Por: Ing. José G. Ríos Noguera
Generalidades
La ocurrencia del primer apagón importante (blackout), en 1965, en la costa este de los Estados Unidos de América, dejando sin servicio eléctrico por muchas horas a Nueva York y otras ciudades importantes, estimuló la investigación y desarrollo de mejores SCADA, así como la aparición del concepto de Control de la Seguridad basado en recursos de software que permitieran responder la pregunta clave “Qué pasa si tal equipo sale de servicio”. En particular, tal respuesta fue posible con el desarrollo de las funciones conocidas como Estimador de Estado (EE) y Análisis de Contingencias, esta última será descrita más adelante.
El análisis de contingencia permite a los usuarios definir escenarios de interrupción y falla de componentes. A partir de los escenarios definidos por el usuario, se estudian las contingencias del sistema N-1 y N-2. El análisis de contingencia de en la mayoría de las aplicaciones emplea un algoritmo de clasificación o detección rápida para seleccionar una lista de contingencia clasificada para estudios detallados.
Hay varios métodos usados para propósitos de análisis de contingencia. Métodos basados en cálculos de flujo de potencia AC son considerados por ser métodos determinísticos, los cuales son precisos comparados con métodos de flujo de potencia DC. En métodos determinísticos las salidas de línea son simuladas a través de remoción de líneas en lugar de modelarlas. Métodos de flujo de potencia AC son precisos pero computacionalmente tienen costos más elevados, y demandan mayor cantidad de tiempo. Debido a que el análisis de contingencias es la única herramienta para detectar posibles condiciones de sobrecarga que requieren el estudio del planificador del sistema eléctrico, la velocidad computacional y la facilidad de detección son consideraciones primordiales. A continuación se mencionan algunos de los métodos más utilizados.
- Análisis de contingencia usando Flujo de Potencia DC.
- Método de Matrices de Análisis de Contingencia.
- Cálculo de índice de estabilidad de voltaje.
- Flujo de Carga desacoplado.
- Flujo de Carga rápido desacoplado.
Funciones de Seguridad
La automatización de cualquier proceso de seguridad es dependiente de las prácticas y planeación de la operación de una entidad o sistema. Se pueden mencionar tres funciones básicas de evaluación:
- Análisis de Contingencia en un punto de operación.
- Transferencia máxima entre dos áreas.
- Región de máxima seguridad o nomograma de transferencia para tres subsistemas.
Además, otras funciones son provistas para recomendación de acciones preventivas sobre la base de cada evaluación. Acciones preventivas son necesarias cuando una o más contingencias traerán el estado del sistema a una condición en la cual al menos un criterio de seguridad es violentado; son acciones tales como, redespacho de generación, y mover el estado del sistema a un nuevo punto de operación seguro.
Análisis de Contingencia en un punto de operación
Este es uno de los componentes más básicos de un Sistema de Monitoreo de SEP, el Análisis de Contingencia es normalmente ejecutado en estado dinámico o estable.
En Análisis de Contingencia en estado estable, el aspecto critico es analizar la robustez del motor del flujo de potencia. Por ejemplo, si una contingencia manejable no logra converger, la interpretación podría ser que el punto de operación está más allá del límite de cargabilidad máxima. Esto puede erróneamente activar un redespacho preventivo no económico. Para asegurar máxima robustez, el sistema emplea múltiples algoritmos técnicos especiales.
En Análisis de contingencia dinámica, un diagnóstico de estabilidad puede no ser producido del todo si el algoritmo de integración numérica falla en la convergencia. Este tipo de problemas ha sido evitado por la elección cuidadosa de métodos de integración numérica basados en algoritmos del orden paso variable.
Si el número de contingencias es elevado, métodos de examinación son altamente deseables para mejorar la ejecución. Para análisis en estado estacionario, se suele usar métodos de flujo de potencia desacoplado como herramienta de diagnóstico. Para análisis dinámicos, la técnica usual es terminar tan pronto sea posible las simulaciones que son estimadas para alcanzar el estado estable. Esta estimación es basada en métodos heurísticos tales como desviación de ángulo máximo o modelo equivalente de maquina simple.
Funciones Preventivas y Correctivas
Redespacho preventivo o correctivo son subproductos de los cálculos de la región de seguridad y la capacidad de transferencia. Para regiones de seguridad, el redespacho de MW requeridos puede ser visualizado del nomograma, el cual es muy útil para operadores de sistemas. Para análisis de contingencia, las siguientes acciones recomendadas pueden ser fácilmente derivadas del análisis de sensibilidad:
- Rango de los recursos de control de voltaje.
- Redespacho de MW para aliviar limites térmicos.
- Redespacho de MW para evitar inestabilidad angular.
- Redespacho de MW para mejorar amortiguación.
- Desplazamiento de carga sugerido para mover de alerta/emergencia a estado seguro.
El vector de tensiones estimadas, determinado por el EE, así como las demás variables calculadas a partir de dicho vector, constituye el caso base utilizado por la función Análisis de Contingencias en Tiempo Real.
