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Centro de Posgrado “Conciencia situacional aplicada en el desarrollo de herramientas complementarias para la operación del Sistema Interconectado Nacional de México” Tesis que para obtener el grado de: Maestría en Metrología Presenta Nohemí Pacheco Tecuapetla Cuernavaca, Morelos Agosto 2015
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Centro de Posgrado
“Conciencia situacional aplicada en el
desarrollo de herramientas complementarias
para la operación del Sistema
Interconectado Nacional de México”
Tesis
que para obtener el grado de:
Maestría en Metrología
Presenta
Nohemí Pacheco Tecuapetla
Cuernavaca, Morelos Agosto 2015
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS
ii
Dedicatoria y Agradecimientos.
A ti Dios, que me diste la oportunidad de vivir, regalándome una familia
maravillosa, y permitirme llegar hasta este punto para lograr mis metas y objetivos.
A mis padres, Elvira y Urbano que me dieron la vida, a mi madre que siempre ha
estado conmigo en todo momento, dando sus consejos, inculcando valores,
siendo motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, y a mi
padre también desde donde quiera que este, siempre tengo presente sus
enseñanzas que quedaron en mi como huellas imborrables.
A mis Asesores, M.C. José Ángel Valdez Sánchez y M.C. Carlos Felipe García
Hernández por su disposición, por compartir sus vastos conocimientos y
experiencias y fomentar en mí el estudio, así como también, a mis sinodales ya
que sin su apoyo no hubiera sido posible la realización de este trabajo de tesis.
También quiero agradecer profundamente al personal del Instituto de
Investigaciones Eléctricas por las facilidades brindadas.
A Dios y a ustedes debo este logro, y con ustedes comparto una meta más en mi
vida, Mil palabras no bastarían para agradecerles su apoyo y comprensión en los
momentos difíciles. Gracias a todos, por haber fomentado en mí el deseo de
superación y anhelo de triunfo en mi vida, por compartir mis penas y mis alegrías,
mis pequeñas victorias y mis dolorosos fracasos, siempre recibiendo de ustedes,
la palabra de aliento que me dio fuerza para seguir luchando.
RESUMEN
iii
Resumen.
El presente trabajo de tesis consiste en identificar las áreas de oportunidad para
aplicar las metodologías de conciencia situacional la cual es una comprensión de
los objetos, eventos, estados de los sistemas y cualquier otro tipo de factores de
una situación específica [9], que de modo esquemático comprende tres niveles:
percepción, comprensión y proyección, en donde se emplean las principales
necesidades que tiene el operador, que entre otras, se encontraron las siguientes:
la supervisión de las diferencias angulares en los principales enlaces del Sistema
Interconectado Nacional (SIN), monitoreo de la reserva de regulación y la
evaluación del desempeño del operador. En años recientes hemos sido testigos
de que las nuevas versiones de los Sistemas de Control Supervisorio para la
Administración de Energía y Adquisición de Datos (EMS-SCADA, por sus siglas en
ingles), emplean tecnologías avanzadas que los hacen, cada vez más capaces de
manejar enormes cantidades de datos sobre el estado actual de los propios
componentes del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP). Además, en estos días ya
no es suficiente con que el operador del Centro Nacional de Control de Energía
(CENACE) sólo realice acciones de supervisión y control del SEP, sino que
también se le exige que realice actividades de análisis y que elaboré reportes
ejecutivos de estudios acerca de eventos relevantes en el SEP. Es por esto que se
ha convertido en una meta importante aplicar las metodologías de conciencia
situacional para desarrollar herramientas complementarias que faciliten el trabajo
de interpretación de grandes cantidades de datos y los conviertan en información
verdaderamente útil. Por otro lado, el Centro Nacional de Control Alterno
(CENALTE) cuenta con un Modelo de Dirección para la Competitividad Sostenible
(MDCS), es una herramienta directiva que tiene como propósito proporcionar al
CENALTE, los elementos necesarios para mejorar sus operaciones, por medio de
indicadores comprometidos, que han mejorado sus resultados, con la
implementación de las herramientas complementarias desarrolladas en el
CENALTE, al ser utilizadas por los operadores, cuando realizan control en el SEP.
ABSTRACT
iv
Abstract.
This thesis is to identify areas of opportunity to apply the methodologies of
situational awareness which is an understanding of the objects, events, states of
systems and any other factors specific situation [9], which schematically it
comprises three levels: perception, understanding and projection, where the main
need of the operator are used, among others, the following were found: monitoring
the angular difference in the main links of the National Interconnected System
(SIN) , monitoring and regulation reserve performance evaluation of the operator.
In recent years we have seen that new versions of supervisory control systems for
Power Management and Data Acquisition (EMS-SCADA, for its acronym in
English), used advanced technologies that make them increasingly able to handle
huge amounts of data about the current state of the components of the Electric
Power System (SEP) own. Moreover, these days it is no longer sufficient for the
operator of the National Center for Energy Control (CENACE) only perform actions
of supervision and control of SEP, but is also required to conduct analytical
activities and to develop business reports relevant studies on the SEP events. his
is why it has become an important goal apply the methodologies of situational
awareness to develop complementary tools to facilitate the work of interpretation of
large amounts of data and become truly useful information. On the other hand, the
National Center for Alternative Control (CENALTE) has a Management Model for
Sustainable Competitiveness (MDCS) is a tool that directive is intended to provide
the CENALTE, the elements needed to improve its operations, through committed
indicators that have improved their results, with the implementation of
complementary tools developed in the CENALTE, to be used by operators when
conducting control in the SEP.
TABLA DE CONTENIDO
v
Tabla de Contenido.
Dedicatoria y Agradecimientos. ............................................................................... ii
Resumen. ................................................................................................................ iii
Abstract. .................................................................................................................. iv
Tabla de Contenido. ................................................................................................. v
Índice de Tablas. ................................................................................................... viii
Índice de Figuras..................................................................................................... ix
Abreviaturas. ........................................................................................................... xi
1 INTRODUCCIÓN. ................................................................................................ 1
1.1 Antecedentes ................................................................................................. 1
1.2 Planteamiento del problema. ......................................................................... 5
1.3 Hipótesis de investigación ............................................................................. 6
1.4 Metodología de investigación ........................................................................ 7
1.5 Impactos esperados......................................................................................12
1.6 Objetivo general ............................................................................................12
1.7 Objetivos específicos ....................................................................................13
2. ESTADO DEL ARTE. .........................................................................................14
2.1 Metodologías de Aplicación de la Conciencia Situacional ............................14
3 DESARROLLO DE HERRAMIENTAS PARA LOGRAR MANTENER LA CONCIENCIA SITUACIONAL EN LA OPERACIÓN DEL SIN. ............................. 19
3.1 Conciencia Situacional..................................................................................19
3.1.1 Nivel 1 Percepción. .................................................................................21
3.1.2 Nivel 2 Comprensión. .............................................................................21
3.1.3 Nivel 3 Proyección. .................................................................................21
3.1.4 Herramientas en tiempo real para mejorar la conciencia situacional de los operadores del CENACE. ......................................................................... 22
TABLA DE CONTENIDO
vi
3.2 Herramienta para el monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces del SIN .................................................................................................. 24
3.2.1 Problemática: Diferencia Angular en Enlaces Importantes del SIN. .......25
3.2.2 Fundamento ...........................................................................................29
3.2.3 Desarrollo ...............................................................................................29
3.3 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación .............................32
3.3.1 Problemática: Monitoreo de la reserva de regulación .............................33
3.3.2 Fundamento ...........................................................................................39
3.3.3 Desarrollo ...............................................................................................40
3.4 Herramienta para la evaluación de la operación ...........................................42
3.4.1 Problemática: Evaluación de la operación ..............................................42
3.4.2 Fundamento ...........................................................................................43
3.4.3 Desarrollo ...............................................................................................43
4 RESULTADOS ....................................................................................................55
4.1 Herramienta de Monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces del SIN ................................................................................................................55
4.1.1 Caso de Estudio: Supervisión de Apertura angular en el enlace HCP A3000 REC ..................................................................................................... 55
4.1.2 Beneficios obtenidos ..............................................................................60
4.2 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación. ............................61
4.2.1 Caso de Estudio: Supervisión de la demanda en un día típico. ..............62
4.2.2 Beneficios obtenidos ...............................................................................66
4.3 Herramienta para la evaluación de la operación ...........................................66
4.3.1 Caso de Estudio: Evaluación de la operación en el cambio de control entre CENAL – CENALTE. ............................................................................. 67
4.3.2 Beneficios obtenidos ...............................................................................74
5 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................................75
5.1 Las herramientas complementarias desarrolladas en el CENALTE cumplen con las necesidades requeridas por el operador del CENACE .......................... 75
5.2 Herramienta de Monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces del SIN ................................................................................................................76
TABLA DE CONTENIDO
vii
5.3 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación. ............................77
5.4 Herramienta para la evaluación de la operación ...........................................78
6 CONCLUSIONES. ..............................................................................................84
6.1 Conclusiones Generales. ..............................................................................84
6.2 Trabajos futuros para la contribución del crecimiento de la conciencia situacional del operador. .................................................................................... 90
6.2.1 Entrenamiento para los operadores en el DTS .......................................90
6.2.2 Herramienta para la evaluación de la regulación primaria. .....................93
Bibliografía Consultada ......................................................................................... 93
ÍNDICE DE TABLAS
viii
Índice de Tablas.
Tabla 2. 1 Metodologias de la Conciencia Situacional .......................................... 14 Tabla 6. 1 Criterios de Evaluación para la Regulación Primaria ........................... 94
ÍNDICE DE FIGURAS
ix
Índice de Figuras.
Figura 1.1 Diagrama Esquematico de la Interacción de las Aplicaciones y
herramientas adicionales con la conciencia situacional del operador .............. 3 Figura 2.1 Modelo Endsley de CS. ........................................................................ 14 Figura 2.2 Ciclo de Boyd ....................................................................................... 15 Figura 2.3 Modelo JDL de la CS. .......................................................................... 16 Figura 3.1 Conciencia situacional ......................................................................... 17 Figura 3.2 Aplicaciones que forman parte del EMS/SCADA del CENACE ........... 23 Figura 3.3 Red Troncal de influencia del Sistema Eléctrico Interconectado. ........ 24 Figura 3.4 Diagrama Unifilar ................................................................................. 26 Figura 3.5 Modelo Idealizado ................................................................................ 27 Figura 3.6 Característica Potencia-Ángulo ............................................................ 27 Figura 3.7 Principales interfaces gráficas de usuario ............................................ 31 Figura 3.8 Diagrama de Flujo de Desarrollo de las herramientas computacionales
....................................................................................................................... 32 Figura 3.9 Clasificación de reserva ....................................................................... 36 Figura 3.10 Límites de unidades generadoras ...................................................... 38 Figura 3.11 Menú CFE AGC: Control de generación por unidad .......................... 39 Figura 3.12 Herramienta monitoreo de reserva de regulación .............................. 41 Figura 3.13 Almacenamiento de datos histórico. .................................................. 44 Figura 3.14 Control de la frecuencia a través de la reserva, demanda y carga
Industrial. ........................................................................................................ 45 Figura 3.15 Herramienta FREC_RESRV_DEM_CARGA ...................................... 46 Figura 3.16 Gráficas de frecuencia, desviación de la frecuencia en el tiempo y
error acumulado en la frecuencia ................................................................... 48 Figura 3.17 Gráfica (4) reserva bajar 3min ........................................................... 49 Figura 3.18 Herramienta GENRES ....................................................................... 50 Figura 3.19 Gráfica Limite alto de regulación, generación actual y limite bajo de
regulación del SIN .......................................................................................... 51 Figura 3.20 Gráfica número de unidades generadoras en AGC ........................... 52 Figura 3.21 Desplegado de límites máximos operativos. ...................................... 52 Figura 3.22 Herramienta LIMENLA ....................................................................... 53 Figura 3.23 Gráficas de Límites Máximos Operativos de Enlaces del SIN. .......... 54 Figura 4. 1 Zona involucrada en el caso de estudio .............................................. 56 Figura 4. 2 Detalle topológico de la red ................................................................. 57 Figura 4. 3 Topología de la red después de conceder la licencia ......................... 58
ÍNDICE DE FIGURAS
x
Figura 4. 4 Diferencia angular entre ENO_230KV y REC_400KV ........................ 59 Figura 4. 5 Diferencia angular entre REC-400KV y HCP-400KV .......................... 60 Figura 4. 6 Monitoreo de la reserva de regulación ................................................ 63 Figura 4. 7 Monitoreo de la demanda. .................................................................. 64 Figura 4. 8 Monitoreo de la reserva de regulación. ............................................... 65 Figura 4. 9 Desviación de la Frecuencia en el Tiempo y Error Acumulado en la
Frecuencia ...................................................................................................... 68 Figura 4. 10 Generación, Reserva de Regulación Subir y Bajar del SIN y Numero
de Unidades generadoras en AGC ................................................................. 71 Figura 4. 11 Demanda del SIN .............................................................................. 72 Figura 4. 12 Calculo Carga Industrial .................................................................... 72 Figura 4. 13 Límites Máximos Operativos de los Enlaces del SIN ........................ 73 Figura 5. 1 Comportamiento de la Frecuencia durante el turno ............................ 79 Figura 5. 2 Error de Tiempo durante el turno ........................................................ 80 Figura 5. 3 Enlace Querétaro Potencia – Querétaro Potencia Maniobras ............ 81 Figura 5. 4 Reserva de regulación subir y bajar .................................................... 81 Figura 6. 1 Conciencia Situacional en el ser humano ........................................... 85 Figura 6. 2 Percepción .......................................................................................... 89 Figura 6. 3 Representación de una sala del DTS.................................................. 91
ABREVIATURAS
xi
Abreviaturas.
1 AGC Control Automático de Generación.
2 AUTO Automático
3 BREG Base Regulado
4 CA Análisis de Contingencias.
5 CENACE Centro Nacional de Control de Energía.
6 CENAL Centro Nacional.
7 CENALTE Centro Nacional de Control Alterno.
8 CS Conciencia Situacional
9 DE Despacho Económico.
10 DLF Flujos de Carga para el Operador
11 DTS Simulador de Entrenamiento para Operador
12 EMS-SCADA Sistema Supervisorio para la Administración de Energía y
Adquisición de Datos
13 ECON Económico
14 ENO Encino
15 ECA Error de Control de Área
16 ESA Programación y Contabilidad de la Energía
ABREVIATURAS
xii
17 GUI Graphical User Interface
18 HCP Hércules Potencia
19 ICCM Índice de Coordinación Correcta de Maniobra
20 ICE Índice de Control de Enlaces
21 ICF Índice de Control de Frecuencia
22 JDL Joint Director of Laboratories
23 MAND Manual Despachable
24 MDCS Modelo de Dirección para la Competitividad Sostenible
25 OPF Flujos Óptimos de Potencia
26 OODA Observe → Oriente → Decide → Actue
27 PMU Unidades de Medición Fasorial
28 POD Generación Deseada en cada Unidad
29 PREG Programado Regulado
30 QPM Querétaro Potencia Maniobras
31 QRP Querétaro Potencia
32 REC Rio Escondido
33 RTC Cálculos en Tiempo Real
34 RTDB Base de Datos de Tiempo Real
ABREVIATURAS
xiii
35 SE Estimador de Estados
36 SEP Sistema Eléctrico de Potencia
37 SIN Sistema Interconectado Nacional
38 STLF Pronóstico de Carga
39 SITRACEN Sistema de Información en Tiempo Real para la
Administración y Control de Energía.
