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Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía
eléctrica de una red de distribución a 13.2 kV
Daniel Vargas Jiménez
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ingeniería y arquitectura, Departamento Ingeniería Eléctrica
Manizales, Colombia
2015
Study of quality indicators of electricity supply a distribution
network 13.2 kV
Daniel Vargas Jiménez
National University of Colombia
Department of Electrical, Electronic and Computer Engineering
Manizales, Colombia
2015
IV Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red de
distribución a 13.2 kV
Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía
eléctrica de una red de distribución a 13.2 kV
Daniel Vargas Jiménez
Tesis de profundización presentada como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ingeniería Eléctrica
Director (a):
Ph.D. Sandra Ximena Carvajal Quintero
Codirector (a):
Magister Samuel Ramírez Castaño
Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ingeniería y arquitectura, Departamento Ingeniería Eléctrica
Manizales, Colombia
2015
(Dedicatoria)
Gracias a mis padres y hermana que son las
personas más importantes en mi vida, que
siempre estuvieron listos para brindarme toda
su ayuda, para que yo pudiera lograr mis
sueños, por motivarme y darme la mano
cuando sentía que el camino se terminaba,
ahora me toca regresar un poquito de todo lo
inmenso que me han otorgado. Con todo mi
cariño está tesis se las dedico a ustedes.
Resumen y Abstract VII
Resumen
Este trabajo presenta, en primer lugar, definiciones y normas internacionales relacionadas
con indicadores de calidad del suministro identificados en la resolución 098 de 2008. Luego
se identifica los circuitos con peores índices de calidad del suministro par
En segunda instancia, se identifica los circuitos de la red de distribución, del operador del
servicio de energía eléctrica CHEC, con peores índices de calidad del suministro con el fin
de identificar la magnitud del problema.
Finalmente, se exponen conceptos relacionados con aplicaciones de automatización como
la principal solución para disminuir la ocurrencia y duración de desconexiones fortuitas la
calidad y de esta manera aumentar los ingresos del Operador de Red.
PALABRAS CLAVES: Automatización, Indicadores Técnicos agregados, Redes
Aéreas de Distribución, Nivel ceráunico, Standard IEEE 1410 – 2010, IEC Standard
61850, Standard IEEE 1366-2003
VII
I
Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red de
distribución a 13.2 kV
Abstract
This work presents, firstly, definitions and standards related to supply quality indicators
identified in Resolution 098 of 2008 circuits with indices worse quality of supply is then
identifies couple
Secondly, the circuits of the distribution network operator of electricity service CHEC, with
rates worse quality of supply in order to identify the magnitude of the problem is identified.
Finally, concepts related to automation applications as the main solution to reduce the
occurrence and duration of accidental power quality and thus increasing revenue Network
Operator exposed.
KEYWORDS: Automation, Technical Indicators aggregates, Overhead Distribution
Lines, keraunic level, IEEE Standard 1410 - 2010, IEC Standard 61850, IEEE
Standard 1366-2003.
Contenido IX
Contenido
Pág.
Resumen ....................................................................................................................... VII
Lista de figuras .............................................................................................................. XI
Lista de tablas ............................................................................................................. XIII
Lista de Símbolos y abreviaturas ............................................................................... XIV
1. Motivación Alcance y Objetivos. ........................................................................... 17 1.1 Motivación ..................................................................................................... 17 1.2 Alcance .......................................................................................................... 18 1.3 Objetivos........................................................................................................ 18
1.3.1 Objetivo General ................................................................................. 18 1.3.2 Objetivos Específicos .......................................................................... 19
2. Diagnóstico del estado de la calidad de los sistemas de distribución ............... 20 2.1.1 Indicadores Técnicos Agregados De La Calidad Del Suministro. IEEE Standard 1366-2003 .......................................................................................... 21 2.1.2 Diagnostico red CHEC frente a los índices da calidad del suministro .. 26
3. Indicadores de Calidad del suministro en el circuito Agua Azul ........................ 33 3.1.1 Indicadores a nivel de cliente .............................................................. 34
4. Condiciones de vulnerabilidad del circuito Agua Azul frente a la ocurrencia de descargas atmosféricas ................................................................................................ 52
4.1 Estudio del circuito Agua Azul utilizando metodología propuesta en IEEE Std 1410-2010 ................................................................................................................ 59
4.1.1 Análisis de la tensión de flameo al impulso crítico ............................... 60 4.1.2 Nivel ceráunico y DDT ......................................................................... 62 4.1.3 Diagnóstico del circuito ....................................................................... 63 4.1.4 Distancias entre DPS .......................................................................... 64
5. La automatización en redes de distribución y el aumento de indicadores de Calidad del suministro .................................................................................................. 66
5.1 Aplicaciones de automatización en un sistema de distribución. ..................... 66
6. Conclusiones y Trabajos Futuros ......................................................................... 90 6.1 Conclusiones ................................................................................................. 90 6.2 Trabajos Futuros ............................................................................................ 92
X Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
A. ANEXO 1: Cuantificar el costo de Mejorar y Automatizar, la red de distribución
