéndose todos los parámetros de calidad
exigidos.
La función de análisis de contingencias se ejecutó,
para contingencias predefinidas resumidas en la Tabla 1
presentada a continuación:
Tabla 1: Resumen de Simulación de Análisis de Contingencias
RESUMEN DE RESULTADOS DE SIMULACIÓN DE
CONTINGENCIAS PREDEFINIDAS
DESCRIPCIÓN
No
Número de Contingencias
223
Número de Contingencias de Generadores
22
Número de Contingencias de Ramas
65
Número de Contingencias de Combinaciones
Múltiples (varios equipos afectados)
134
Número de Contingencias “Dinámicas”
2
Los resultados reportados al operador se presentan en
la Tabla 2.
Tabla 2: Resumen de Resultados Presentados al Operador
RESUMEN DE RESULTADOS DE
CONTINGENCIAS PRESENTADAS AL OPERADOR
DESCRIPCIÓN
No
Número de Contingencias que Causan Pérdida
de Carga
24
Número de Contingencias que Causan Pérdida
de Generación
36
Número de Contingencias que Causan
Desconexión de Carga
26
Número de Contingencias Identificadas y
Presentadas al Operador
86
De los resultados anteriores, es importante destacar
que al Operador se le presentaban un total de 86
contingencias de las cuales solo 18 tenían relevancia
moderada, al presentar índices de severidad combinada
mayores a 0.0114, siendo la contingencia más severa de
índice 0.3195. Con base a la relevancia, la efectividad en
el RECONOCIMIENTO de las contingencias fue del
15.1% ya que únicamente éstas debieron activar
mecanismos de Alerta Situacional.
La implementación de la PERSONALIZACIÓN bajo
esta evaluación preliminar se focalizó en el ajuste de
límites de capacidad de los equipos, el re-cálculo por
métodos heurísticos de los factores de participación de
generación y en la modelación de acciones remediales
similares a las que dispone el sistema eléctrico del
Ecuador. Esto permitió que, en ejecuciones posteriores,
la lista de contingencias se redujera a 22, manteniéndose
la relevancia relativa similar al caso sin
PERSONALIZACIÓN.
Estos resultados permitieron mejorar la efectividad en
la presentación de contingencias relevantes en el caso de
referencia hasta el 81%, cifra que resulta muy alentadora
en esta fase conceptual.
Se considera que la aplicación de la metodología aquí
propuesta, actualmente en fase de estudio y simulación
por parte de los autores, podría resultar en valores por
encima de 75% de efectividad general, con lo cual el
operador del CENACE podría integrar de forma
productiva a sus labores el Análisis de Contingencia bajo
un enfoque de Consciencia Situacional como el descrito.
8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La incorporación de los principios y criterios de la
Consciencia Situacional en el ambiente de los
Operadores del Centro de Control es necesaria y su
implementación puede ser realizada mediante la
adecuada PERSONALIZACIÓN de aplicaciones como
el Análisis de Contingencias que se considera en este
trabajo.
La capacidad de generar estados cognoscitivos
acordes a la situación del sistema de potencia, es solo
posible si se dedican esfuerzos en cubrir las fases
recomendadas para la explotación productiva de las
aplicaciones de tiempo real: MODELACIÓN,
SINTONIZACIÓN y PERSONALIZACIÓN.
Las fases de explotación productiva de las
aplicaciones de tiempo real propuestas en este
documento para el Análisis de Contingencias podrían ser
extendidas a otras aplicaciones de tiempo real, tales
como: Flujo de Potencia de Operador, Flujo Óptimo de
Potencia, Estimador de Estado, Simulador de
Entrenamiento, entre otras.
La PERSONALIZACIÓN del Análisis de
Contingencias del CENACE permitirá que los
operadores cuenten con resultados confiables y reales
que les permita operar el sistema de potencia ecuatoriano
de manera más segura y que los procesos de recuperación
ante fallas se realicen en tiempos menores.
Se han presentado las bases conceptuales para la
explotación productiva del Análisis de Contingencias en
un sistema de tiempo real utilizando un enfoque de
consciencia situacional.
Las bases conceptuales presentadas en este
documento son válidas para su utilización en el resto de
aplicaciones de tiempo real de un Sistema de Manejo de
Energía.
45
De Lima, et al. / Bases Conceptuales para la Utilización de Análisis de Contingencias de Tiempo Real
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Oscar de Lima Garmendia. -
Ingeniero Electricista (1980, en la
Universidad Simón Bolívar (USB,
Venezuela) y tiene una Maestría
en Administración de Empresas
(1987, IESA, Venezuela). Desde
1980 ha trabajado diseñando
sistemas y como asesor para
diversas empresas. Actualmente es Director de deBarr
C.A. – Consultora especializada en sistemas SCADA-
EMS-DMS-GMS (Caracas, Venezuela). Sus áreas de
interés son: centros de control de energía y sistemas
eléctricos de potencia en tiempo real aplicados a redes de
generación y transmisión.
Gabriel Rivera Gárate. -
Ingeniero Eléctrico (1999) y
Master en Ciencias de la
Ingeniería Eléctrica (2015) en la
Escuela Politécnica Nacional.
Especialista en Gestión de
sistemas EMS. Ha participado
en varios proyectos de
actualización del EMS del
CENACE y como integrante del Grupo de Desarrollo en
Fábrica del mismo sistema. Actualmente, está encargado
de la administración de las Funciones de Aplicación y de
la administración de la Base de Datos de Modelación
Eléctrica del EMS de CENACE. Sus áreas de interés son:
centros de control de energía y sus aplicaciones en
tiempo real tales como: flujo de potencia, flujo óptimo de
potencia, estimador de estado y análisis de contingencias.
Modelación eléctrica de sistemas de potencia.
Lourdes Farinango Cisneros. -
Ingeniera Eléctrica (1996) E.P.N.
Master en Ciencias de Ingeniería
Eléctrica (2015), E.P.N. Egresada
Maestría en Energías Renovables
(2013), ESPE. Ha participado en
varios proyectos de actualización
del EMS del CENACE y como
integrante del Grupo de Desarrollo en Fábrica del mismo
sistema. Actualmente se desempeña como líder del Área
de Administración Funcional de Sistemas de Tiempo
Real y Modelación del Sistema Eléctrico Ecuatoriano en
el SCADA/EMS del Operador Nacional de Electricidad
CENACE. Sus áreas de interés son: Sistemas de Tiempo
Real, Modelación Eléctrica y Energías Renovables.
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