40 TEX Texcoco
41 TUV Tuxpan Vapor
CAPITULO 1
1
1 INTRODUCCIÓN.
1.1 Antecedentes
En el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) se cuenta con un Sistema
para la Administración de Energía y Control Supervisorio y Adquisición de Datos
(EMS-SCADA, por sus siglas en inglés) conocido como SITRACEN (Sistema de
Información en Tiempo Real para la Administración y Control de Energía), que
permite la adquisición de datos en tiempo real. Dicho EMS-SCADA cuenta con
aplicaciones computacionales, clasificadas en Aplicaciones de Generación y
Aplicaciones de Análisis de Seguridad. Dentro de las Aplicaciones de Generación
se encuentran, entre otras, el Control Automático de Generación (AGC, por sus
siglas en ingles), el Despacho Económico (DE), la Programación y Contabilidad de
la Energía (ESA, por sus siglas en ingles), etc. Por otro lado, dentro de las
aplicaciones que forman parte de las Aplicaciones de Análisis de Seguridad se
encuentran: el Estimador de Estados (SE, por sus siglas en ingles), Flujos de
Carga para el Operador (DLF, por sus siglas en ingles), el Análisis de
Contingencias (CA, por sus siglas en ingles), Flujos Óptimos de Potencia (OPF,
por sus siglas en ingles), entre otras.
Las Aplicaciones de Generación son programas que ayudan a que el operador
mantenga un control en el balance carga-generación. Por ejemplo, el AGC
trabajando en modo Pool, tiene como función principal calcular la generación
deseada (POD, por sus siglas en ingles) de cada unidad generadora controlable
con la finalidad de reducir un Error de Control de Área (ECA). Por requerimientos
del AGC se ejecuta automáticamente el DE, que tiene como objetivo satisfacer la
demanda del SEP al mínimo costo de producción calculando puntos base y
factores de participación económicos para las unidades que operan en modo de
control despachable (AUTO, Económico Despachable (ECON) y Manual
Despachable (MAND)). También se tiene el ESA, el cual consiste en dos
CAPITULO 1
2
funciones que trabajan en conjunto: la función de contabilidad de energía y la
función de programación de intercambio de energía. En donde la función de
contabilidad colecta
Información adquirida de la base de datos de tiempo real. La función de
programación de la energía le permite al operador programar transacciones de
intercambio (energía, porteo, reserva, etc.) con Compañías o Áreas vecinas.
Por otro lado, las Aplicaciones de Análisis de Seguridad son aplicaciones
utilizadas por el operador como apoyo para mantener el control del SEP. El
operador de sistema, para lograr su objetivo, se apoya del Estimador de Estados
el cual es un proceso matemático usado para determinar las variables del sistema
eléctrico de potencia. Este cálculo se basa en las cantidades analógicas
telemedidas que contiene el SCADA y la topología más actual del SEP. La función
del SE es también soportado en un modo de estudio, mediante el uso de
mediciones analógicas y de estados almacenados en histórico con la finalidad de
calcular una solución de flujos de potencia de la red eléctrica. Por esta razón, los
resultados del SE son usados en: DLF y CA. El subsistema DLF es una función de
modo de estudio interactiva que permite al operador establecer las condiciones de
funcionamiento del modelo de la red del SEP. El operador puede obtener el
cálculo de los resultados de flujo de carga, examinar los resultados en diagramas
unifilares y tabulares, imprimir los resultados y guardar los resultados en el maletín
de casos de flujo de carga. Asimismo se tiene el subsistema CA, el cual predice
condiciones de emergencia en el SEP, proporcionándole al operador la
información sobre problemas inminentes en la red a través de las contingencias
más severas del SEP.
De esta forma es cómo interactúan estas aplicaciones y las ventajas al ser una
parte integral de un sistema EMS.
CAPITULO 1
3
Por otro lado, debido al constante crecimiento del SEP y a que en la actualidad se
han incrementado exponencialmente los datos telemedidos, la operación y control
del mismo ha requerido de herramientas adicionales que apoyen a una toma de
decisiones apropiadas y efectivas en la operación del SEP. Ver Figura 1.1.
Figura 1. 1 Diagrama Esquemático de la Interacción de las Aplicaciones y herramientas adicionales con la Conciencia Situacional del operador.
Actualmente los datos de tiempo real telemedidos están disponibles en el sistema
EMS-SCADA, y a partir de estos se utilizan para las aplicaciones de análisis de
seguridad y aplicaciones de generación donde se puede encontrar datos crudos
CAPITULO 1
4
que por medio de la interfaz gráfica del usuario proporcionan información en
tabulares, lo cual, hace que no sea una forma práctica, para que el operador
realice consultas, que lo llevan a demorar más tiempo para obtener un dato
requerido en una emergencia y por tanto no tener una respuesta rápida ante un
evento que se pueda presentar en el SEP. Es por esta razón que, en los centros
de control de energía, se ha tenido la necesidad de crear herramientas que
ayuden y faciliten las tareas que tiene que llevar a cabo el operador.
A partir de los datos crudos proporcionados por las aplicaciones de seguridad, las
aplicaciones de generación y el histórico (el cual historiza solo los datos
requeridos que son necesarios para las herramientas complementarias), se
desarrollan herramientas que transforman los datos crudos en información útil, de
una forma gráfica, que ayuden y faciliten las tareas que tiene que llevar a cabo el
operador, logrando mantener la conciencia situacional de cualquier información
relevante con el objetivo de poner sentido a los eventos que ocurren, pudiéndose
anticipar a los acontecimientos futuros, dando la capacidad de poder tomar
decisiones inteligentes y de poder mantener el control del SEP.
Las herramientas adicionales deben proporcionar la metodología de la
consciencia situacional, convirtiéndose en un apoyo esencial para aquellos que
son responsables de tener el control de situaciones complejas, altamente
dinámicas y de gran riesgo, tal y como son operadores del sistema eléctrico de
potencia del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Se busca que el operador aplique la metodología de conciencia situacional que se
compone de tres niveles básicos: percepción, comprensión y proyección, para la
prevención de malas decisiones. En el primer nivel se busca que el operador
tenga una exacta percepción de la situación, capacidad de reconocer rápidamente
un cambio en el sistema interconectado nacional. En el segundo nivel se busca
que el operador comprenda el impacto de cualquier cambio que se presente en el
CAPITULO 1
5
sistema interconectado nacional. Y en el tercer nivel se pretende, que el operador
sea capaz de proyectar cualquier cambio en el SIN en el futuro cercano.
Apoyándose de las herramientas complementarias, el operador alcance una
conciencia situacional completa y precisa, para ir mejorando en la toma de
decisiones que debe de efectuar cuando realiza controles al operar el SIN, así
como también en los eventos que se presenten en el SIN, los atienda de una
manera, rápida teniendo una mejoría continua.
1.2 Planteamiento del problema.
En años recientes hemos sido testigos de que ya no es suficiente con que el
operador del CENACE sólo realice la operación y control del SEP por medio del
SITRACEN. Por ende, surge la necesidad de desarrollar herramientas o
aplicaciones que ayuden y faciliten las tareas que tiene que llevar a cabo el
operador, logrando mantener la conciencia situacional a cualquier información
relevante con la finalidad de poner sentido ante cualquier evento que se presente y
pueda actuar de forma inmediata, tomando decisiones inteligentes al operar el
SEP.
Aunado al gran crecimiento del Sistema Eléctrico en México se ha tenido la
necesidad de supervisar la diferencia angular entre voltajes nodales de los
principales enlaces de la red del SIN. Ya que en la actualidad las líneas de
transmisión cada vez se encuentran trabajando más cerca de sus capacidades
máximas y un incremento en la diferencia angular de los voltajes nodales entre los
extremos de un enlace, podría generar problemas de inestabilidad en el Sistema
Eléctrico de Potencia (SEP). Además de que a lo largo del SEP, se tienen
instalados equipos de verificación de sincronismo (relé ANSI 25) que impiden el
cierre de interruptores cuando la diferencia angular es mayor al umbral
CAPITULO 1
6
configurado. Pero desafortunadamente, en un sistema EMS-SCADA tradicional,
no se cuenta con las mediciones de ángulo de voltaje.
De igual forma se tiene la necesidad de mejorar la supervisión de la reserva
rodante de regulación de las unidades sincronizadas al SEP, pero
desafortunadamente el sistema AGC la calcula y no la despliega de manera
amigable y entendible para el operador.
Por otro lado, se ha tenido la necesidad de encontrar un método práctico, para
evaluar la forma de operar del personal del Centro Nacional de Control Alterno
(CENALTE), cuando por condiciones de Emergencia toma el control del SIN.
Son estas las razones que han motivado a que en el CENALTE se trabaje en el
desarrollo de herramientas adicionales y complementarias a las de baseline del
sistema EMS-SCADA, para que sirvan como apoyo y permitan, a los operadores de
la red eléctrica, tener un mejor panorama y una mayor visión del estado actual del
sistema eléctrico.
1.3 Hipótesis de investigación
En el CENALTE se cuenta con un sistema supervisorio EMS-SCADA tradicional, el
cual desafortunadamente, ya no es suficiente para que el operador sólo se base en
él para realizar sus funciones de operación y control del SEP. Por esta razón es
necesario conocer cuáles son las principales necesidades del grupo operador del
CENACE para poder contribuir con el desarrollo de aplicaciones que le faciliten la
operación y control del SIN de una manera más visual y permitiéndole tomar
decisiones acertadas e inmediatas.
CAPITULO 1
7
1.4 Metodología de investigación
En la actualidad se buscan mejorar las metodologías efectivas en la prevención de
malas decisiones, que pueda realizar el operador al controlar el SEP. El término
“consciencia situacional” se comienza a utilizar en la Primera Guerra Mundial como
componente fundamental en el entrenamiento de las tripulaciones aéreas.
Posteriormente la Fuerza Aérea de Estados Unidos identificó el concepto con los
factores que mejoraban la capacidad de supervivencia de los pilotos en el combate
aéreo cercano. Sobrevivir a un combate cercano era cuestión de observar los
movimientos del adversario y anticipar los siguientes antes de que él pudiera
observar y anticipar los propios. A partir de estas fuentes, filtrados hacia los años
80’s y 90’s, en los cuales se dio difusión al término conciencia situacional. [12]
Definiciones
Conciencia Situacional
Brown, David Wm [15] menciona que la CS (en inglés, situation awareness o también
situational awareness) se refiere a la percepción, la comprensión, y la previsión de los
elementos dentro de un entorno operacional requerido para actuar con eficacia dentro
de ese ambiente.
Tremblay, Sébastien et al [17] definen que la CS es un requisito previo para la
oportuna y correcta toma de decisiones en el rápido y altamente estresante
contexto de los entornos operativos de infantería.
Por otra parte Endsley, M. R [16], menciona que la CS es la percepción de los
elementos en el medio ambiente dentro de un volumen de tiempo y espacio, la
comprensión de su significado y la proyección de su situación en un futuro próximo.
El termino conciencia situacional se describe más ampliamente en el capítulo 2.
CAPITULO 1
8
La consciencia situacional de un modo esquemático, significa tener una exacta
percepción de la situación, capacidad de reconocer rápidamente un cambio en la
situación, comprender el impacto de cualquier cambio en la situación y ser capaz
de proyectar la situación en el futuro cercano. [12]
Sus componentes son, entre otros:
–Nivel de experiencia y entrenamiento personal
–Habilidad para efectuar las tareas
–Estado de ánimo y salud individual
–Capacidad de liderazgo y de gestión
Es por ello que se plantea, el desarrollo de un sistema complementario, donde se
busca desarrollar conciencia situacional en los operadores del CENALTE. Un buen
complemento es contar con apoyos externos al sistema SITRACEN como lo son,
sistemas de información proporcionados por el desarrollo de herramientas que
ayuden al operador en situaciones de emergencia a tomar decisiones inmediatas y
seguras.
La conciencia situacional se compone de 3 niveles básicos: Percepción,
Comprensión y Proyección. En donde el operador debe alcanzar una Percepción
básica de la información que vigila y controla a través del EMS-SCADA del SEP.
Una vez que tiene identificada la situación el operador, en la que se encuentra el
sistema, realice la interpretación de tal manera que pueda tener la capacidad de
almacenar la información y alcanzar la Comprensión. Apoyándose de las
herramientas complementarias que se han desarrollado, tenga la capacidad de
pronosticar los acontecimientos futuros, y así alcanzar un nivel alto tomando
decisiones oportunas.
CAPITULO 1
9
Se ha podido verificar que a mayor conciencia situacional, menor error humano y
reducción en las malas decisiones. [12]
Se realizó un estudio de las principales necesidades del operador del CENACE
para operar y controlar el SEP de una manera práctica y eficiente obteniendo los
siguientes resultados:
Una de las principales necesidades es contar con herramientas que permiten
mostrar al Operador de Sistema, mediante la interfaz humano-máquina del EMS-
SCADA información actualizada de las diferencias angulares, entre los voltajes
nodales de los principales enlaces del sistema eléctrico de potencia, apoyándose
de los resultados arrojados por el Estimador de Estados (SE) y aplicaciones del
Histórico.
Entre otras de las funciones de los operadores del CENALTE está la de mantener
la Reserva de Regulación, lo cual consiste en mantener reserva de energía
necesaria para hacer frente ante cualquier desviación de frecuencia que pueda
presentarse, producida por una variación de carga, donde las unidades
generadoras incrementan su generación en función de su característica de
regulación en estado estable, para alcanzar una estabilización de la frecuencia, así
como también, para cumplir con el requerimiento mínimo de reserva de regulación,
para poder soportar contingencias severas de pérdidas de generación que puedan
presentarse en el SIN. Por esta razón se ha pensado en desarrollar una
herramienta, complementaria al AGC, que ayude al operador a visualizar de una
forma más práctica y sencilla la reserva de regulación que hay en el SIN.
Otra de las principales necesidades es contar con herramientas que permita
realizar de forma automática la evaluación de los turnos de operación. Para ello se
ha pensado en el desarrollo de herramientas mediante las cuales realizando
consultas de datos históricos de las variables de: frecuencia, Generación, Límites
CAPITULO 1
10
de Operación y Reservas para ayudar a monitorear y evaluar el desempeño del
operador del CENACE mientras está controlando el Sistema Eléctrico de Potencia.
Se espera que el operador del CENALTE, al utilizar las herramientas
complementarias, obtenga de una manera rápida y práctica el resultado de los
acontecimientos que se puedan presentar en el SEP, teniendo una comprensión
clara de lo que está sucediendo y tener una proyección exacta para tomar una
decisión acertada, de tal manera que el acontecimiento tenga una solución
positiva.
La metodología de la conciencia situacional que se plantea en esta tesis (descrita
en la sección 2.1), cuyas herramientas el operador las aplica diariamente en sus
tareas cotidianas, así como también, cuando se presentan cambios de control
programados entre CENAL y CENALTE. Estos cambios de control son
programados por los jefes del departamento de operación de ambos centros de
trabajo, los cuales son programados por semestre, realizando un cambio de
control por mes. Cada cambio de control está conformado por tres turnos que
rolan en el departamento de operación, el primer turno comprende de las 06:30
am hasta las 14:30 pm, el segundo turno va desde las 14:30 pm hasta las 22:30
pm y el tercer turno va desde 22:30 pm hasta las 06:30 am, una vez que se
cumple la operación de los tres turnos, regresan el control del CENALTE hacia el
CENAL. Posteriormente el jefe del departamento de operación evalúa el resultado
de cada turno, sobre las actividades que el operador realizó, utilizando la
herramienta de evaluación de la operación, obteniendo los resultados de los
criterios que utilizó el operador para controlar el SEP.
Entre las actividades más destacadas.