El objetivo de esta función es evaluar, mediante simulación de la red en régimen estacionario, los posibles efectos de la ocurrencia de contingencias sencillas y múltiples, sobre el sistema de potencia. Esto permite detectar con antelación, potenciales sobrecargas y/o voltajes anormales en el sistema supervisado, induciendo a los operadores a generar estrategias preventivas y/o correctivas para los casos de contingencias problemáticas que pudiesen conducir el sistema hacia un estado de emergencia. Esta función informa al operador los detalles de la anomalía que se presentaría de ocurrir la contingencia simulada.
La función Análisis de Contingencias es ejecutable tanto en tiempo real como en modo estudio. En el modo tiempo real, la función se ejecuta, automáticamente, después de cada ejecución del Estimador de Estado o bajo demanda del operador. En el modo estudio, el programa se ejecuta a solicitud del usuario y utiliza la solución del modelo de la red aportado por el flujo de carga. En ambos modos el proceso es el mismo; sin embargo, las listas de contingencias a ser analizadas pueden ser diferentes.
El algoritmo de cálculo de la función Análisis de Contingencias, aunque basado en los mismos principios de los algoritmos más eficientes de flujo de cargas, incorporan mejoras importantes que permiten modificar las matrices que modelan la red, para reflejar la salida de servicio del elemento (o elementos) cuyo impacto se desea evaluar, reduciendo sustancialmente el tiempo de computación empleado.
Seguridad de la Red en tiempo real
Uno de los problemas cruciales en la operación de un sistema de potencia es la seguridad. Entendida ésta como la capacidad del sistema para soportar las contingencias más probables sin entrar en estado de emergencia, es decir, sin violar las restricciones de operación.
Los estudios de seguridad del sistema se inician en la etapa de planificación y desarrollo cuando los sistemas de generación y transmisión se conciben tomando en consideración ciertas situaciones de contingencia. Obviamente, razones de economía determinan el grado de seguridad con que el sistema puede ser diseñado.
En la fase de planificación de las operaciones (horas o días de antelación) se realizan simulaciones para asegurar que los recursos de generación y transmisión programados son adecuados para satisfacer los niveles de seguridad establecidos en el diseño para el sistema.
Obviamente, no es posible garantizar que los escenarios simulados serán los mismos a encontrar en tiempo real, toda vez que las predicciones de demanda no son perfectas; las condiciones meteorológicas pueden ser distintas; e inclusive pueden presentarse eventos, en el sistema eléctrico, no contemplados previamente. De allí que sea necesario incorporar, en el Sistema de Manejo de Energía, una estrategia y plataforma para el Control de la Seguridad en Tiempo Real.
Conceptualmente, el Sistema de Control de la Seguridad puede definirse como el conjunto integrado de recursos de supervisión, control y evaluación, automatizados y manuales, orientado a la supervisión de la seguridad del sistema en tiempo real, y al análisis de escenarios posibles que pronostique el comportamiento del sistema y asista al operador en la formulación de acciones que le permita de forma eficiente y confiable maximizar la seguridad del sistema de potencia.
El uso adecuado de los recursos tecnológicos hoy disponibles, para el Control de la Seguridad, se podría visualizar mediante un modelo de estados del sistema enfocado en la seguridad.
Para determinar como la implementación es comprendida, la funcionabilidad de la evaluación de la estabilidad en tiempo real puede ser considerada como una capacidad no estándar de análisis de red en tiempo real, como se muestra en la siguiente figura:
Es de notar que la evaluación de
estabilidad on-line o en tiempo real implica evaluar escenarios de contingencia,
además, para establecer cálculos de estabilidad; en concordancia, se suele usar
la terminología “Análisis de Contingencia Estática” para diferenciarse de la “Evaluación
de seguridad dinámica”.
Los cálculos de estabilidad pueden
ser desencadenados desde dentro del subsistema de análisis de red, ya sea
periódicamente, por eventos o por requerimiento del operador, cualquiera sea el
caso, se espera una integración fluida. Sin embargo, la capacidad funcional
mostrada en la figura anterior puede también ser implementada integrando libremente
el software de evaluación de estabilidad con el SCADA / EMS, por ejecución simple
bien sea periódicamente o por demanda, con datos producidos por el estimador de
estado, pero independiente de la secuencia de análisis en tiempo real.
Por muchos años, los sistemas SCADA/EMS
han ejecutado flujo de potencia en línea basado en “Análisis de Contingencia”. Esto
es evaluación de seguridad en régimen permanente del estado actual y del estado
en un futuro cercano de la operación del sistema por medio de limites térmicos
y de voltaje. Usando diversas técnicas, este análisis de contingencia es típicamente
mas rápido, y esto puede ser distribuido entre CPU’s cuando sea necesario. El
análisis es también realizado repetidas veces dentro del despacho económico en
línea, con restricciones de seguridad, una función crítica en la implementación
de mercados energéticos en Norte América y en cualquier parte.
