Gráficos del enlace más débil

Productividad del capital
Gráficos del
enlace más débil
Nuevas herramientas para visualizar el estado del sistema eléctrico
Mats Larsson, Reynaldo Nuqui, Linda-Maria Johansson, Stefan Bengtzing
Los últimos grandes apagones han dejado al descubierto la vulnerabilidad de las redes de
transmisión de energía eléctrica. Con frecuencia, tales apagones se deben a o son agravados por la sobrecarga de los equipos. La desconexión resultante desplaza la sobrecarga a
otras líneas y puede derivar en apagones por zonas, con consecuencias negativas para la
productividad de las compañías y para la seguridad y el confort de las personas.
En la mayoría de los casos, los operadores pueden limitar el alcance de los daños tomando
las decisiones correctas en el momento justo, lo que a su vez requiere disponer de información fácilmente accesible.
ABB está aportando innovaciones para la sala de control. Las visualizaciones gráficas
muestran la carga en todas las líneas y ayudan a identificar los enlaces más débiles. La
topología de la red se asocia con datos geográficos y ambientales: los operadores pueden
identificar líneas que corren peligro de avería debido al mal tiempo o a la vegetación.
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Revista ABB 1/2007
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Productividad del capital
L
a demanda de energía está creciendo
en casi todo el mundo. Sin embargo,
la rapidez con que se extienden las redes eléctricas está decreciendo, debido
sobre todo a razones medioambientales
y económicas. Como consecuencia de
ello, las redes eléctricas de todo el mundo están mucho más cargadas y trabajando más que nunca, lo que significa
que se están reduciendo los márgenes
de fallo de los equipos.
Las grandes averías eléctricas suelen ser
el resultado de múltiples fallos de componentes que ocurren en un lapso de
minutos o incluso de segundos. Los sistemas de supervisión y control instalados en las compañías eléctricas reúnen
información obtenida con los sensores
de su propia red y a continuación la
evalúan para determinar si el estado de
funcionamiento de su sistema garantiza
la seguridad de funcionamiento y entrega la potencia exigida por las condiciones de la demanda.
La mayoría de las aplicaciones de sistemas eléctricos que se utilizan hoy día
con fines operacionales comunican problemas sólo en el nivel de componentes
individuales, por ejemplo la sobrecarga
de las líneas y las subtensiones o sobretensiones en puntos concretos. Al mismo tiempo, cuando las cosas van mal,
las compañías eléctricas dependen a
menudo de que los operadores emprendan la acción correcta para impedir
que un suceso corriente, como la avería
de un simple componente, una línea o
un transformador, dé lugar a una serie
1
de fallos en cascada y finalmente a un
apagón de gran superficie. Una red típica de transmisión puede tener miles de
líneas y subestaciones, de modo que se
recoge una inmensa cantidad de datos
de mediciones durante la operación.
Puesto que para un operador que no
cuente con ayuda es imposible captar
oportunamente el contenido informativo de todos estos datos, cada vez es
más importante utilizar herramientas de
valoración y visualización de la seguridad que sean capaces de ofrecer los
datos de forma útil para el operador.
Los extractos del informe sobre el apagón que tuvo lugar en Norteamérica en
agosto de 2003 [1], presentados en el
Cuadro , subrayan la importancia de estas
necesidades.
Una parte de la solución presentada en
este artículo se basa en conseguir que
los operadores de sistemas eléctricos
tengan un mejor conocimiento de la situación. Esto se puede conseguir por
medio de herramientas que procesan
las mediciones del sistema eléctrico
aplicando técnicas avanzadas de evaluación y visualización de la estabilidad.
Cuadro
Extractos del informe sobre el
apagón de Norteamérica en agosto
de 2003 [1]
Observación – “Una de las principales
causas del apagón del 14 de agosto fue el
desconocimiento de la situación, que a su
vez fue el resultado de unas herramientas
poco fiables y de capacidades de reserva
insuficientes.”
Acción necesaria – “Una mejor visibilidad
del estado de la red más allá de la zona
de control propia de un operador ayudaría
a éste a realizar ajustes en sus operaciones para mitigar los posibles problemas.”
Observación – “El resultado fue la incapacidad para detectar, evaluar, responder
Visualización de datos estáticos
del sistema eléctrico
y corregir fallos cibernéticos relacionados
ABB dispone de software de gestión de
redes basado en el sistema SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition)
y en paquetes de estimación de estados. Éstos proporcionan una imagen
detallada y exacta de la red con una resolución temporal de segundos a minu-
ware, código malicioso, configuraciones
Visualización de magnitudes de tensión con contornos de color;
la sección de color rojo en el centro del sistema identifica áreas con
una tensión anormalmente baja.