- Control de frecuencia
- Seguimiento del despacho económico
CAPITULO 1
11
- Límites de reserva de regulación subir y bajar
- Vigilancia de limites operativos en enlaces
- Secuencia de maniobras
- Criterios para otorgar licencias
Independientemente de los resultados obtenidos por la evaluación de la operación,
el jefe del departamento de operación, da una plática de retroalimentación, dando
a conocer las áreas de oportunidad del operador, con la finalidad de mejorar su
desempeño en los próximos cambios de turno.
Por otro lado, el jefe del departamento de operación, programa actividades para
mejorar la conciencia situacional del operador, entre las cuales se pueden
mencionar las siguientes:
- Programar cada dos años sesiones en el simulador de entrenamiento para
operadores (DTS)
- Realizar prácticas, de solución de eventos más severos que puedan
presentarse en el SEP, usando el DLF
- Realizando preguntas más relevantes en cuanto a condiciones del sistema
en tiempo real, cada semana.
El jefe del departamento de operación obtiene de los operadores del CENALTE,
un resultado positivo, ya que están resolviendo los eventos, maniobras, control de
frecuencia, entre otras, de manera favorable, apoyándose de las herramientas
adicionales. De tal manera que el resultado de aplicar esta metodología en los
operadores del CENALTE es satisfactoria para seguir avanzando en la conciencia
situacional de los operadores, aumentando el nivel de percepción, comprensión y
proyección ante los eventos que se presentan en el SEP y disminuyendo las
malas decisiones.
CAPITULO 1
12
Se puede considerar que algún operador del CENALTE prefiera continuar
utilizando el método tradicional que es más largo y rústico para atender los
diferentes eventos que se puedan presentar en el SEP, por temor al cambio o por
costumbre y por lo tanto tener un avance lento en la aplicación de la conciencia
situacional. Para este caso, son muy bajas las probabilidades ya que la mayoría
de los operadores son jóvenes y emprendedores dispuestos a acoplarse a los
cambios e incluso aportan nuevas ideas, para mejorar el control de la operación.
1.5 Impactos esperados
Impactos científicos y tecnológicos de la tesis
Con el desarrollo de esta tesis se obtienen resultados que benefician a los
operadores del Control Nacional de Control de Energía (CENACE) de
México.
Mejorar las herramientas que utiliza el operador del CENACE para realizar
la operación y control del SEP, ya que el Sistema Supervisorio EMS-
SCADA con el que se cuenta ya no es suficiente para que el operador
desempeñe sus tareas cotidianas.
Las herramientas complementarias deben proporcionarle al operador, por si
mismas, una conciencia situacional de cualquier situación relevante que se
pueda presentar durante su turno de Operación.
1.6 Objetivo general
Contribuir con el desarrollo de herramientas adicionales que ayuden y faciliten las
tareas que tiene que llevar a cabo el operador del CENALTE, logrando mantener
una conciencia situacional a cualquier situación relevante con el objetivo de
poderse anticipar a los acontecimientos y de poder mantener el control del SIN.
CAPITULO 1
13
1.7 Objetivos específicos
Conocer las principales necesidades del operador del CENACE para
contribuir con el desarrollo de herramientas que le faciliten la operación y
control del SEP del Sistema Interconectado Nacional.
Presentar algunas de las herramientas que se han desarrollado en
CENALTE, tales como:
o Monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces del SIN.
o Monitoreo de la reserva de regulación.
o Evaluación de la operación.
CAPITULO 2
14
2. ESTADO DEL ARTE.
2.1 Metodologías de Aplicación de la Conciencia Situacional
Existen diferentes metodologías donde se aplica la conciencia situacional, de las
cuales, se mencionan en la siguiente tabla 2.1:
Tabla 2. 1 Metodologías de la Conciencia Situacional.
Art
icu
lo
Metodología Modelo Resultados
Art
ícu
lo 1
.
La conciencia
situacional aplicada
al tráfico marítimo.
En 1993 se
desarrollan en
España los primeros
servicios de tráfico
marítimo gestionados
por la entidad público
empresarial
SASEMAR (Sociedad
de Salvamento y
Seguridad Marítima)
La conciencia situacional aplicada al
tráfico marítimo, toma como base teórica
la teoría de tres niveles de la conciencia
situacional (Endsley, 1995). El modelo de
Endsley se estructura en tres niveles
jerárquicos de conciencia situacional. El
modelo se basa en el establecimiento de
una cadena de procesamiento de la
información que, dividida en tres niveles,
comienza con la percepción de la misma,
prosigue con la interpretación y finaliza
con la predicción [9].
Figura 2.1 Modelo Endsley de CS.
El desarrollo de esta
tesis toma como base
la teoría de Endsley.
La teoría está
estructurada en tres
niveles jerárquicos de
conciencia
situacional, por su
sencillez, facilidad de
adaptación al campo
de la operación de
Sistemas Eléctricos
de Potencia. En
esencia esta teoría es
aplicable a cualquier
tarea que requiera el
seguimiento de una
serie de eventos.
CAPITULO 2
15
Art
ícu
lo 2
. Conciencia
Situacional en
Supervivencia.
La consciencia
situacional es el
proceso de conocer
lo que está
sucediendo a su
alrededor en todo
momento y tener un
plan para responder
a un suceso
anormal.
Los pilotos de la USAF llegaron a
identificar la consciencia situacional
con las fases: "observación" y
"orientación" del famoso bucle
observación → orientación →decisión
→ actuar (denominado Bucle OODA
del inglés: Observe → Orient →
Decide → Act) o ciclo de Boyd, tal y
como lo describió el aviador coronel y
teórico de la USAF John Boyd. En
combate, la estrategia ganadora es
mantener al oponente en las primeras
posiciones del bucle OODA, evitando
que tome sus propias decisiones o
incluso mejor que su oponente,
haciendo que la situación cambie
rápidamente y que el oponente no
pueda monitorizar, para que no pueda
comprender [14].
Figura 2.2 Ciclo de Boyd
Esta metodología
esta aplicada para
áreas complejas
como la aviación y
las operaciones
militares y se
refieren más a la
obtención de los
objetivos tácticos
inmediatos. Y con
frecuencia se
relacionan con el
logro de los
objetivos
estratégicos a largo
plazo. Por esta
razón esta
metodología no se
utiliza en el
desarrollo de esta
tesis.
CAPITULO 2
16
Art
ícu
lo 3
. La conciencia
situacional en la
ciberdefensa.
De acuerdo con las
mejores prácticas
internacionales
implantadas en los
países y las
organizaciones más
evolucionadas en el
campo de la
seguridad de la
información, la
principal prioridad
es la protección
contra filtración y
manipulación de
datos; un segundo
objetivo está en la
capacidad de
recuperación; y un
tercer objetivo son
la protección contra
ataques de
denegación de
servicio, virus, etc.
El departamento de defensa de
Estados Unidos, mantiene unos
10,000 sistemas de información, de los
cuales casi un 20% se consideran muy
críticos, 800 centros de procesamiento
de datos y más de siete millones de
ordenadores y dispositivos, están
llevando a cabo iniciativas como la
mejora del control de la evolución de
su arquitectura empresarial. El modelo
referenciado es el de JDL del (Joint
Director of Laboratories) que permite
relacionar las capas de la conciencia
situacional con los niveles de proceso
de fusión de datos en términos de
seguridad cibernética. Haciendo uso
de cinco estándares principales de la
visualización: Motorización,
Inspección, Exploración, Predicción y
comunicación [13].
Figura 2.3 Modelo JDL de la CS.
La metodología
aplicada en esta
tesis, utiliza una
parte de esta
metodología, en la
relación de la
estructura de los
tres niveles de la
conciencia
situacional del
modelo de Endsley,
como se observar
en la Figura 2.3 en
esta metodología
hay más niveles que
han agregado para
entender el proceso
en términos de
seguridad
cibernética,
proporcionando un
seguimiento en una
serie de eventos
que proporcionan
información sobre la
seguridad del
sistema.
CAPITULO 2
17
En las metodología revisadas anteriormente se encuentra que la metodología de
conciencia situacional aplicada al tráfico marítimo es la que se aplica en el
desarrollo de esta tesis, se observa un importante paralelismo entre esta situación y
la que se aplica en el CENALTE, sobre operación del sistema eléctrico de potencia,
ya que en esta situación el modelo de Endsley estructurado por tres niveles
jerárquicos, muestra información relevante para las diferentes actividades que
realiza el operador al controlar el SEP, haciendo que el operador pueda disminuir
las malas decisiones y adquirir una mayor habilidad para realizar su trabajo,
manteniendo un elevado nivel de conciencia situacional.
Otros autores han llevado a cabo importantes revisiones de la literatura sobre la
conciencia situacional. Cabe señalar que existen referencias de la adaptación del
término conciencia situacional en otros diferentes campos a los ya mencionados
anteriormente, tales como:
Combate de infantería (Banbury et al., 2008; Endsley, Bolstad,
Jones y Riley, 2003; Jones, Bolstadt, Riley, Endsley y
Shattuck, 2003),
Combate aéreo (Dennehy, 1997; Endsley, 1997).
Control de tráfico aéreo (Ahlstrom, 2007; Baumgartner,
Gottesheim, Mitsch, Retschitzegger y Schwinger, 2010;
Denford, Steele, Roy y Kalantzis, 2004; Farley, Hansman,
Endsley, Amonlirdviman y Vigeant-langlois, 1998; Wickens,
2002).
Aviación civil (Bolstad, Endsley, Costello y Howell, 2010;
Denford et al., 2004; Uhlarik y Comerford, 2002).
CAPITULO 2
18
Mantenimiento e industria (Bernard, Ims, Carver, Cauvin y
Noblet, 2002; Endsley y Robertson, 2000; Itoh y Inagaki,
1996).
Automovilismo (Salmon, Young y Cornelissen, 2013; Schömig
y Metz, 2013; Underwood, Ngai y Underwood, 2012; Walker,
Stanton y Chowdhury, 2013; Young, Salmon y Cornelissen,
2013).
Enfermería (Stubbings, Chaboyer y McMurray, 2012).
Emergencias y medicina de emergencias (Blandford y Wong,
2004; Javed, Norris y Johnston, 2011).
Anestesiología (Zhang et al., 2002).
Es importante mencionar que los sentidos de visualización y el oído son
componentes esenciales en la transmisión de la conciencia situacional y permite al
operador una mayor rapidez en la toma de decisiones. Las representaciones
graficas de los datos se realizan utilizando el color, la forma, la posición, el tamaño
o cualquier otra propiedad gráfica, para el desarrollo de las herramientas
complementarias, de tal manera que pueda ayudar en tener una mejor visualización
al operador para que pueda comprender lo que está sucediendo en el SEP.
CAPITULO 3
19
3 DESARROLLO DE HERRAMIENTAS PARA LOGRAR MANTENER LA CONCIENCIA SITUACIONAL EN LA OPERACIÓN DEL SIN.
El crecimiento en el interés en la conciencia situacional, comenzó a mediados de
los años ochenta y se aceleró a través de los años 90 y en este nuevo siglo, fue
estimulado por muchos factores, liderando entre ellos los desafíos de una nueva
clase de tecnología.
El aumento de la conciencia situacional del operador se ha convertido en una meta
importante, para conceptos de automatización de las nuevas versiones de los
controles supervisores EMS/SCADA que cada vez producen una cantidad enorme
de información sobre el estado de sus propios componentes y sobre el estado del
ambiente externo. El problema con los sistemas de hoy no es una carencia de la
información, sino el encontrar lo que es necesario en el momento que es requerido
[1].
Los criterios que se buscan servirán para diseñar herramientas que provean al
operador del CENACE la información y habilidades necesarias para llevar a cabo el
control del SIN con una mayor seguridad y eficiencia.
3.1 Conciencia Situacional
La conciencia situacional se refiere a la extracción continua de la información de
nuestro entorno, integración de esta información con conocimiento previo para
poder formar un mapa mental coherente, y el uso de esta imagen en dirección de la
percepción del futuro y poder anticipar los eventos por ocurrir.
Tiene su aplicación en diferentes campos (entrenamientos militares, control de
tráfico aéreo, etc.), sin embargo, el enfoque más común para tratar de mejorar la
CAPITULO 3
20
conciencia situacional, ha sido el lograr cambios en la interface hombre-máquina
[2].
En el caso del CENACE se ha pensado en trabajar la conciencia situacional
aplicándola en el desarrollo de herramientas que sirven de apoyo a los operadores,
para facilitarles la toma de decisiones ante los diferentes acontecimientos que se
presentan, durante el control del SIN.
La metodología utilizada en este trabajo de tesis, se basa en “la percepción de los
elementos en el ambiente dentro de un volumen de tiempo y de espacio, la
comprensión de su significado y la proyección de su estado en el futuro cercano”
[1]; es decir, se compone de 3 niveles básicos: Percepción, Comprensión y
Proyección los cuales permiten percibir los elementos en el entorno para tomar
decisiones y acciones que permitan a los operadores un mejor desempeño en su
trabajo. Esta metodología se muestra de forma esquemática en la Figura 3.1.
Figura 3.1 Conciencia Situacional
Conciencia Situacional Estado del Medio Ambiente
Nivel 1 Percepción
Nivel 2 Comprensión
Nivel 3 Proyección
Acción Decisión
CAPITULO 3
21
3.1.1 Nivel 1 Percepción.
La percepción de las señales es fundamental. Sin una percepción básica de la
información importante, las probabilidades de formar un cuadro incorrecto de la
situación aumentan. Ver Figura 3.1.
3.1.2 Nivel 2 Comprensión.
La conciencia situacional como construcción va más allá de la opinión, sin embargo
también abarca cómo la gente combina, interpreta, almacena y conserva la
información.
3.1.3 Nivel 3 Proyección.
Es el nivel más alto de la conciencia situacional, la capacidad de pronosticar los
acontecimientos futuros y la dinámica marca operadores que tienen el nivel más
alto de comprensión de la situación. Esta capacidad de proyectar desde sucesos
actuales y de la dinámica para anticipar los acontecimientos futuros permite la toma
de decisión oportuna.
Conciencia Situacional y la Toma de Decisiones
La conciencia situacional se representa como el modelo interno del operador del
estado del ambiente. De acuerdo con esa representación, los operadores pueden
decidir qué hacer sobre la situación y realizar cualquier acción necesaria. La
conciencia situacional por lo tanto se representa como el precursor principal para la
toma de decisión de los operadores.
¿Quién necesita la conciencia situacional?
CAPITULO 3
22
La más prominente precursora de esta tendencia ha sido la tecnología. El
crecimiento y la complejidad de los sistemas eléctricos y la automatización han
conducido a los diseñadores a buscar nuevas estructuras metodológicas y
herramientas para ocuparse con eficiencia de estos cambios [1].
3.1.4 Herramientas en tiempo real para mejorar la conciencia
situacional de los operadores del CENACE.
La CFE, tiene como objetivo primario suministrar de forma continua el servicio de
energía con calidad en la frecuencia y voltaje. El objetivo anterior, sólo se logra con
una supervisión continua del estatus de la red de transmisión de nuestra
responsabilidad, que afecten al SIN, para lo cual es necesario contar con un
sistema de control supervisorio. En el caso particular del CENACE se cuenta con
un EMS-SCADA conocido como SITRACEN, que permite la adquisición de datos
en tiempo real y cuenta además con aplicaciones de potencia.