nivel 13,2kV del circuito Agua Azul ............................................................................. 94
B. Anexo 2: “Metodología para realizar las simulaciones en Digsilent para el caso de estudio”. ................................................................................................................... 94
Bibliografía .................................................................................................................... 96
Contenido XI
Lista de figuras
Figura 1. Frecuencia de salidas circuitos año 2012 y 2014 ............................................ 29
Figura 2. Duración de salidas circuitos año 2012 y 2014 ................................................ 30
Figura 3. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIDI
....................................................................................................................................... 36
Figura 4. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIFI
....................................................................................................................................... 37
Figura 5. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CAIDI
....................................................................................................................................... 39
Figura 6. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CAIFI
....................................................................................................................................... 40
Figura 7. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASIDI
....................................................................................................................................... 42
Figura 8. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASIFI
....................................................................................................................................... 43
Figura 9. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASUI
....................................................................................................................................... 45
Figura 10. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente
CEMIm ........................................................................................................................... 47
Figura 11. Descripción de resultados Indicadores Punto de Vista A Nivel De Cliente
MAIFI ............................................................................................................................. 48
Figura 12. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ...................................................... 49
Figura 13. Salidas por condiciones Atmosféricas en el circuito AGUA AZUL .................. 53
Figura 14. Resistividades medidas en el Cto AGUA AZUL ............................................ 56
Figura 15. SPT presentes en el circuito AGUA AZUL .................................................... 59
Figura 16. Aisladores utilizados en las estructuras del circuito AGUA AZUL .................. 62
Figura 17. Descripción de resultados de la norma IEEE Std 1410 – 2010 ..................... 64
Figura 18. Componentes de automatización del sistema de alimentación ...................... 70
Figura 19. Configuración típica de un Sistema de interrupción Bajo ............................... 75
Figura 20. Procedimiento de aislamiento en una falla entre S1 y S2. ............................. 76
Figura 21. Módulos del sistema. ..................................................................................... 76
Figura 22. Diagrama simplificado del sistema de comunicación Scada .......................... 79
Figura 23. Despliegue de grupos y proceso de automatización. ..................................... 80
Figura 24. Simulación de tensión circuito Agua azul ....................................................... 85
Figura 25. Simulación Interconexión circuito Agua Azul y San Francisco [15] [16] ......... 86
Figura 26. Sección C22015 ............................................................................................ 87
Figura 27. Sección C23012 ............................................................................................ 88
XII Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Figura 28.Sección C23659 .............................................................................................. 89
Contenido XIII
Lista de tablas
Pág. Tabla 1. Referenciada a la norma IEEE Std 1366-2003 ................................................. 24
Tabla 2. Referenciada a la Norma IEEE Std 1366-2003 ................................................. 25
Tabla 3. Referenciada a la norma IEEE Std 1366-2003 ................................................. 25
Tabla 4. Duración y frecuencia de los circuitos del OR, entre 2012 y 2014 .................... 27
Tabla 5. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ........................................................ 35
Tabla 6. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ........................................................ 36
Tabla 7. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ........................................................ 38
Tabla 8. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ......................................................... 39
Tabla 9. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ......................................................... 41
Tabla 10. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ....................................................... 42
Tabla 11. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ...................................................... 44
Tabla 12. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ....................................................... 45
Tabla 13. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003. ....................................................... 47
Tabla 14. Descripción de resultados Norma IEEE Std 1366-2003. ................................. 50
Tabla 15. Reportes de salidas del circuito Agua Azul debido a condiciones atmosféricas
....................................................................................................................................... 53
Tabla 16. Descripción de resultados de la norma IEEE Std 1410 – 2010 ....................... 60
Tabla 17. TFIC aisladores utilizados en la línea ............................................................. 61
Tabla 18. Secciones y transformadores del circuito Agua Azul. ...................................... 83
Contenido XIV
Lista de Símbolos y abreviaturas
.