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tos, lo cual es suficiente para analizar
todos los aspectos estáticos del funcionamiento del sistema eléctrico, como
balance y márgenes de potencia reactiva, límites de capacidad de carga de
componentes o rutas de transferencia y
perfiles de tensión.
La experiencia ha demostrado que el
ser humano puede captar y analizar la
información visual mucho más rápidamente que la información numérica [1].
2
con sistemas TI (fallo de hardware/softdefectuosas, etc.).”
Acción necesaria – “IT y EMS ayudan al
personal a implantar controles técnicos
para detectar, responder y corregir problemas de sistemas y redes.”
Visualización de la carga de las líneas a través de gráficos de
contornos; el color corresponde a la carga de cada línea en relación
con su capacidad.
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Gráficos del enlace más débil
Productividad del capital
Se pueden utilizar mapas de contornos
o curvas de perfiles de tensión, carga o
generación para visualizar las condiciones operativas en el nivel de sistema
y ayudar a los operadores a localizar
puntos problemáticos en la red, dando
un vistazo a la pantalla. Un ejemplo se
muestra en 1 , donde las magnitudes de
la tensión se indican mediante contornos en color. Las secciones rojas en el
centro del sistema identifican áreas con
una tensión anormalmente baja. Después de una rápida localización se pueden abrir visualizaciones numéricas más
detalladas para investigar más a fondo
el origen y la posible solución a una situación anormal de la red. En el gráfico
de contornos, el color indica la gravedad de la amenaza y las posiciones en
los mapas de contornos corresponden a
la situación geográfica del área problemática. En comparación con el uso del
registro convencional de alarmas o avi-
sos, que generalmente sólo muestra la
localización en forma de una cadena de
texto, es mucho más fácil para un operador encontrar una solución al problema. Y lo más importante es que, cuando hay desviaciones respecto al perfil
normal de tensión en varios lugares al
mismo tiempo, la visualización en color
se puede utilizar para clasificar la gravedad de las diferentes amenazas a la
seguridad del sistema eléctrico y seleccionar rápidamente la zona óptima en
la que conviene concentrar las medidas
correctoras.
Una vez localizado un punto problemático en el mapa de contornos, un operador puede emprender una acción preventiva para evitar que una situación
anormal se agrave hasta convertirse en
una avería del sistema. En el ejemplo
de 1 , el operador puede desconectar
cargas o insertar baterías de condensadores adicionales o dispositivos FACTS
(Flexible AC Transmission System) para
proporcionar potencia reactiva y mejorar el perfil de la tensión.
Los mapas de contornos se pueden usar
también eficazmente para localizar con
precisión componentes sobrecargados
en la red. La mayor parte de los equipos
disponen de dispositivos de protección
local que los desconectarán con una demora de decenas de minutos, si se deja
que persistan tales sobrecargas. Por consiguiente, gracias a la información correcta proporcionada, los operadores
pueden observar a tiempo las sobrecargas y tomar diversas medidas correctoras, como desconectar cargas o reconfigurar la red antes de que el sistema de
protección contra las sobrecargas desconecte las líneas, evitando así los fallos y
apagones en cascada. En la figura 2 se
muestra un ejemplo de visualización
donde el contorno de color corresponde
a la carga de cada línea en relación con
su capacidad. La sección de color rojo
se puede usar para localizar rápidamente las líneas sobrecargadas.
Visualización de la dinámica del
sistema eléctrico
Una nueva tecnología de medición de
fasores y de sistemas de medición de
áreas extensas (WAMS, Wide-Area Measurement System) puede proporcionar
datos con una velocidad de 10 a 20 mediciones por segundo. Esto garantiza
una respuesta del sistema de medición
suficientemente rápida para la supervisión, no sólo de fenómenos lentos,
como la dinámica de evolución de ten3
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Visualización en tiempo real de la dinámica de la frecuencia en 3D;
las velocidades de los generadores y los resultados de la
supervisión de la estabilidad oscilatoria están representados por
barras animadas en tiempo real.
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Visualización en tiempo real de una red eléctrica con capas
superpuestas de mapas en relieve sombreado GIS y mapas de
redes de carreteras
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siones y cargas, sino también de fenómenos más rápidos, como la dinámica
de oscilaciones, transitorios y frecuencias que son importantes para la estabilidad del sistema eléctrico. Sin embargo,
debido a la alta resolución de tiempo
de las mediciones, un sistema WAMS
proporcionará enormes cantidades
de datos que necesitan ser procesados
correctamente para las aplicaciones
específicas, antes de ser presentados
al operador.