El SITRACEN se compone de programas de aplicación que van desde la
Adquisición de Datos y Control Supervisorio y Sistemas de Registro Histórico; hasta
los más especializados como son el Control Automático de Generación (AGC),
Estimador de Estado (SE), Despacho Económico (ED), Pronóstico de Carga
(STLF), Flujos de Carga para el Operador (DLF), Flujos Óptimos de Potencia (OPF)
y Análisis de Contingencias en Línea (CA), entre los más importantes [7]. A través
de estas aplicaciones se obtienen datos crudos que se muestran en tablas de los
desplegados del sistema EMS-SCADA. Si el operador se apoyara sólo en los datos
crudos para llevar a cabo el control del SIN, tardaría más para encontrar la solución
a algún problema o maniobra que pueda presentarse mientras realiza controles en
el SIN. Por tal razón en el CENALTE se han desarrollado herramientas, que se
basan en los datos crudos proporcionados por las aplicaciones y/o control
supervisorio y los transforman en información útil, rápida y precisa, que ayuda al
CAPITULO 3
23
operador a tener una conciencia situacional más clara que lo lleven a tomar
decisiones seguras y eficientes en el momento que las requiera para efectuar el
control del SIN.
A continuación se muestra de forma gráfica como se interrelacionan algunas de las
aplicaciones más comúnmente utilizadas dentro del sistema EMS-SCADA, ver
Figura 3.2 y 3.3.
Figura 3.2 Aplicaciones que forman parte del EMS/SCADA del CENACE
CAPITULO 3
24
Figura 3.3 Red Troncal de influencia del Sistema Eléctrico Interconectado.
Particularmente en el CENALTE se han implementado las siguientes herramientas
de apoyo para la supervisión y control del SIN:
3.2 Herramienta para el monitoreo de diferencias angulares
absolutas en los enlaces del SIN
La problemática existente que tiene el operador del CENACE, es llevar a cabo la
supervisión de las diferencias angulares en los principales enlaces del SIN, de una
forma más práctica. Se tiene como principal objetivo, atacar dicha problemática con
herramientas desarrolladas en el CENALTE, apoyándose de los resultados
arrojados por el Estimador de Estados. Con las diferentes herramientas diseñadas,
no sólo se permitirá efectuar actividades de supervisión de diferencias angulares,
en los diferentes enlaces del SIN; sino también se podrán observar las diferencias
CAPITULO 3
25
angulares para los diferentes modos de estudio de Flujos de Carga para el
Operador (DLF), lo cual ayudará a la realización de estudios preventivos y poder
evitar problemas de inestabilidad en la red eléctrica. Además, se cuenta con
herramientas en el sistema histórico que facilitarán la realización de análisis post-
operativos.
3.2.1 Problemática: Diferencia Angular en Enlaces Importantes del
SIN.
Debido a que en la actualidad las líneas de transmisión cada vez se encuentran
trabajando más cerca de sus capacidades máximas, un incremento en la diferencia
angular de los voltajes nodales entre los extremos de un enlace, podría generar
problemas de inestabilidad en el SEP.
La estabilidad de un sistema de potencia puede ser definida en lo general como
aquella propiedad de un sistema de potencia que permite a éste mantenerse en un
estado de operación equilibrado bajo condiciones normales y recuperar un estado
aceptable de equilibrio luego de ser sujeto a una perturbación. [4]
La inestabilidad en un sistema de potencia puede ser manifestada en muchas
diferentes formas dependiendo de la configuración y modo de operación.
Tradicionalmente el problema de estabilidad ha sido el mantenimiento de la
operación sincronizada.
Una característica muy importante que posee una conexión con la estabilidad de
SEP es la relación entre el intercambio de potencia y las posiciones angulares de
los rotores de las máquinas síncronas. Esta relación es altamente no lineal. Para
ilustrar esto considere un sistema simple como el mostrado en la Figura 3.4.
CAPITULO 3
26
Máquina 1 Máquina 2Línea
G M
Figura 3.4 Diagrama Unifilar
El sistema de la Figura 3.4, consiste de dos máquinas conectadas por una línea
de transmisión que posee una reactancia inductiva XL con resistencia y
capacitancia despreciable. Asúmase que la máquina 1 representa un generador
alimentando potencia a un motor síncrono representado por la máquina 2. La
potencia transferida desde el generador al motor es una función de la separación
angular ( ) entre los rotores de las dos máquinas. Esta separación angular es
debida a tres componentes: ángulo interno del generador G (ángulo por el cual el
rotor del generador adelanta el campo giratorio del estator); la diferencia angular
entre los voltajes terminales del generador y del motor G M ; y el ángulo interno del
motor M (ángulo por el cual el rotor del motor atrasa el campo magnético giratorio
del estator). [4]
La Figura 3.5 muestra un modelo del sistema que puede ser empleado para
determinar la relación entre la potencia transferida y el ángulo. Un simple modelo
consistente de un voltaje interno detrás de una reactancia efectiva es empleado
para representar cada una de las máquinas. El valor de la reactancia de la
máquina usada depende del propósito del estudio. Para análisis de
comportamiento en régimen permanente, es apropiado el uso de la reactancia
síncrona, con el voltaje interno igual al voltaje de excitación. [6]
CAPITULO 3
27
Máquina 1 Máquina 2Linea
Figura 3.5 Modelo Idealizado
La potencia transferida desde el generador al motor (P) viene dada por:
G M
T
E EP sen
X (1)
Dónde:
T G L MX X X X
Y es la diferencia angular entre GE y ME La correspondiente relación potencia ángulo es representada en la Figura 3.6
Figura 3.6 Característica Potencia-Ángulo
Cuando el ángulo es cero, ninguna potencia es transferida. Conforme el ángulo de
potencia es incrementado, la potencia transferida se incrementa hasta llegar a un
máximo. Luego de alcanzar los 90º (/2 rad), otro aumento del ángulo resulta en
una disminución de la potencia trasferida. Esto es la máxima potencia de régimen
permanente que puede ser trasmitida entre las dos máquinas. La magnitud de la
máxima potencia es directamente proporcional a los voltajes internos de las
máquinas e inversamente proporcional a la reactancia entre los voltajes, la cual
CAPITULO 3
28
incluye la reactancia de la línea de transmisión que conecta las máquinas y las
reactancias de las máquinas.
Cuando hay más de dos máquinas, sus relativos desplazamientos angulares
afectan el intercambio de potencia de manera similar. Sin embargo, valores
limitantes de potencia transferida y separación angular son una compleja función
de la distribución de la generación y la carga. Una separación angular de 90º entre
dos máquinas cualesquiera en sí mismo no posee un significado particular [3].
Además, en el sistema eléctrico se tienen implementados dispositivos de
sincronización o de verificación de sincronismo en la mayoría de los interruptores
de la red troncal. Dichos dispositivos tiene como principales aplicaciones:
La conexión de un generador a la red
El restablecimiento de la conexión entre dos partes de la red
El cierre manual del interruptor
El cierre automático de un interruptor tras el disparo por una protección
El dispositivo de comprobación de sincronismo mide las tensiones de barra y
línea, comprobando:
La diferencia de tensión
El deslizamiento de frecuencia.
El ángulo de desfase entre ambas tensiones. [5]
Estos equipos proporcionan una salida de permiso de cierre al interruptor cuando
todos estos valores están comprendidos dentro de los límites ajustados, y se
mantienen dentro de ellos durante un tiempo seleccionado por ajuste. Además la
función de sincronismo de este relevador (con presencia de tensión en línea o
barra) es supervisada por dos referencias, que cuando ambas tensiones son
superiores al valor ajustado permite la función de sincronismo [5].
CAPITULO 3
29
Es principalmente por estas razones que se tiene la necesidad, en los centros de
control, de supervisar los ángulos relativos de fase de todas las tensiones del
sistema eléctrico.
3.2.2 Fundamento
En el sistema EMS-SCADA del CENACE se cuenta con aplicaciones
computacionales mediante las cuales, entre otras cosas, se puede estimar el
estado del sistema eléctrico en todo momento. Lo que permite conocer la magnitud
y ángulo de los voltajes nodales en toda la red, presentados de una forma poco
accesible y sin proporcionar información suficiente que permita un mejor análisis en
la interpretación de los datos. Bajo este escenario, sobre el cual el personal de
operadores de la sala de control del CENACE realiza su proceso, es muy difícil la
determinación oportuna de la evolución de los estados de riesgo, con referencia a
la separación angular paulatina, en una cierta área del sistema.
Es por esta razón que se han desarrollado algunas herramientas que permiten
mostrar al operador de sistema la información en tiempo real de las diferencias
angulares en los enlaces del SIN, y mediante herramientas de histórico, se puede
obtener una tendencia de la diferencia angular entre diferentes puntos de la red
eléctrica, y de esta manera se permite mejorar la supervisión y operar de manera
preventiva evitando posibles problemas de inestabilidad causados por el
incremento de la diferencia angular.
3.2.3 Desarrollo
Teniendo presente cual es la problemática, se emprende un nuevo proyecto en el
CENALTE para poder monitorear la diferencia angular entre subestaciones
vecinas en los diferentes enlaces del SIN, o en caso necesario entre cualquier par
de subestaciones.
CAPITULO 3
30
Debido a que actualmente no se están telemidiendo los ángulos absolutos en las
subestaciones, se hace uso de los resultados del SE y de aplicaciones en el
histórico para explotar esta información y darle una referencia al Operador de
Sistema.
Primera etapa: obtención de los datos a partir del estimador
Primeramente, se desarrolla la programación necesaria en SITRACEN para
realizar las consultas a las estructuras de datos del SE y obtener de esta manera
los ángulos absolutos de cada voltaje nodal, actualizados cada minuto debido a la
configuración de la ejecución automática del SE. Estos resultados son
almacenados en pseudo-puntos de la base de datos de tiempo real (RTDB).
Una vez obtenidos los ángulos absolutos de bus se recurre al subsistema de
cálculos en tiempo real (RTC), con el cual se procesa esta información y se
calcula la diferencia angular entre pares de subestaciones. Los RTC realizan
operaciones algebraicas y booleanas utilizando puntos de RTDB, los resultados de
estas operaciones son almacenados como datos analógicos o de estados en
pseudo-puntos de RTDB.
Posteriormente se configura la interface del sistema de tiempo real con el sistema
histórico, utilizada para crear la base de datos de los tags (nombre utilizado en el
histórico para referirse a puntos de la base de datos), para obtener la historia de las
diferencias angulares de los voltajes nodales de los principales enlaces.
CAPITULO 3
31
Figura 3.7 Principales interfaces gráficas de usuario
Segunda etapa: interfaz gráfica de usuario
Se diseñan los desplegados en la interfaz gráfica de usuario de SITRACEN, o GUI
(Graphical User Interface), con lo cual se logra un ambiente avanzado de
ingeniería de datos, es decir, mediante desplegados de tiempo real se accesa a la
base de datos de tiempo real, siendo esto transparente para el usuario final, y se
despliega de manera gráfica la diferencia angular de los principales enlaces del
país logrando así tener una interfaz humano-máquina sencilla y conocida para el
operador como se muestra en la Figura 3.7.
Por otro lado, haciendo uso de las aplicaciones del sistema histórico se desarrolla
una herramienta gráfica que permite mostrar las tendencias en el tiempo de estas
diferencias angulares (Figura 3.7).
Finalmente se implementa una aplicación en .NET, que permite la obtención de la
diferencia angular entre cualquier par de subestaciones del SIN.
CAPITULO 3
32
En el Diagrama de Flujo de la Figura 3.8 se muestra el proceso de desarrollo de
las diferentes herramientas para el monitoreo de las diferencias angulares
absolutas.
INICIO
Obtención de los ángulos
nodales a partir de las
estructuras del Estimador
de estados
Calculos de las diferencias
angulares absolutas
mediante RTC’s
Se configura los TAGs del
Histórico
Desarrollo de
aplicaciones en el
Sistema Historico
Interfaz Gráfica
de usiario
Programacion de
Aplicaciones en
.NET
FIN
Figura 3.8 Diagrama de Flujo de Desarrollo de las herramientas computacionales
3.3 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación
El operador del CENACE debe tener una conciencia situacional clara y precisa ante
todas las acciones que realiza para efectuar el control del SIN. Entre otras tareas
importantes que debe supervisar el operador, es la frecuencia, que está ligada
directamente al balance de carga – generación. El control de frecuencia en el SIN
se realiza de forma centralizada en el Centro Nacional (CENAL-CENALTE), con el
CAPITULO 3
33
objetivo de dar seguimiento a la planeación de la operación, de tal forma, que se
puedan optimizar y coordinar los diferentes recursos de generación disponible. Así
como también para cumplir con los requisitos del balance y corregir sus diferencias,
las unidades generadoras deben ser operadas y controladas en diferentes
horizontes de tiempo, de tal manera que cumplan con el consumo y regulación de
la frecuencia del sistema [11]. Para que el operador pueda realizar la supervisión
de la frecuencia y el balance de carga – generación de una forma práctica se ha
pensado en el CENALTE en el desarrollo de la herramienta de “monitoreo de la
reserva de regulación”, la cual tiene como principal objetivo, mostrar al operador de
una manera gráfica y sencilla la generación instantánea que participa en la
regulación secundaria, así como también, visualizar el rango de reserva de
regulación que tiene disponible para subir o bajar, de acuerdo a sus necesidades,
de tal manera que pueda anticiparse ante cualquier acontecimiento que se pueda
presentar en el SIN.
3.3.1 Problemática: Monitoreo de la reserva de regulación
Las necesidades inherentes al crecimiento de los SEP´s, demandan una evolución
similar en las estrategias de operación y control de los mismos. El control de
frecuencia en los SEP´s, es uno de los objetivos primordiales que el operador del
CENACE debe estar vigilando constantemente del SIN. Así como también el
balance carga-generación en el SIN debe mantenerse de manera continua,
cualquier diferencia en este balance ocasiona una desviación de frecuencia.
La regulación del sistema, consiste en mantener la frecuencia del sistema en su
valor nominal (programado), mediante acciones que realiza el operador de control
para lograr mantener reserva de regulación que le permita obtener el balance de la
carga en cada instante (tiempo Real) [11].
CAPITULO 3
34
Algunas acciones del operador son:
Redistribución de generación.
Conexión/Desconexión de unidades
Mantener Reserva de Regulación
Reprogramación de intercambios.
Modificación del punto de operación en unidades operando en modo
Manual.
A continuación se definen algunos conceptos relacionados con la Reserva de
Regulación:
Regulación primaria
Es la respuesta natural del sistema que comprende la acción de los gobernadores
de velocidad de las unidades generadoras, en función de su característica de
regulación
Regulación Secundaria.
Es la acción comandada por un control suplementario (Centro de Control) que
ajusta la referencia de carga de la unidad generadora, con el objetivo de mantener
la frecuencia e intercambio neto (otras variables) a valores programados.
Actualmente el Control Automático de Generación (AGC), es la herramienta que
realiza la regulación secundaria en el SIN.
Regulación Terciaria.
Es la acción manual del operador para complementar el objetivo del control.
Algunos aspectos que no permiten el cumplimiento del Objetivo.
CAPITULO 3
35
Reserva insuficiente.
Regulación primaria mala.
Número limitado de unidades en control secundario.
Las acciones del operador, consisten en utilizar los recursos que se tienen
establecidos como reserva operativa (Rodante (No AGC) y Fría), para reemplazar
de manera económica la reserva de regulación, que previamente se hizo efectiva
para el control de frecuencia.
Clasificación de reserva.
La clasificación de reserva operativa en el subsistema de Control de Generación,
está definida para diferentes niveles.
Unidad
Planta
Zonas
Área
Sistema
El cálculo de las diferentes reservas se asocia a un periodo de tiempo (primario,
secundario), que define el tiempo en el cual se hacen efectivas dichas reservas.
T1 = 3 Minutos.
T2 = 20 Minutos.
Los requerimientos de reserva de regulación son definidos a nivel zonas de forma
manual por el operador, y el AGC verifica y alarma cuando no se cumple con este
requerimiento [11]. Ver Figura 3.9
CAPITULO 3
36
Figura 3.9 Clasificación de reserva
Reserva rodante.