La organización y ejecución de las acciones destinadas a maximizar la seguridad se podrían optimizar identificando cabalmente el estado en que se encuentra el sistema de potencia en un momento dado. Esto se logra empleando el modelo mostrado en la siguiente Figura, la cual muestra “Estados de Operación de un Sistema de Potencia”.
Estas restricciones imponen que la totalidad de la demanda deba ser satisfecha por el sistema. Esta restricción puede expresarse mediante las ecuaciones de flujo de carga, como sigue.
- X = vector de estado, formado por las variables dependientes (V,θ)
- U = variables de control o independientes (P y V en generadores, taps en transformadores, etc.)
- P = parámetros fijos (P y Q en barras de carga)
Estas restricciones establecen el requerimiento de que no se violen los diversos límites de operación del sistema, y están asociadas a restricciones tanto en condiciones estacionarias como dinámicas. Se expresan en forma de desigualdades sobre límites de carga en equipos, voltajes de barra, frecuencia del sistema, potencias activas y reactiva en generadores, etc.
Estas restricciones se imponen al sistema de potencia a fin de garantizar el nivel de seguridad deseado. Tales restricciones reflejan todas las restricciones de carga y de operación asociadas con las contingencias.
Matemáticamente, se expresan como sigue:
- S(X,U,P) ≤ 0
La condición de operación del sistema de potencia podría caracterizarse en términos del modelo presentado en la Figura anterior.
La identificación del estado en el
cual el sistema de potencia está operando se obtendría mediante las funciones
contempladas en los bloques de Supervisión de la Seguridad y Análisis de Seguridad,
mostrados en la siguiente Figura.
Tal proceso de identificación es muy importante, por cuanto permite establecer la estrategia de control adecuada, en función de las condiciones en que se encuentre el sistema.
En este estado se satisface plenamente la demanda, no existen violaciones de límites de operación y la ocurrencia de alguna contingencia no conducirá al sistema al Estado de Emergencia, es decir, se satisfacen las restricciones G, H y S mencionadas previamente.
El objetivo en este estado es operar
el sistema tratando que permanezca en dicho estado, y minimizando el costo de
producción con preservación de la seguridad.
Si el nivel de seguridad cae debajo de un nivel aceptable, el sistema entra en el Estado Alerta-Inseguro. En este estado se satisfacen las restricciones de carga (G) y de operación (H), pero los márgenes de reserva del sistema son tales que la ocurrencia de cierta perturbación o contingencia resultaría en violaciones de algún límite de operación.
Posibles causas de transición del Estado Normal-Seguro al Estado Alerta-Inseguro son: pérdida de generación, con la consiguiente reducción de la reserva rodante; reducción de la capacidad de transmisión por la salida de alguna línea o transformador, etc.
El objetivo a perseguir en este estado es retornar el sistema al Estado Normal-Seguro tan pronto sea posible, lo cual podría lograrse, de acuerdo a la situación específica, mediante re-despacho de generación, arranque de generadores, puesta en servicio de equipos de transmisión, etc. Estas acciones se denominan control preventivo.
Si ocurre una contingencia suficientemente severa, antes que se tomaren acciones preventivas, el sistema podría entrar al Estado de Emergencia, en el cual se violan las restricciones de operación y seguridad y las restricciones de carga también podrían ser violadas.
El objetivo planteado en este estado es evitar que se extienda la emergencia y conducir el sistema, al menos, al estado de Alerta. Entre los recursos disponibles para control de emergencia se encuentran: despeje de fallas, actuación de los sistemas de excitación y compensadores estáticos de voltaje, desconexión de cargas, etc., así como las acciones mencionadas en el Estado Alerta-Inseguro.
En este estado se encuentra el sistema después de una emergencia, cuando ésta se ha contenido, el sistema se ha estabilizado, pero no se está suministrando toda la demanda (se está violando la restricción G), y tampoco se satisfacen las restricciones de seguridad (S).
El objetivo a lograr, en este estado, consiste en mantener el sistema estable, sin violar las restricciones de operación, evitando que el sistema regrese al Estado de Emergencia, y tratar de reconectar los equipos perdidos para conducir, en el menor tiempo posible, el sistema al Estado Normal.
Entre los medios de control disponibles en este estado se encuentran: re-sincronización de generadores, reconexión de cargas, re-sincronización de áreas, etc. En este sentido, es esencial desarrollar, con antelación, planes de restauración para acometer con prontitud y de forma segura las acciones correspondientes.
En resumen, tener presente que parte importante en el
análisis de seguridad de los sistemas eléctricos de potencia es el estudio de
contingencias. Se puede definir una contingencia como el evento que ocurre
cuando un elemento de la red es retirado o sale de servicio por causas
imprevistas o programadas. En los análisis de contingencias se estudian los
efectos sobre el sistema y su capacidad de permanecer en operación normal sin
un elemento. También se analizan los problemas que estas salidas producen como,
por ejemplo: sobrecarga térmica, pérdida de carga, corrientes de cortocircuito
excesivas, entre otras.
No hay comentarios:
Publicar un comentario