Los datos de mediciones de fasores se
pueden analizar también automáticamente de varias formas. La supervisión
de la estabilidad de la tensión usa mediciones en los dos extremos de una
línea o corredor, extremos críticos en
cuanto a estabilidad de la tensión. Esta
función de control estima un modelo
equivalente del corredor y evalúa la estabilidad de la tensión del sistema entre
10 y 20 veces por segundo. La salida se
visualiza usando la característica potencia-tensión mostrada en la parte inferior
derecha de 1 , donde el asterisco rojo
corresponde al punto de operación actual y el punto situado más a la derecha
de la curva azul representa la capacidad
máxima de carga. La visualización del
medidor “Loadability” (capacidad de
carga) también indica que la carga actual es el 92 por ciento del máximo valor teórico.
La supervisión de cómo se amortiguan
las oscilaciones utiliza la estimación online de un modelo de sistema dinámico
equivalente a partir de los datos de medición de los fasores. El modelo se puede usar para evaluar la estabilidad de
las llamadas oscilaciones entre áreas,
que se hacen más corrientes a medida
que se interconectan redes para cubrir
grandes áreas. La amortiguación es indicada por el medidor situado en la parte
superior derecha de 2 . La figura 3
muestra una situación con 1,8 por ciento de amortiguación del modo oscilatorio dominante. Una amortiguación negativa significaría que la oscilación es
inestable y podría conducir al colapso
del sistema eléctrico. Generalmente se
desea una amortiguación de al menos
un 6–7 por ciento. Cuando se detecta
una amortiguación tan baja como la
que aquí se muestra, el operador ha de
ser alertado para que pueda adoptar
medidas correctoras.
Además, la figura 3 presenta una visualización tridimensional de la dinámica
de la frecuencia. En la figura, las barras
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mostradas debajo del esquema con colores fríos (de violeta a verde) representan buses o generadores donde la
frecuencia estimada o medida está por
debajo de la media ponderada del sistema. Las barras representadas encima
del esquema en tonos de colores cálidos (de verde a rojo) representan áreas
donde la frecuencia está por encima
de la media ponderada del sistema. La
figura muestra claramente que los dos
generadores de un extremo del sistema
oscilan como grupo frente al grupo de
tres generadores del otro extremo. En
este caso, la oscilación está cerca de la
inestabilidad, como pone de relieve la
baja amortiguación que muestra el medidor de la parte superior derecha.
El papel de GIS
Los sistemas de información geográfica
GIS mejoran la visualización de los sistemas eléctricos asociando datos espaciales con los equipos de transmisión.
Soportan una gran variedad de opciones de visualización, tales como contornos y animación, convirtiéndose en plataformas atractivas para visualizar datos
de sistemas eléctricos en tiempo real
con referencias geográficas, por ejemplo, los contornos de tensiones y cargas
antes discutidos. La información GIS se
almacena en capas de mapas geográfi-
5
cos, simplificando el relacionar las condiciones de la red de transmisión con
otras informaciones relevantes, como
las condiciones atmosféricas, el crecimiento de la vegetación y las redes de
carreteras. Los datos meteorológicos en
tiempo real, integrados en GIS, dan al
operador un mejor conocimiento de la
situación. Con la ayuda de un sistema
como éste, por ejemplo, la identificación de un frente meteorológico que se
desplaza hacia un área determinada
permite a los operadores localizar de
forma rápida y precisa las instalaciones
de transmisión con mayores riesgos de
avería. Junto con los datos SCADA/
EMS1), el operador puede proceder entonces a enviar órdenes para proteger
el sistema contra los posibles fallos en
cascada. Los mapas de vegetación GIS
se pueden combinar con información
acerca de la carga de las líneas para
identificar las que tienen mayor riesgo
de descargas disruptivas y de averías
debidas a una excesiva flecha de la catenaria. Estas líneas se convierten en
candidatas para el análisis de riesgos
EMS. Inversamente, si el mapa de vegetación GIS muestra un crecimiento inferior al habitual, los operadores pueden
aumentar la carga de líneas con restricciones por peligro de flecha excesiva.
Los datos GIS pueden mejorar también
La función Dynamic Contour Coloring de Network Manager de ABB supervisa
desviaciones respecto a los niveles de tensión nominal; las áreas rojas y azules indican
tensiones altas y bajas respectivamente.