Reserva rodante: Es la reserva que se tiene disponible en las unidades
sincronizadas al sistema, el cálculo de esta reserva es en función de los límites de
regulación, la rampa y los tiempos primario y secundario. Esta reserva se calcula
en ambos sentidos Subir/Bajar [11].
Reserva de regulación.
Esta reserva está disponible en las unidades que se encuentran bajo control del
AGC en los modos AUTO, Base Regulado (BREG) y Programado Regulado
(PREG). Esta reserva se hace efectiva automáticamente, y se calcula únicamente
para el tiempo T1 [11]. Ver las siguientes relaciones.
),( * ))
),( * ))
CAPITULO 3
37
Límites de unidades generadoras.
El AGC verifica los diferentes límites definidos para cada unidad generadora, estos
límites tienen funciones específicas dentro del proceso de control.
Capacidad máxima: Es la capacidad máxima que la unidad puede aportar al
sistema, comúnmente es el dato de placa (MW).
Capacidad mínima: es la capacidad mínima de la unidad, para el caso de control,
esta capacidad se define en cero (MW).
Límite de regulación alto: Es el límite alto al cual la unidad generadora es
controlada por el AGC, por lo tanto, la generación deseada que calcula el AGC
para esta unidad no deberá exceder este valor, sin embargo para acciones de
regulación primaria, la unidad si puede aportar generación mayor a este límite.
Límite de regulación bajo: Es el límite bajo al cual la unidad generadora es
controlada por el AGC, por lo tanto, la generación deseada que calcula el AGC para
esta unidad no deberá ser menor a este valor, sin embargo para acciones de
regulación primaria, la unidad si puede aportar generación menor a este límite.
El rango delimitado por el límite de regulación alto y bajo se denomina rango de
regulación, que es el rango de operación de la unidad bajo control del AGC.
Límite económico alto: Este límite es para la ejecución del despacho económico, e
indica el límite máximo que el punto base económico puede alcanzar en una unidad
operando en algún modo despachable (MW).
Límite económico bajo: Este límite es para la Ejecución del Despacho Económico, e
indica el límite mínimo que el punto base económico puede alcanzar en una unidad
operando en algún modo despachable (MW).
CAPITULO 3
38
El punto base económico calculado por el despacho, debe respetar estos límites.
Límites de derrateo: Este límite indica que la unidad está derrateada, de tal forma
que el AGC considere esta condición física de la unidad, modificando el límite de
regulación alto.
Umbral (THRESH): Este umbral se utiliza en AGC para considerar la unidad
sincronizada y en modo manual.
Zonas prohibidas: Estas zonas definen pequeños rangos en los cuales la operación
de las unidades no es recomendable, como son zonas que presentan cavitación en
unidades hidráulicas, etc. [11]. Ver Figura 3.10
Figura 3.10 Límites de unidades generadoras
Actualmente el operador del CENACE para consultar los límites de las unidades
generadores lo realiza desde un desplegado del SITRACEN. Donde puede
observar los límites de las unidades generadoras en el tiempo actual y por cada
unidad generadora, ver Figura 3.11
CAPITULO 3
39
Figura 3.11 Menú CFE AGC: Control de generación por unidad
Por los diversos escenarios que el operador debe vigilar en el SIN y por lo
complejo que cada vez se vuelve su trabajo y aunado a esto que tenga que
consultar los límites de regulación alto y bajo por cada unidad generadora para
determinar con cuanta reserva de regulación cuenta, se vuelve aún más complejo,
por esta razón se ha pensado en el desarrollo de la herramienta “monitoreo de
reserva de regulación”.
3.3.2 Fundamento
En el sistema EMS-SCADA del CENACE se cuenta con un sistema de mediciones
telemedidas, entre otras cosas, que permite obtener las mediciones de las
unidades generadoras del SIN en tiempo real en datos crudos. Bajo este escenario,
sobre el cual el personal de operadores de la sala de control del CENACE realiza
su proceso, el cual resulta ser muy difícil para la obtención de la generación del
SIN, así como también la reserva de regulación, para cuando se requiere dicha
información de manera rápida y precisa.
CAPITULO 3
40
Es por esta razón que se ha desarrollado la herramienta de “monitoreo de reserva
de regulación” que permite mostrar al operador de sistema la información en tiempo
real de la generación del SIN y la reserva de regulación, y mediante herramientas
que consultan estructuras de tiempo real, se puede obtener una tendencia de la
generación en tiempo real y de su reserva de regulación permitiéndole al operador
anticiparse al comportamiento de la generación del SIN y de esta manera mejorar
la supervisión y control evitando posibles problemas de frecuencia en el SIN.
3.3.3 Desarrollo
La herramienta “monitoreo de reserva de regulación” fue desarrollada en una
plataforma C#, mediante la cual se realizan consultas a estructuras de tiempo real
de las unidades generadoras que se encuentran bajo control del AGC en los modos
AUTO, BREG y PREG; teniendo como principal objetivo determinar la reserva de
regulación disponible en el SIN. Los datos obtenidos de las estructuras de tiempo
real son procesados para que finalmente se muestre en forma gráfica información
de la generación actual y los límites de regulación subir y bajar, dándole al
operador una mayor visión y sensibilidad del comportamiento de la generación
actual a través de un rango que está definido por los límites de regulación, y al
mismo tiempo le permite determinar de una manera rápida y práctica la reserva de
regulación que se tiene disponible en el SIN, y puede hacer uso de ella en el
momento que se requiera, para mantener el control de la frecuencia y el balance de
carga – generación del SIN.
Con esta herramienta, además de calcular el total de la generación actual del SIN
que participa en la regulación secundaria, también se calcula el promedio de la
misma; Además de calcular el total del límite de regulación (alto y bajo) de las
unidades que se encuentran bajo control del AGC en los modos AUTO, BREG y
PREG. Concentrando toda esta información en una gráfica, con la finalidad de que
CAPITULO 3
41
el operador pueda tener una conciencia situacional que está basada básicamente
en la visualización. Mediante la cual puede vigilar el comportamiento de la
generación y al mismo tiempo visualizar y determinar la cantidad de reserva de
regulación disponible, definida a partir de la generación actual y los límites de
regulación (subir y bajar). Ver Figura 3.12
Figura 3.12 Herramienta monitoreo de reserva de regulación.
Con el desarrollo de esta herramienta el operador ya no tendrá que consultar los
desplegados en forma de tabla, que le demoran mucho tiempo para calcular la
reserva de regulación disponible en el SIN. Ahora con sólo consultar la gráfica que
CAPITULO 3
42
presenta la herramienta de “monitoreo de reserva de regulación” podrá definir de
forma clara que cantidad de reserva de regulación tiene disponible en el SIN, para
que pueda ser utilizada en el momento que sea requerida. Aumentando al
operador una conciencia situacional que le permita tomar decisiones acertadas
mientras realiza controles en el SIN.
3.4 Herramienta para la evaluación de la operación
La conciencia situacional es considerada como un concepto benéfico debido a que
se puede medir. La medición directa que se hace de la conciencia situacional se
basa en la comprensión de como los operadores acoplan una extensa cantidad de
información disponible para formar un cuadro operativo de control coherente. Al
medir la conciencia situacional del operador del CENACE proporciona un índice
útil para evaluar el diseño de los sistemas y las técnicas de entrenamiento, así
como para mejorar su entrenamiento, que lo lleven a tomar decisiones eficaces y
evitar que tome malas decisiones [1].
3.4.1 Problemática: Evaluación de la operación
En tiempos más recientes se exige, que el operador debe estar mejor preparado,
para evitar que tome malas decisiones que lo lleven a ocasionar fallas graves
mientras realiza controles en el SIN.
Por tal razón surge la necesidad de desarrollar una herramienta que permita
obtener resultados del desempeño del operador durante el tiempo que realiza
diferentes controles a través del sistema EMS-SCADA en el SIN.
En el CENALTE se ha pensado en el desarrollo de una herramienta para evaluar
el desempeño del operador en sus principales funciones como lo son: control de
CAPITULO 3
43
frecuencia, reserva de generación, control de enlaces, monitoreo de límites de
operación, entre otras.
3.4.2 Fundamento
En el CENALTE se cuenta con un sistema histórico que le permite almacenar una
gran cantidad de información en datos crudos, que por sí solos son difíciles de
analizar. Observando la necesidad que se tiene de dar un orden a la información
historizada y mostrar información útil de manera más práctica enfocados en la
evaluación del desempeño del operador durante su turno de trabajo, se desarrolló
una herramienta de apoyo que permite un mejor análisis de estos datos.
3.4.3 Desarrollo
La evaluación de la operación está basada en herramientas desarrolladas en
macros de Excel en las que se realizan consultas de datos históricos como son:
frecuencia, generación, límites de operación y reservas, con la intención de
obtener registros que nos permitan evaluar el desempeño del operador durante los
turnos en los que realiza acciones de control a través del programa SITRACEN.
Los datos que se consultan a través de las macros se realizan desde el histórico,
con la finalidad de evaluar el turno del operador, si está cumpliendo con políticas
establecidas como el predespacho, límites de transmisión o reserva. De tal
manera que el resultado obtenido, se le dé a conocer al operador, como
retroalimentación, y pueda tomar las medidas necesarias para mejorar el
desempeño de su trabajo.
Sistema histórico.
Actualmente en producción se cuenta con un sistema histórico instalado en los
sistemas Network Manager R3.
CAPITULO 3
44
El software PI-Server en la plataforma de Windows es arrancado automáticamente
vía los servicios del propio sistema operativo.
La interface entre el sistema histórico y el sistema de Tiempo Real utilizada para
crear la base de datos de los tags es llevada a cabo mediante un mecanismo
basado en un servicio de Windows, residente en cada servidor histórico, el cual
monitorea continuamente en busca de nuevas definiciones de puntos [1]. Ver
Figura 3.13
Figura 3.13 Almacenamiento de datos históricos.
Herramienta consulta de datos de frecuencia, reservas, demanda y cargas
Industriales.
El CENACE, tiene como principal objetivo suministrar de forma continua el servicio
de energía con calidad en la frecuencia, para ello, implica que el operador vigile y
controle la reserva, la demanda y cargas industriales entre otras.
Históricos
RAS01, 02 Servidores
Oracle
RDAS
Consolas basadas
en PC´s
CAPITULO 3
45
Se cuenta con desplegados donde se monitorean, en tiempo real, cada una de las
variables involucradas en el control de la frecuencia. Ver Figura 3.14
Figura 3.14 Control de la frecuencia a través de la reserva, demanda y carga
Industrial.
La frecuencia de la red es el resultado del equilibrio entre la generación y el
consumo de energía en tiempo real. Y requiere de un ajuste permanente de la
generación para adaptarse a la demanda.En la operación del SIN se establece un
valor nominal de frecuencia como referencia para mantener el equilibrio entre
demanda y generación. Para ello el operador del CENACE debe tomar en cuenta
los criterios necesarios para realizar el control de las variables de reservas,
demanda y cargas Industriales, de tal forma que mantenga a la frecuencia dentro
de su banda de límites. Vigilar estas variables es una tarea muy importante, por
esta razón surge la necesidad de medir los criterios que el operador está utilizando
para realizarlas. Para ello se ha pensado en el desarrollo de la herramienta
“FREC_RESRV_DEM_CARGA”. Esta herramienta está desarrollada en un archivo
CAPITULO 3
46
de Excel en donde se especifican un conjunto de scripts dentro de una macro, que
permiten realizar consultas a los tags de frecuencia, reservas, demanda y cargas
industriales desde el histórico.
El objetivo de la herramienta es realizar la comparación de la información de los
tags entre dos días, es decir se ingresan los datos de la fecha y horario del día 1 y
del día 2 para los cuales realizará la consulta desde el histórico, del tag de una
variable seleccionada, ver Figura 3.15.
Figura 3.15 Herramienta FREC_RESRV_DEM_CARGA
La comparación de la información de los tags entre dos días se realiza con la
finalidad de obtener con el día 1 una referencia de como el operador controló las
variables de frecuencia, reservas, demanda y cargas industriales. Y se compara
contra los datos obtenidos para el día 2, obteniendo como resultado una evaluación
de como el operador controló las variables frecuencia, reservas, demanda y cargas
CAPITULO 3
47
industriales. De tal manera que los datos de las variables obtenidos del día 1 y del
día 2, se grafican para agilizar el análisis de los resultados.
De manera que se obtienen cuatro gráficas. Ver Figuras 3.16 y 3.17
1. “FRECUENCIA”.
2. Desviación de la frecuencia en el tiempo, “T_ERROR”
3. Error acumulado en la frecuencia, “ACUM”
4. Depende de la variable seleccionada “VARIABLE”.
CAPITULO 3
48
Figura 3.16 Gráficas de frecuencia, desviación de la frecuencia en el tiempo y error acumulado en la frecuencia
CAPITULO 3
49
Figura 3.17 Gráfica (4) reserva bajar 3min
Herramienta consulta de datos de generación y reserva de regulación en AGC en el periodo de operación de control
El operador del CENACE es el encargado de mantener la capacidad de generación
adecuada que asegurare un balance carga – generación en el SIN, de tal forma
que optimice y coordine los diferentes recursos de generación disponible.
La Reserva de Regulación está disponible en las unidades que se encuentran bajo
el Control Automático de Generación (AGC) en los modos AUTO, BREG y PREG.
Referente al control y administración de energía, el CENACE cuenta con un
Sistema EMS- SCADA, en el cual reside el AGC, que es la aplicación en tiempo
real que tiene como objetivo principal mantener los valores de frecuencia e
intercambio neto a valores programados.
CAPITULO 3
50
Las acciones de control de reserva de regulación, realizadas por el operador, son
una tarea muy importante, por lo que se debe evaluar las acciones que realiza el
operador para esta variable, y poder conocer su desempeño de conciencia
situacional ante los acontecimientos que se presentan mientras realiza controles de
reserva de regulación en el SIN.
Por esta razón se desarrolla en el CENALTE la herramienta “GENRES”, la cual
está desarrollada en un archivo de Excel en donde se especifican un conjunto de
scripts dentro de una macro, que permiten realizar consultas a los tags del
histórico, correspondientes a la reserva de regulación para las diferentes unidades
generadoras del SIN. Ver Figura 3.18
Figura 3.18 Herramienta GENRES
A través de esta herramienta se puede consultar el límite alto y limite bajo de cada
unidad generadora del SIN que participa en la reserva de regulación del AGC.
CAPITULO 3
51
El objetivo de la herramienta “GENRES” es observar el comportamiento histórico de
la reserva de regulación, es decir, la diferencia entre la generación actual de la
unidad y el límite alto de regulación o el límite bajo de regulación. Seleccionando la
fecha y hora de un rango de tiempo en específico. Los resultados se grafican para
agilizar el análisis de los resultados. Con la finalidad de verificar y evaluar los
criterios que utilizó el operador para controlar la reserva de regulación subir y la
reserva de regulación bajar del SIN. Ver Figura 3.19
Figura 3.19 Gráfica Límite alto de regulación, generación actual y límite bajo de regulación del SIN
Otra de las bondades que tiene la herramienta es consultar los tags de las
unidades generadoras que están en AGC, con la finalidad de detectar cuáles
fueron las unidades que participaron en la reserva de regulación del SIN y
determinar si el operador cumplió con el predespacho establecido. Ver Figura 3.20
CAPITULO 3
52
Figura 3.20 Gráfica número de unidades generadoras en AGC
Herramienta límites de Enlaces del SIN.
En el SITRACEN se cuenta con un desplegado donde se muestran los límites
máximos operativos de trasferencia de potencia en las líneas de enlaces
importantes del SIN.
Figura 3.21 Desplegado de límites máximos operativos.
CAPITULO 3
53
El operador del CENACE controla los límites máximos operativos de las líneas de
enlaces del SIN a través del desplegado “LIM-ENLA” (ver Figura 3.21). Es
importante que el operador vigile los límites máximos operativos ya que cuando
se viola alguno de ellos se corre el riesgo de que se sobrecarguen las líneas de
enlace y pueda ocasionar disparo de algún(os) enlaces. Por esta razón se ha
pensado en el desarrollo de la herramienta LIMENLA (ver Figura 3.22), la cual
tiene como objetivo consultar los tag de los límites máximos operativos, para
evaluar cuáles fueron las líneas de los enlaces que fueron violados y en qué
tiempo el operador normalizó el límite máximo operativo (ver Figura 3.23).
Figura 3.22 Herramienta LIMENLA
De tal manera que se pueda evaluar la conciencia situacional del operador al
realizar controles en los límites máximos operativos y el jefe del departamento de
operación podrá determinar si realizó controles de forma razonable, o si requiere
de mayor capacitación para mejorar los criterios que debe utilizar para realizar
controles en los límites máximos operativos de las líneas de enlaces del SIN. Ver
Figura 3.23
CAPITULO 3
54
Figura 3.23 Gráfica del Límite Máximo Operativo de un Enlace del SIN.
CAPITULO 4
55
4 RESULTADOS
4.1 Herramienta de Monitoreo de diferencias angulares absolutas
en los enlaces del SIN
Herramienta para el monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces
del SIN. Surge la necesidad del desarrollo de esta herramienta, debido a que
desafortunadamente, en un sistema EMS-SCADA tradicional, no se cuenta con las
mediciones de ángulo de voltaje. No obstante, es posible monitorear la variable de
ángulo de voltaje mediante la tecnología de las Unidades de Medición Fasorial
(PMU). Sin embargo, debido a que actualmente los PMUs son una tecnología
emergente y además muy costosa, no se tiene disponible en todas las
subestaciones del SIN sino solo en puntos estratégicos. Para el desarrollo de la
herramienta se utiliza el software del SITRACEN, donde se realiza un programa
que efectúa consultas a estructuras del SE y se realizan desplegados para que el
operador pueda visualizar gráficamente la información.
En seguida se describe un caso de estudio en donde el operador utiliza la
herramienta monitoreo de diferencias angulares absolutas en los enlaces del SIN,
para darle solución a una problemática de apertura angular en un enlace de la red
troncal de 400 KV; tomando, a partir del resultado de esta herramienta, decisiones
operativas necesarias para realizar la maniobra que se describe en este caso.
4.1.1 Caso de Estudio: Supervisión de Apertura angular en el
enlace HCP A3000 REC
Se considera como caso de estudio el monitoreo de la diferencia angular en el
enlace que existe entre las subestaciones Hércules Potencia (HCP) y Río
Escondido (REC), cuando se tiene una licencia programada sobre los bancos de
CAPITULO 4
56
la subestación El Encino (ENO), con número: L-20120819-0297. La licencia
consiste en librar en muerto los bancos AT-01 y AT-02 en la subestación ENO el
día 19/08/2012 a las 22:00:00 Hrs. y con fecha de regreso el día 20/08/2012 a las
06:56:46 Hrs.
Para ilustrar la problemática en el caso de estudio se muestra la zona involucrada
en la Figura 4.1. Y por otro lado, en la Figura 4.2 se muestra con más detalle la
topología de la red asociada a la licencia.
Figura 4. 1 Zona involucrada en el caso de estudio
CAPITULO 4
57
Figura 4. 2 Detalle topológico de la red
Análisis de la Condición Operativa después de conceder la Licencia de los
bancos de la subestación ENO
Se inician las maniobras para conceder la licencia siendo las 22:12:00 Hrs. del día
19/08/2012, librando bancos AT-01 y el AT-02 de ENO y LTs ENO-A3A10-HCP y
finalmente HCP-A3000-REC, como se muestra en la Figura 4.3. Se finalizan
maniobras y se otorga la licencia a las 23:22:00 Hrs. del día 19/08/2012.
CAPITULO 4
58
Figura 4. 3 Topología de la red después de conceder la licencia
Se hace un monitoreo de la diferencia angular entre los buses que están
energizados (ENO-230KV y REC-400KV) entre las 22:00:00 Hrs. del día
19/08/2012 y las 07:00:00 Hrs. del día 20/08/2012 y se observa que después de
otorgar la licencia el valor absoluto de la diferencia angular se incrementa
súbitamente de 9.8199º a las 22:11:44 Hrs. a una valor de 23.7384º a las 22:13:34
Hrs. del día 19/08/2012, debido a la apertura del enlace entre las subestaciones
ENO-REC (Figura 4.4).
Siguiendo la tendencia de la Figura 4.4, se puede ver que la diferencia angular,
entre ENO-230KV y REC-400KV, empieza a disminuir a partir de las 23:00:00 Hrs.
del día 19/08/2012. Esto fue debido al cambio en el despacho de generación en
las áreas de control OCC, ORI y CEL. Lo cual permitió que al retirar la licencia la
diferencia angular fuera lo suficientemente pequeña como para poder cerrar el
CAPITULO 4
59
enlace HCP-REC, sin que se violen las restricciones de los dispositivos de
sincronismo y por lo tanto evitando posibles problemas de inestabilidad.
Figura 4. 4 Diferencia angular entre ENO_230KV y REC_400KV
Análisis de la Condición Operativa previo al retiró de la Licencia
Siendo las 05:55:00Hrs del día 20/08/2012, se verifica la diferencia angular entre
las subestaciones energizadas ENO-230KV y REC-400KV (ver Figura 4.4) y se
tiene un valor de 13.7817º, se comienzan las maniobras para el retiro de la
licencia, energizando primeramente los bancos AT-01 y el AT-02 de ENO. En
seguida se cierra la LT HCP-A3000-REC y se monitorea la diferencia angular
entre las subestaciones energizadas REC-400KV y HCP-400KV, como se muestra
en la Figura 4.5, teniendo un ángulo de 7.7716º a las 06:53:00Hrs. Finalmente se
CAPITULO 4
60
cierra el enlace ENO-A3A10-HCP siendo las 06:56:00Hrs del día 20/08/2012, con
una diferencia angular de 3.4º entre las subestaciones REC y HCP. Y se regresa
la licencia sin reportar novedad.
Figura 4. 5 Diferencia angular entre REC-400KV y HCP-400KV
4.1.2 Beneficios obtenidos
Dando seguimiento a este caso que se presentó en el SIN se puede observar que
el operador siempre estuvo monitoreando la diferencia angular absoluta con la
herramienta desarrollada de monitoreo de diferencias angulares absolutas en los
enlaces del SIN, teniendo como resultado una respuesta rápida para efectuar las
maniobras sin poner en riesgo la estabilidad del SIN
El resultado de mantener la conciencia situacional en cualquier instante de tiempo
mientras realiza cambios de controles el operador en el SIN se mencionan en
seguida:
CAPITULO 4
61
Preparación y planificación
Efectividad en las comunicaciones
Vigilancia y seguimiento
Habilidad para controlar las tareas
Habilidad para controlar las distracciones
Aunado a esto la herramienta de monitoreo de diferencias angulares absolutas en
los enlaces del SIN ha sido estructurada para identificar la presencia de los
precursores que permita al operador tener un buen desempeño que fomente su
participación activa al operar el SIN.
4.2 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación.
Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación. Esta herramienta surge,
debido a que el operador solo cuenta con un desplegado con información en un
tabular, donde se despliega la reserva de regulación subir y bajar por cada unidad
generadora, lo cual no es práctico para que el operador pueda determinar el total
de reserva de regulación subir y bajar, disponible para cualquier eventualidad que
pueda presentarse en el SIN. Por tal razón se desarrolla la herramienta en el
software C#, la cual realiza consultas a estructuras de tiempo real de las unidades
generadoras que se encuentran bajo control del AGC. Facilitándole la información
de una manera gráfica al operador y determinar la disponibilidad de reserva de
regulación subir y bajar de forma rápida.
El operador en todo momento está supervisando la frecuencia y la demanda del
SIN, desde el sistema EMS-SCADA. Para este caso de estudio se considera un
día típico donde se muestra cómo el operador controla la reserva de regulación,
manteniendo así el balance carga-generación, apoyándose de una herramienta
que le permite sensibilizarse en el estado operativo de reserva de regulación.
CAPITULO 4
62
4.2.1 Caso de Estudio: Supervisión de la demanda en un día
típico.
Se considera como caso de estudio el monitoreo de la reserva de regulación del
SIN en tiempo real, para poder ejemplificar este caso, se considera el día
03/09/2014 en un periodo de tiempo que comprende de las 14:20:58 hrs. a las
14:25:00 hrs. En la Figura 4.7 se puede observar que la demanda iba en aumento.
En el desplegado del EMS-SCADA llamado “SIN” se muestra el valor instantáneo
de la reserva total de regulación, tanto para subir como para bajar, siendo las
14:20:58 hrs estos valores se muestran en color rojo (ver Figura 4.6, lado
izquierdo) para ese instante de tiempo, lo que significa que se tiene poca reserva
de regulación subir así como también, reserva de regulación bajar; mientras que
con la herramienta de monitoreo de la reserva de regulación, desarrollada en el
CENALTE, el operador puede ver gráficamente el estado operativo de la reserva
de regulación (ver Figura 4.6, inferior), adoptando con esto una mayor sensibilidad
del sistema; por lo cual se requiere que el operador tome acciones inmediatas
para poder controlar el balance carga-generación.
CAPITULO 4
63
Figura 4. 6 Monitoreo de la reserva de regulación
CAPITULO 4
64
Figura 4. 7 Monitoreo de la demanda.
Acciones del operador ante la falta de reserva de regulación.
El operador se apoya de la herramienta monitoreo de la reserva de regulación
observando la gráfica para definir cuanta reserva de regulación subir y bajar tiene
disponible, de tal manera que le permita determinar de forma clara y rápida, si
requiere integrar o sacar unidades generadoras bajo el control del AGC en los
modos AUTO, BREG y PREG para que participen o dejen de participar en la
regulación del SIN.
Para este caso se observa que la demanda en el horario de 14:25:00 aumentó
paulatinamente, por lo tanto, el operador decide aumentar la reserva de regulación
subir así como la reserva de regulación bajar, por lo que inicia el proceso de
integrar unidades generadoras bajo el control del AGC, siempre y cuando cuente
CAPITULO 4
65
con reserva de regulación para subir y bajar. De tal manera que en poco tiempo
logra balancear las reservas de regulación subir y bajar (ver Figura 4.8)
anticipándose para los cambios que se aproximan en la demanda, así como
también para cualquier otro acontecimiento que se pueda presentar y evitar un
desbalance entre carga – generación en el SIN.
Figura 4. 8 Monitoreo de la reserva de regulación.
CAPITULO 4
66
4.2.2 Beneficios obtenidos
El resultado muestra que el operador mantuvo una conciencia situacional elevada
que lo llevó a desarrollar una adecuada interpretación de la información
presentada, con el objeto de poner sentido a los eventos que ocurren, pudiendo
también anticiparse a los acontecimientos futuros, tomando decisiones inteligentes
y manteniendo el control. De tal manera que la herramienta de la reserva de
regulación es práctica y apoya al operador a tomar decisiones rápidas, ya que
atiende al mismo tiempo diversas actividades que también no debe perder de
vista, de tal manera que siempre obtenga buenos resultados.
4.3 Herramienta para la evaluación de la operación
Herramienta para la evaluación de la operación. Surge la necesidad del desarrollo
de esta herramienta, debido a que el jefe del departamento de operación, tiene
que obtener y analizar gran cantidad de información en datos crudos almacenados
en el sistema histórico, para evaluar el desempeño del operador durante el tiempo
que realiza diferentes controles a través del EMS-SCADA en el SIN. Por esta
razón se desarrollan macros en Excel en las que se realizan consultas a datos
históricos de: frecuencia, generación, límites de operación y reservas, las cuales
se grafican con la intención de obtener registros que permitan evaluar el
desempeño del operador y poder mejorar su conciencia situacional al realizar
controles en el SIN.
Cada vez que se transfiere el control del SIN al CENALTE, el operador del
CENALTE tiene toda la responsabilidad de las acciones que se efectúen en el
sistema eléctrico de potencia, por lo cual es necesaria una herramienta que
permita la evaluación de la operación, con la cual se obtienen los resultados del
desempeño operativo, en un periodo de tiempo, de forma inmediata para ser
CAPITULO 4
67
analizados; de tal manera que se pueda retroalimentar al operador las áreas de
oportunidad y así incrementar la conciencia situacional del operador.
4.3.1 Caso de Estudio: Evaluación de la operación en el cambio
de control entre CENAL – CENALTE.
Se considera como caso de estudio, el obtener los resultados de la evaluación de
la operación del día 26/11/2013 en un horario de tiempo de las 06:41 hrs. hasta las
15:02 hrs, el cual corresponde al turno de la mañana, en donde se realizó cambio
de control del CENAL hacia el CENALTE. Se obtienen varias gráficas utilizando la
herramienta evaluación de la operación, las cuales muestran dos tendencias, una
en color azul que representa otro día 19/11/2013 en el que también hubo cambio
de control de CENAL hacia el CENALTE, la cual se utiliza como referencia para
compararla con la tendencia de color rojo que representa el día de análisis,
26/11/2013. De tal manera que se pueda visualizar si el desempeño del operador
ha mejorado o en su defecto ha disminuido.
Las primeras gráficas que se obtienen son las de “Desviación de la Frecuencia en
el Tiempo y Error Acumulado en la Frecuencia” (ver Figura 4.9), estas gráficas
muestran el resultado total de la integral de la desviación de la frecuencia en un
periodo de tiempo, es decir, que la herramienta de la evaluación de la operación
obtiene la suma total de los periodos de tiempo cuando la frecuencia se mantuvo
por encima o por debajo de su valor nominal.
CAPITULO 4
68
Figura 4. 9 Desviación de la Frecuencia en el Tiempo y Error Acumulado en la
Frecuencia
En seguida se obtienen las gráficas de “Reserva de Regulación Subir y Bajar” (ver
Figura 4.10). La finalidad de obtener los datos de la Reserva de regulación en un
periodo de tiempo, es para darnos cuenta si el operador pudo mantener en un
valor constante la reserva de regulación subir y bajar, de tal manera que en todo
CAPITULO 4
69
momento cuente con reserva de regulación disponible que pueda manipular
cuando se requiera, ya sea por algún acontecimiento en estado normal o de
emergencia que se presente en el SIN. Otras de las gráficas que se muestran en
la Figura 4.10 es de la generación y el número de unidades en modo de control
AGC del SIN, de las cuales se obtienen sus datos en un periodo de tiempo que
permita analizar los resultados, para verificar cuantas unidades generadoras
integró el operador en modo de control AGC, con la finalidad de mantener el
balance de carga-generación mediante el buen manejo de la generación dentro de
sus límites de regulación alto y bajo.
CAPITULO 4
70
CAPITULO 4
71
Figura 4. 10 Generación, Reserva de Regulación Subir y Bajar del SIN y Numero de Unidades generadoras en AGC
Otra gráfica que se obtiene es de la demanda (ver Figura 4.11), con la finalidad de
visualizar la dinámica constante que presenta la demanda del SIN, en un periodo
de tiempo, mayormente influenciada por las cargas industriales (ver Figura 4.12),
sin perder de vista que siempre debe mantener el balance de carga-generación y
la frecuencia del SIN. El objetivo es que el operador mejore los diferentes
controles que realiza para darle seguimiento a la demanda de una forma fina, es
decir que no se observen picos en la frecuencia que pongan en riesgo el equilibrio
del sistema. Se compara con otro turno en el mismo periodo de tiempo para
verificar que el operador vaya mejorando en las diferentes acciones que realiza
para darle seguimiento a la demanda del SIN.