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las acciones del operador después de
producirse las condiciones de perturbación. Los resultados de los dispositivos
de localización de fallos de la línea de
transmisión se pueden convertir en coordenadas geográficas para identificar
los tramos de torres afectadas, que junto con los datos GIS sobre el terreno, la
vegetación, redes de carreteras y condiciones atmosféricas, permite a los operadores estimar rápidamente el tiempo
requerido para las reparaciones. El
tiempo de reparación juega un papel
crítico para decidir si un operador debe
emitir costosas órdenes de arranque/parada de unidades. En casos de fuertes
tormentas, los mapas GIS que visualizan las correspondientes posiciones
geográficas de los equipos de personal
de mantenimiento de líneas y árboles
ayudan a los operadores a decidir qué
partes del sistema eléctrico pueden restaurarse rápidamente para reducir al mínimo el tiempo que los clientes van a
estar sin servicio.
Los operadores pueden acceder a los
datos GIS navegando por diversas aplicaciones con sistemas SCADA/EMS.
La figura 4 muestra una interfaz GIS
que presenta un diagrama eléctrico unifilar con mapas y redes de carreteras de
referencia geográfica. Supongamos que
un objeto GIS que representa una subestación ha cambiado de color y empieza a destellar, indicando una alarma; el
operador puede entonces hacer clic con
el botón derecho del ratón en el objeto
GIS para extraer un menú contextual
que le permite navegar por la interfaz
NM WS500 de ABB correspondiente a
esa subestación. En la interfaz WS500,
el operador comprueba que la alarma
indica una avería en un interruptor, la
confirma mediante acuse de recibo y
luego envía una orden de mantenimiento. A continuación, el operador hace
clic con el botón derecho del ratón en
el interruptor, navega de vuelta a la interfaz GIS y rápidamente observa la red
de carreteras en torno a la subestación.
El operador puede entonces hacer cambios en las cargas de las centrales generadoras y de las líneas, basados en las
nuevas condiciones de operación resultantes tras la interrupción del servicio.
La información geográfica de los datos
GIS se puede combinar también con el
mapa de contornos del estado eléctrico,
según se ilustra en 5 (que muestra una
imagen de pantalla del gestor de redes
(Network Manager) de ABB. Esta figura
muestra un mapa en relieve importado
de un GIS junto con un diagrama de la
red. El perfil de la tensión se muestra
en forma de mapa de contornos.
los laboratorios de investigación, en los
sistemas SCADA de ABB utilizados para
procesos distribuidos geográficamente.
El sistema Network Manager de ABB
soporta ahora una función que utiliza la
técnica de coloración dinámica de contornos. Esta función se presenta en 5 ;
la estación de operador WS500 muestra
un mapa universal ampliable (función
zoom) con una vista geográfica general
del proceso. La capa de coloración dinámica de contornos es semitransparente y se puede superponer, como en esta
figura, a una capa de un mapa GIS recuperado en Internet de un servidor de
mapas GIS. La información en tiempo
real se superpone al mapa GIS y la imagen dinámica de contornos de color. La
navegación por objetos de aspecto se
puede usar para explorar, por ejemplo,
sistemas de gestión de activos y de
mantenimiento.
Mats Larsson
ABB Switzerland Ltd, Corporate Research
Dättwil, Suiza
[email protected]
De los laboratorios de investigación
a los sistemas SCADA de ABB
La visualización de la dinámica de los
sistemas eléctricos sigue siendo un importante campo de investigación del
que emergerán nuevas técnicas de visualización para mejorar el conocimiento de la situación operativa de los sistemas eléctricos. Sin embargo, la técnica
ya está encontrando soluciones fuera de
Reynaldo Nuqui
ABB Inc, Corporate Research
Raleigh, USA
[email protected]
Linda-Maria Johansson
Stefan Bengtzing
ABB Sweden AB
ABB Power Technologies
Network Management Västeras, Suecia
[email protected]
Modelo de sala de control de Network Manager de ABB
[email protected]
Nota
1)
SCADA: Supervisory Control and Data Acquisition
(sistema de medición y control distribuido a gran
escala). EMS: Energy Management System (sistema de ayuda por ordenador utilizada para monitorización, control y optimización del sistema).
Bibliografía
[1] US-Canada Power System Outage Task Force “Interim Report: Causes of the August 14th Blackout
in the United States and Canada“ November
2003.
[2] Human Factors Aspects Of Power System Voltage
Visualizations, Wiegmann, D. A., A. M. Rich,
T. J. Overbye, and Y. Sun. Proceedings of the
35th Hawaii International Conference on System
Sciences. September 2002.
[3] M. Zima, M. Larsson, P. Korba, C. Rehtanz and
G. Andersson, “Design Aspects for Wide-Area
Monitoring and Control Systems,” Proceedings of
the IEEE, pp. 980–996, vol. 93, no. 5, May 2005.
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