CAPITULO 4
72
Figura 4. 11 Demanda del SIN
Figura 4. 12 Calculo Carga Industrial
CAPITULO 4
73
Finalmente se obtienen las gráficas de los límites máximos operativos de enlaces
importantes en el SIN (ver Figura 4.13), con la finalidad de mostrar si el operador
pudo mantener el flujo de las diferentes líneas de transmisión dentro de sus límites
máximos operativos, de tal manera que se evite en todo momento un colapso en
el SIN
Figura 4. 13 Límites Máximos Operativos de los Enlaces del SIN
CAPITULO 4
74
En la gráfica anterior del Enlace TUA (ver Figura 4.13), se observa que el enlace
está violando su límite máximo de operación, manteniéndose así por un tiempo de
5 horas y 20 minutos aproximadamente.
4.3.2 Beneficios obtenidos
Para mejorar la consciencia situacional y mantener el alto nivel de calidad en la
operación del SIN, se utiliza la herramienta de evaluación de la operación, con la
cual se pretende evaluar puntos clave del control ejercido por los operadores de
CENALTE durante un periodo de tiempo. Para ello se involucran para su análisis
los resultados obtenidos de las gráficas de la herramienta de evaluación de la
operación.
Para el caso de estudio comprendido en el tema 4.3.1, se puede concluir que la
operación del turno se llevó a cabo sin ninguna complicación y de acuerdo a lo
programado, habiéndose acumulado un error de tiempo en la frecuencia durante el
turno de +5.915, lo cual indica un resultado satisfactorio, por otro lado se
verificaron los límites máximos operativos de los principales enlaces del SIN,
percibiendo que sólo el enlace TUA fue estresado al grado de violar su límite
durante 5h y 20 min. Bajo este escenario se vuelve retador para los operadores
del CENALTE, ir mejorando este resultado.
Al finalizar el turno se le da a conocer al operador el resultado de su desempeño y
se le retroalimenta las áreas de oportunidad que tiene, para que siga trabajando y
mejore así su conciencia situacional en los diferentes procesos que debe
desempeñar en su trabajo del día a día. Otro beneficio de este ejercicio de
evaluación es mejorar la capacitación teórico-práctica en el Simulador de
Entrenamiento para Operadores (DTS, por sus siglas en ingles).
CAPITULO 5
75
5 ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1 Las herramientas complementarias desarrolladas en el
CENALTE cumplen con las necesidades requeridas por el
operador del CENACE
La presente tesis describe el trabajo realizado en temas de conciencia situacional
aplicada en el desarrollo de herramientas complementarias para la operación del
SIN. Esta labor fue pensada como un apoyo para el operador en las tareas que
realiza diariamente de tal manera que sea de ayuda para la operación diaria del
SIN o ante cualquier evento que se presente en el SIN.
El operador que ha utilizado las herramientas desarrolladas en el CENALTE, ha
tenido como resultado contribuciones que constituyen valiosas aportaciones a sus
conocimientos, sus percepciones y su creatividad, avanzando en la aplicación de
la conciencia situacional, así como también, permitiendo conocer la situación
cognoscitiva en la que se encuentra el operador del CENALTE. En virtud de ello,
el análisis de la conciencia situacional del operador se aplica a partir de las
siguientes herramientas desarrolladas en el CENALTE:
Herramienta para el monitoreo de diferencias angulares absolutas en los
enlaces del SIN
Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación
Herramienta para la evaluación de la operación
Con la finalidad de conocer el punto de vista, la utilidad y el resultado de las
ventajas obtenidas al utilizar las herramientas desarrolladas para incrementar la
conciencia situacional se realiza una entrevista a personal operativo del
CENALTE.
CAPITULO 5
76
5.2 Herramienta de Monitoreo de diferencias angulares absolutas
en los enlaces del SIN
Testimonio:
Entre sus múltiples actividades que desempeña el operador del sistema eléctrico
de CENALTE, hace uso de la herramienta de monitoreo de diferencias angulares
absolutas en los enlaces del SIN y entrevistando al operador, el Ing. Paul Higinio
Medel Morales con respecto al tema, comenta lo siguiente:
El utilizar la herramienta de diferencias angulares me ha ayudado a tomar
decisiones correctas. Por ejemplo, durante el turno se concedió una licencia en
muerto en uno de los enlaces entre TEX y TUV. En el tiempo que duro la licencia
no se presentó algún acontecimiento anormal, la licencia en muerto duro
aproximadamente 7 hrs. Finalmente, se deben iniciar las maniobras para preparar
las condiciones y poder regresar la licencia; Una de las cosas importantes que se
debe vigilar del enlace entre TEX y TUV es la diferencia angular absoluta antes de
realizar maniobras para energizar el enlace, de tal manera que se debe determinar
si se requiere de realizar movimientos de generación para disminuir la apertura
angular permitida por los sincrofasores.
Anteriormente, se tenía que obtener, primeramente, el ángulo de uno de los
extremos del enlace y posteriormente el otro extremo del enlace, una vez que se
tienen los ángulos de ambos extremos del enlace se efectúa manualmente el
cálculo para obtener la diferencia angular absoluta del enlace para cada instante
de tiempo que se quería verificar, lo cual representaba tiempos de retraso
significativos que podría ocupar en alguna otra actividad.
El utilizar la herramienta de diferencias angulares absolutas me ha ayudado a
ahorrar tiempo, ya que sólo necesito abrir un desplegado y puedo consultar la
CAPITULO 5
77
diferencia angular de varios enlaces del SIN para cualquier instante de tiempo
además de que da una idea más clara para determinar el lugar en el cual se debe
mover generación para disminuir la apertura angular permitida.
“Operador del CENALTE
Ing. Paul Higinio Medel Morales”
5.3 Herramienta para monitoreo de la reserva de regulación.
Testimonio:
El operador del CENALTE al controlar el sistema eléctrico como lo realiza
cotidianamente, hace uso de la herramienta para monitoreo de la reserva de
regulación y entrevistando al operador, el Ing. Francisco Sandoval Arias con
respecto al tema, comenta lo siguiente:
Verificar la reserva de regulación disponible para el control del AGC, la realizo
todo el tiempo ya que siempre se debe tener presente cuanta generación se
requiere ya sea para subir o bajar de acuerdo a las variaciones en la carga y en la
generación del SIN de tal manera que ante la presencia de alguna contingencia se
pueda mantener el control de la frecuencia adecuado. Por ejemplo, cuando se
presentó el disparo de la unidad 1 en la planta laguna verde en un horario de las
08:10 pm, perdiendo 800 MW (capacidad de la unidad de 855 MW), los cuales se
ven reflejados en la estabilidad del SIN. Inmediatamente consulte la herramienta
monitoreo de la reserva de regulación (que ya tenía abierta y monitoreando) para
verificar la cantidad de reserva disponible y poder hacer uso de ella, así como
también determinar si se requiere de sincronizar o desconectar una unidad, de tal
manera que siempre se mantenga reserva de regulación subir y bajar disponible
antes y después de que se utiliza para los diferentes acontecimientos que se
CAPITULO 5
78
presentan en el SIN. Por lo tanto considero que es una herramienta que me ayuda
a definir las condiciones del SEP, con sólo visualizar la tendencia que muestra la
herramienta para monitoreo de la reserva de regulación.
Además me reservo a estar revisando desplegados y a estar realizando cálculos
manualmente, que me demora mucho tiempo en tomar decisiones importantes en
la operación del SIN.
Pienso que la herramienta para el monitoreo de la reserva de regulación ya es de
gran utilidad de tal manera que se puede volver indispensable para la operación.
“Operador del CENALTE
Ing. Francisco Sandoval Arias”
5.4 Herramienta para la evaluación de la operación
Testimonio:
El jefe del departamento de operación, el Ing. Ernesto Bohórquez Robles elabora
un reporte para obtener el resultado del desempeño del operador utilizando la
herramienta para la evaluación de la operación el día 26 de Noviembre de 2013,
en el cual hubo cambio de control programado en tiempo real entre CENAL-
CENALTE, y comenta lo siguiente:
El día 26 de Noviembre de 2013 a las 6:42 horas se realizó cambio de control
entre el CENAL-CENALTE. Al tomar el control del Sistema se tenía una demanda
instantánea en el SIN de 27,422 MW y una generación de 27,562 MW, la reserva
de regulación para subir en 3 minutos era de 700 MW.
CAPITULO 5
79
Durante el turno los operadores del CENALTE tuvieron la responsabilidad del
despacho de generación, coordinación de maniobras y concesión de licencias
entre enlaces frontera, supervisión de flujos en enlaces de la red troncal del
Sistema Eléctrico, supervisión de niveles de vasos y supervisión del AGC
jerárquico además de las funciones rutinarias de elaboración de reportes
estadísticos y análisis de riesgos de la red eléctrica que se tienen encomendados
al CENALTE.
Durante el turno se registró un valor mínimo de frecuencia 59.929 Hz a las
08:16:23 hrs y un valor máximo de 60.144 Hz a las 10:56:59 horas, acumulado 1
minuto con 22 segundos por arriba de 60.11 Hz. (Ver Figura 5.1)
Figura 5. 1 Comportamiento de la Frecuencia durante el turno
La operación del turno se llevó a cabo sin ninguna complicación y de acuerdo a lo
programado, habiéndose acumulado un error de tiempo durante el turno de
+5.915 segundos. (Ver Figura 5.2)
CAPITULO 5
80
Figura 5. 2 Error de Tiempo durante el turno
Se supervisó el comportamiento de flujo a través de los principales corredores de
transmisión y en ningún momento se llegó a violar algún enlace, por ejemplo el
enlace Querétaro Potencia – Querétaro Potencia Maniobras, como se puede
observar no hubo violación en el límite máximo operativo. (Ver Figura 5.3)
CAPITULO 5
81
Figura 5. 3 Enlace Querétaro Potencia (QRP) – Querétaro Potencia Maniobras
(QPM)
El Control de la generación dentro de los límites altos y bajos de regulación,
durante el turno así se mantuvo, ver Figura 5.4
Figura 5. 4 Reserva de regulación subir y bajar
CAPITULO 5
82
A las 15:02 horas quedó entregado el turno a los operadores del CENAL y se les
transfirió el control de la operación, quedando enteradas todas las Áreas de
Control. En ese momento la demanda en el SIN era de 30,640 MW y la generación
de 30,562 MW. La reserva de regulación para subir de 3 minutos era de 365 MW.
El utilizar la herramienta para la evaluación de la operación tiene una gran ventaja
ya que puedo obtener las tendencias de una forma muy rápida para poder
elaborar el reporte de cambio de control programado, de tal manera que me
permita, evaluar el desempeño de los operadores durante el turno y valorar si
siguieron las políticas operativas, así como también, quien ejerció un mejor
control en el SIN.
Los resultados obtenidos al evaluar el desempeño del operador durante su turno
son muy variados, pero sobre todo lo que permite ver quien es más consistente en
su turno.
Al finalizar el turno del operador se le da a conocer el resultado de la evaluación
de su desempeño, dialogando con él y se le toma en cuenta su participación para
definir como obtener mejores resultados de su desempeño y así poder mejorar la
conciencia situacional del operador.
Para mejorar la conciencia situacional del operador se planean acciones como el
diseño de sesiones en el Simulador de Entrenamiento para Operadores (DTS),
definir cursos para capacitación, programar pláticas operativas, etc.
De tal manera que se pueda ir mejorando la conciencia situacional del operador
que le permita tener una mejor percepción de las diferentes situaciones que se
puedan presentar mientras realiza controles en el SIN, así como también, la
capacidad para mantener una vigilancia constante sobre información importante,
entendiendo la relación entre los distintos componentes de la información y la
CAPITULO 5
83
proyección de este entendimiento hacia el futuro cercano para tener la capacidad
de tomar decisiones críticas.
“Jefe del Departamento de Operación
Ing. Ernesto Bohórquez Robles”
CONCLUSIONES
84
6 CONCLUSIONES.
En este capítulo se describen las conclusiones a las que se han llegado mediante
el análisis de los resultados obtenidos a lo largo del desarrollo de esta tesis, que
bien se podría resumir en que es de mucha relevancia preocuparse por el grado
de conciencia situacional que presentan los operadores del CENACE cuando se
encuentran en turnos de operación y tienen la responsabilidad del control del SIN.
El objetivo principal de este trabajo de tesis es demostrar que existen alternativas
que contribuyen a mejorar la percepción, de los operadores, en la toma de
decisiones importantes durante su trabajo, y con esto mejorar su desempeño y
disminuir las malas decisiones.
6.1 Conclusiones Generales.
La conciencia situacional es una práctica que permite tener una representación
mental de una situación específica para lograr una mayor comprensión de objetos,
eventos, estados de un sistema y/o cualquier otro tipo de factor que pueden
afectar al desarrollo de las tareas, en el caso particular de este trabajo de tesis, se
ha empleado esta metodología para un caso particular, la cual consiste en la
operación segura y económica de la red eléctrica del país, acciones que son
realizadas por los operadores del CENALTE.
CONCLUSIONES
85
Figura 6. 1 Conciencia Situacional en el ser humano
La conciencia situacional aplicada en el ser humano (ver Figura 6.1), le permite
tener una percepción amplia de los elementos existentes en su entorno, así como
también, la comprensión de su significado y la proyección de su estatus; lo cual le
permite desarrollar diferentes tareas, bien sean complejas o dinámicas. De tal
manera que el ser humano sabe lo que ocurre en su medio en tiempo real, y de
esta manera puede integrar todo su conocimiento en un cuadro coherente siempre
que sea requerido, disponiendo de información adecuada, en un momento preciso
y transmitirla a los destinatarios apropiados.
A lo largo de este trabajo se observa la importancia de desarrollar herramientas
que permitan al operador mejorar la apreciación de una situación de un modo
gráfico o puntual, lo que significa tener sólo los elementos necesarios que
permitan una exacta percepción de la situación para comprender el impacto de
cualquier cambio y ser capaz de proyectarla en un futuro cercano.
Opcionalmente se pueden mencionar que los software utilizados para el desarrollo
de las herramientas de esta tesis, son con los que se cuentan en la empresa de
CFE, ya que el software que es adquirido por la empresa, depende de la utilidad y
del presupuesto, es decir que entra a un proceso burocrático donde se cotizan
CONCLUSIONES
86
limitando presupuesto y evalúan en base a que, en todas las áreas de la CFE va
a ser utilizado. Por lo anterior, las herramientas descritas en este trabajo, fueron
desarrolladas en software que se tienen disponibles en la empresa de CFE, como
apoyo en la mejora de la conciencia situacional del operador al realizar las
diferentes actividades de control en el SIN.
Cabe señalar que hay otros software de mayor costo, para desarrollar
herramientas complementarias, que apoyen al operador en mantener una
conciencia situacional, entre las cuales, se pueden mencionar las siguientes:
PHP
Perl
Ruby on Rails
JavaScript
BCPL (es la sigla en inglés de Basic Combined Programming Language)
Por otro lado, se puede mencionar que el sistema con el que se cuenta en el
CENALTE llamado SITRACEN de la empresa ABB, adquirido por la empresa de
CFE hace muchos años, por medio de licitaciones que organiza el área de
administración para contratar el software, evaluando costos, el cual debe
acoplarse al limitado presupuesto que destina la empresa de CFE para la
adquisición de software. En seguida se mencionan otros sistemas que hay en el
mercado de diferentes presupuestos, de los cuales son muy costosos:
SIEMENS
ALSTOM
GERERAL ELECTRIC
GENERAL MOTORS
CONCLUSIONES
87
Debido a su elevado costo resulta factible su desarrollo principalmente para
obtener beneficios intangibles pero importantes, como son:
Experiencia en el conocimiento de metodologías de conciencia situacional.
Experiencia en el uso de las herramientas desarrolladas en el CENALTE
por los operadores.
Estudios y análisis de condiciones de operación actuales.
Por otro lado, el operador del CENACE cuenta con otras herramientas adicionales
a las presentadas en esta tesis, que son utilizadas por los operadores para
prevenir eventos, las cuales se desarrollaron en desplegados del SITRACEN que
muestran información gráfica de: esquemas remediales, monitoreo de limites
operativos de líneas de transmisión, monitoreo de frecuencia, entre otros. Los
beneficios que el operador ha obtenido son de gran importancia, ya que ha
resuelto eventos importantes que se han presentado en el SIN de una manera
satisfactoria.
El CENACE cuenta con unl Modelo de Dirección para la Competitividad Sostenible
(MDCS), es una herramienta directiva que tiene como propósito proporcionar al
CENACE, los elementos necesarios para mejorar sus operaciones, y de esta
manera fortalecer su competitividad en el corto y largo plazo. En el MDCS se tiene
comprometido el Indicador de Control de Frecuencia (ICF) a nivel nacional, el cual
es evaluado mensualmente en los cambios de control del CENAL hacia el
CENALTE, comprometiendo una banda de la frecuencia en 59.95 a 60.05.
El CENALTE cuenta también, con un Sistema Integral de Gestión (SIG), que tiene
como propósito vigilar que se cumpla con los indicadores locales comprometidos,
los cuales se mencionan en seguida:
CONCLUSIONES
88
Índice de reserva de regulación bajar 3 min.- El operador debe cuidar que la
reserva de regulación bajar no sea mayor al -18%.
Índice de reserva de regulación subir 3 min.- El operador debe cuidar que la
reserva de regulación subir no sea mayor al -11%.
Índice de control de enlaces (ICE) en estado operativo normal.- El operador
debe vigilar que las líneas de transmisión de los enlaces estén operando
bajo los límites que marcan los estudios realizados por los analistas de
seguridad y de reportes de estadísticas de enlaces. Por medio de un
programa llamado “Control de enlaces”, contabilizan por mes, durante el
tiempo en el que permaneció fuera de límite de operación algún enlace,
cuyo resultado no debe ser mayor al 97.2%, para cumplir con la meta del
indicador.
Índice de Coordinación correcta de maniobras (ICCM).-. El indicador
(ICCM) se obtiene por medio del porcentaje de maniobras en enlaces
realizadas por los operadores del CENALTE, correctas al mes. El resultado
debe ser mayor al 95% para cumplir con el indicador.
A partir del año 2013 se inician los intercambios de control entre CENAL y
CENALTE, por ende se tiene la preocupación de cómo medir el desempeño del
operador al realizar diferentes tareas en el SEP, con la finalidad de mejorar la
conciencia situacional del operador. Haciendo uso de los sistemas de calidad
implementados en el CENACE, el MDCS y el SIG se puede demostrar que al
obtener los resultados de los diferentes índices comprometidos, los operadores
han mejorado gradualmente su desempeño al controlar el SEP. Así como también,
fueron implementadas las herramientas complementarias descritas en esta tesis y
utilizadas por los operadores del CENALTE las cuales, han sido de gran apoyo
para el operador, debido a que le han dado un enfoque amplio en la conciencia
CONCLUSIONES
89
situacional para tomar decisiones acertadas e inmediatas, así como también,
buscar minimizar las malas decisiones.
Estudiar y analizar los resultados obtenidos de los índices del MDCS y del SIG,
muestran el logro de las metas y objetivos planteados en la planeación estratégica
del CENALTE, que buscan la competitividad y sostenibilidad de la organización.
Así como también, se detectan las áreas de oportunidad, de los operadores, las
cuales son solucionadas con la planeación de capacitación y entrenamiento para
darle seguimiento al crecimiento de la conciencia situacional del operador.
Finalmente se puede decir que el operador pudo alcanzar una percepción
confiable (ver Figura 6.2) de diferentes escenarios que se le presentan durante el
desempeño de su trabajo, mediante las herramientas presentadas en esta tesis,
las cuales le permiten sintetizar un mundo de información que le rodea y le ayudan
a mejorar la toma de sus decisiones, de manera que le asistan siempre a obtener
resultados positivos.
Figura 6. 2 Percepción
TRABAJOS FUTUROS
90
6.2 Trabajos futuros para la contribución del crecimiento de la
conciencia situacional del operador.
6.2.1 Entrenamiento para los operadores en el DTS
El DTS tiene capacidad de entrenamiento con modelos de red fieles al sistema
eléctrico de potencia de tiempo real y permite la interacción con éste de la misma
forma que la interface EMS-SCADA. El objetivo principal del DTS, es la
capacitación y el entrenamiento de los operadores en tareas rutinarias, así como
también en condiciones de emergencia; lo que les permite analizar situaciones
operativas de tiempo real. El DTS utiliza un modelo matemático de la red eléctrica
que permite realizar una simulación considerando los diferentes fenómenos
involucrados en la operación, tales como: variación/regulación de frecuencia,
control de voltaje, redistribución de potencia eléctrica en la red, control de
intercambios de energía, entre otras.
Asimismo en el CENALTE se ha utilizado el sistema DTS para otras funciones,
tales como:
- Probar software, aplicaciones y cambios en el modelo de red de
tiempo real
- Estudiar cambios que se quieran incorporar al sistema eléctrico de
potencia.
- Desarrollar y probar procedimientos operativos.
- Capacitación y adiestramiento especializado en funciones
sustantivas del grupo operativo.
Se realizar diversas actividades para la preparación de una sesión, algunas de
ellas son:
TRABAJOS FUTUROS
91
1. Desarrollo del modelo de la red eléctrica, para este caso, se utiliza el
modelo de tiempo real del SIN y se adecua al modelo del DTS.
2. Desarrollo del modelo de SCADA, se utilizan los desplegados de
tiempo real.
3. Desarrollo del modelo de aplicaciones, se utiliza el de tiempo real y
se adecua al modelo del DTS
4. Definición de un caso base para establecer el estado inicial del
sistema. Se prepara un caso base, donde se pierde la comunicación
con el SITRACEN, perdiendo las herramientas visuales el operador.
5. Diseño de perfiles de comportamiento de carga.
6. Elaboración de eventos condicionales y macro- secuencias de
control.
7. Diseño de escenarios de certificación o capacitación.
Para que un DTS pueda prestar sus servicios, debe contar al menos con las
siguientes características de infraestructura y tecnología, ver Figura. 6.11:
- Instalaciones adecuadas.
- Equipos de Cómputo.
- Equipos de Comunicaciones (teléfonos).
- Software especializado (SITRACEN).
Figura 6. 3 Representación de una sala del DTS
TRABAJOS FUTUROS
92
Por otro lado, los instructores son el personal capacitado para el entrenamiento del
personal operativo y son los encargados de realizar múltiples acciones durante
una sesión de simulación, entre las que se encuentran:
- Inserta eventos no planeados para el entrenando.
- Mantiene y controla la simulación.
- Toma el rol de los diferentes Niveles Jerárquicos que participan en la
operación del sistema eléctrico de potencia.
- Simula las acciones del operador de otros Centros de Control,
Subestaciones, Centrales Generadoras, etc.
Al finalizar la sesión el instructor es el responsable de evaluar el desempeño del
personal en entrenamiento, para hacerle ver las fortalezas y áreas de oportunidad
que mostró durante la sesión.
El objetivo principal del desarrollo de la sesión en el DTS es verificar la habilidad y
la capacidad del operador para recordar el estado del SIN, como se encontraba
antes de perder comunicación con el SITRACEN y sólo quedarse con el display de
la frecuencia, así como también apoyándose de las áreas de control vía telefónica,
de tal manera que no sea un obstáculo el quedarse sin sus herramientas visuales,
para continuar operando el SIN, cuidando el control de la frecuencia, control de
generación, control de límites máximos operativos, encabezar secuencias de
maniobras, entre otras.
Con esta práctica se busca continuar con el crecimiento en la aplicación de la
metodología de Endsley de los 3 niveles de la conciencia situacional en el
operador, desarrollando su nivel de experiencia, habilidad para efectuar las tareas
y cada vez obtenga mayor seguridad al efectuar su trabajo en el control del SEP.
TRABAJOS FUTUROS
93
6.2.2 Herramienta para la evaluación de la regulación primaria.
El desarrollo de la herramienta complementaria evaluación de la regulación
primaria tiene como objetivo evaluar la regulación primaria de las unidades
generadoras sincronizadas al Sistema Interconectado Nacional (SIN)
La evaluación se realiza mediante la combinación del cálculo de:
La característica de Regulación en Estado Estable (R%) de las
unidades generadoras mediante una estimación lineal utilizando el
método de mínimos cuadrados.
El Coeficiente de Correlación Producto Pearson (P)
La frecuencia del SIN depende directamente del balance de potencia activa
(carga-generación), una variación en estas componentes produce una desviación
de frecuencia en todo el sistema
Debido a que existen n unidades generadoras que suministran potencia al
sistema, se debe proveer de mecanismos que permitan la distribución proporcional
de estas variaciones entre las unidades generadoras sincronizadas para mantener
dicho balance.
La Regulación Primaria es la respuesta del sistema ante estas desviaciones en la
frecuencia, comprendiendo la acción automática de los reguladores de velocidad
de las unidades generadoras en función de su R% operando en un margen de
tiempo de entre 2 y 30 segundos.
Los cálculos se basan en información historizada del Sistema de Información de
Tiempo Real para la Administración y el Control de la Energía (SITRACEN), tales
como:
TRABAJOS FUTUROS
94
Frecuencia del sistema
Potencia activa de unidades generadoras
Estado operativo de las unidades generadoras (Sincronizada / Fuera
de Servicio)
Estado de control de las unidades generadoras (Remoto / Local)
Potencia nominal de unidades generadoras
El Coeficiente de Correlación Producto Pearson (P) es un índice adimensional que
refleja el grado de dependencia lineal entre dos conjuntos de datos.
El valor P2 (en Excel se utiliza la función “COEFICIENTE.R2”) puede interpretarse
como la proporción de la varianza del conjunto de valores en y (en este caso la
frecuencia) que puede atribuirse a la varianza del conjunto de valores en x (en
este caso la potencia).
De acuerdo al cálculo de R% y P2 se han establecido los siguientes criterios de
evaluación:
Tabla 6. 1 Criterios de Evaluación para la Regulación Primaria
Regulación Buena 2≤R%≤8 y P2≥0.3
Regulación Regular 8<R%≤15 y P2≥0.3
Regulación Mala 2>R%>15 ó P2<0.3
TRABAJOS FUTUROS
95
La herramienta a desarrollar realizara la evaluación de las mediciones con solo
seleccionar un rango de fechas para que realice la evaluación de la regulación
primaria con solo presionar un botón que se llamara “EJECUTAR”, desde una hoja
de cálculo que se diseñara en Excel. Se utilizara este software debido a que, es el
que se acopla a las necesidades que se requieren para el desarrollo de esta
herramienta complementaria y también debido a que, es el software con el que se
cuentan en la empresa de CFE, ya que adquirir otro software más sofisticado
resulta costoso para la empresa.
El resultado se mostrará en la hoja de cálculo, donde se presentara de manera
individual información relacionada con la evaluación, por ejemplo:
Potencia promedio
Estado de operación
Estado de control
El resultado de la evaluación de la Regulación Primaria (Buena,
Regular o Mala)
Además de información extra, tal como:
La unidad se encuentra cerca de su límite bajo o alto de operación
La unidad tuvo un cambio en su estado de operación (Sincronizada /
Fuera de Servicio)
La unidad tuvo un cambio en su estado de control (Remoto / Local)
En la hoja de cálculo también se mostrara una lista de todas las unidades
generadoras que serán evaluadas y al seleccionar una de ellas se presentaran
gráficas de:
TRABAJOS FUTUROS
96
Frecuencia vs Potencia
Frecuencia vs Tiempo
Potencia vs Tiempo
La finalidad de desarrollar está herramienta complementaria, es para que el
operador pueda evaluar de manera automática la participación en regulación
primaria de las unidades generadoras sincronizadas al SIN durante un periodo de
tiempo.
El resultado de obtener la evaluación de la regulación primaria es de gran apoyo
para el operador, debido a que le va a permitir tomar medidas preventivas y
correctivas en las unidades generadoras que contribuyen a la buena regulación
del SIN.
Debido a la naturaleza de la Regulación Primaria se recomienda al operador,
realizar la evaluación en un periodo de tiempo no mayor a 30 segundos posterior a
que se presenta una desviación de frecuencia mayor o igual a 0.1 Hz.
A través del desarrollo de esta herramienta complementaria se busca contribuir en
el crecimiento de la conciencia situacional (metodología Endsley) del operador en
el sentido visual, observando gráficas, para facilitarle determinar el estado
operativo de las unidades generadoras que participan en la regulación primaria del
SIN y que le permita tomar decisiones inmediatas para prevenir cualquier
anomalía que se pueda presentar en las unidades generadora.
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
97
Bibliografía Consultada.
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[2] Reliability Standards for the Bulk Electric Systems in North America, NERC-2010
[3] Hadi Saadat, Power Systems Analysis. McGraw-Hill. 1999.
[4] John J. Grainger, William D. Stevenson Jr., Análisis de Sistemas de Potencia, McGraw-Hill, 1996.
[5] G.E. Multilin, "MLJ Relé Digital de Comprobación de Sincronismo GEK-106214b", Power Management Lentronics. 2000
[6] Mo-Shing Chen, William E. Dillon, "Power System Modeling," Proceedings of the IEEE, Vol. 62, No.7, July 1974, pp. 901-915.
[7] R. Sosa Ríos, Sistemas de Control de Tiempo Real SITRACEN, CFE, 2008
[8] P.M. Anderson, Analysis of Faulted Power Systems, University of Iowa Press, 1982.
[9] Endsley, M. R. (2000). "Theoretical underpinnings of situation awareness: A critical review. In M. R. Endsley & D. J. Garland (Eds.), Situation Awareness Analysis And Measurement". Mahwah, NJ: LEA
[10] López García, Mª.G. (2011). "Entrenamiento de la Conciencia Situacional mediante neurofeedback. Colegio Oficial de Pilotos de la Aviación Comercial. Revista Aviador, número 61 julio-agosto-septiembre 2011".
[11] Alejandro Alavez Nolasco, “Control Automático de Generación Para Operadores”, CFE, 2013.
[12] Manuel Alcaide Cabrera, “Food for thought, conciencia situacional”, 2013
[13] José Ramón Coz Fernández, Vicente José Pastor Pérez. La “conciencia situacional” en la ciberdefensa. Febrero 2013.
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
98
[14] John Boyd. Boyd, “ Conciencia situacional en Supervivencia”. 2002
[15] Brown, David Wm. (2012). A Survey of Mobile Augmented Reality Technologies for Combat Identification Applications. MSc thesis. Athabasca University.
[16] Endsley, M. R. (1988). Design and evaluation for situation awareness enhancement. In Proceeding of the Human Factors Society 32nd Annual Meeting (pp. 97-101). Santa Mónica, CA: Human Factors Society.
[17] Tremblay, Sébastien; Jeauniaux, Patrick; Romano, Paul; Lowe, Jacques; Grenier, Richard (2011). A Multi-Perspective Approach to the Evaluation of a Portable Situation Awareness Support System in a Simulater Infantry Operation. IEEE - International Multi-Disciplinary Conference on Cognitive Methods in Situation Awareness and Decision Support (CogSIMA), Miami Beach, FL.