Abreviaturas Abreviatura Término
DSA Esquema Automático de Distribución
GD Generación Distribuida
IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers
OR Operadores de Red
SAIDI System Average Interruption Duration Index
SAIFI System Average Interruption Frequency Index
SD Sistema de Distribución
Contenido XV
1. Motivación Alcance y Objetivos.
1.1 Motivación
La CREG expidió la Resolución 097 de 2008, mediante la cual “Se aprueban los principios
generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas
de Transmisión Regional y Distribución Local”. Dicha resolución, tiene como aspectos
relevantes, primero un aumento en el monto de compensación que debe pagar el operador
de red en Colombia por la duración y frecuencia de desconexiones fortuitas.
Adicionalmente, el comercializador es ahora el responsable del cálculo del valor a
compensar a cada usuario por ser quien tiene la información de consumo de cada usuario,
y debe por lo tanto soportar los cálculos, estando disponibles para revisión posterior de la
Súper intendencia de Servicios Públicos o el auditor de la información.
En un esquema de incentivos y compensaciones se requiere garantizar un nivel alto de
confiablidad en la medición y registro de la información de interrupciones que se suceden
en la red, debido a que las compensaciones impactan el ingreso mensual y deben ser
asumidas por cada OR, existen 3 motivos por los cuales se deben compensar según la
resolución CREG 097 de 2008:
Cuando exista incumplimiento de metas de indisponibilidad de Activos.
Cuando se generan incumplimientos en suministros de energía no suministrada o
dejar no operativos otros activos
Cuando eventos de fuerza mayor implican indisponibilidades mayores a seis
meses.
Según la CREG 097 de 2008, los incentivos se miden por los indicadores de calidad SAIDI,
SAIFI, de los cuales se tienen:
18 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Incentivos Negativos, que generan una disminución en el cargo por uso.
Incentivos Positivos, generarán aumento del cargo por uso, pero se debe
compensar al usuario peor servido.
Dada la importancia de la veracidad, uniformidad y oportunidad de la información para la
aplicación del esquema de incentivos y compensaciones a la calidad del servicio en los
Sistema de distribución Local, se considera necesario definir al Sistema Único de
Información, definir los usuarios de la misma y coordinar los tiempos de reporte para
garantizar la adecuada aplicación del esquema.
1.2 Alcance
La finalidad de este trabajo es estudiar antecedentes con diagnóstico del estado de la
calidad de los sistemas de distribución con base en los índices de calidad del suministro
aprobados en la resolución CREG 097 de 2008 del Operador de Red CHEC.
Adicionalmente se muestra un ejemplo de un circuito llamado Agua Azul que se encuentra
ubicado en el departamento de Caldas, 100% rural, con bajos índices de calidad de
suministro y se propone la aplicación de conceptos de análisis de datos y conceptos de
automatización para reducir la duración y frecuencia de las desconexiones fortuitas y de
esta manera aumentar los ingresos de los operadores de las redes de distribución.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Analizar el impacto de las compensaciones por bajos índices de calidad del suministro,
según exigencias de la Resolución 097 de 2008, en el circuito Agua Azul del operador
CHEC.
19
1.3.2 Objetivos Específicos
Estudiar normas nacionales e internacionales relacionadas con indicadores de
calidad del suministro en las redes de distribución.
Analizar el circuito caso de estudio registrado como Agua Azul, e identificar las
mejoras y los elementos necesarios, que deben componer el sistema de
automatización de una red de 13.2 kV.
Proponer aplicaciones de automatización en el circuito Agua Azul que permitan
disminuir los costos de compensaciones a causa de bajos índices de calidad de
suministro de energía eléctrica.
20 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
2. Diagnóstico del estado de la calidad de los sistemas de distribución
Un sistema de distribución confiable brinda seguridad y tranquilidad a todo los que de una
u otra manera se benefician del consumo de energía eléctrica, ya que se establecen
estándares en la continuidad del servicio que hacen que los agentes distribuidores se
preocupen cada vez más por el servicio que estaban suministrando, tratando de prever y
corregir oportunamente todo aquello que interrumpa el correcto funcionamiento del
sistema.
Para cuantificar la confiabilidad del sistema de distribución se puede recurrir a los índices
de calidad, los cuales brindan suficiente información acerca del servicio suministrado, el
desempeño de la red eléctrica, el comportamiento de sus componentes y suministran
información útil que afecten el futuro de la red.
Los índices de calidad los establece la Comisión de Regulación de Energía y Gas, la cual
ha presentado varias modificaciones frente a los cálculos y sistemas de medición para la
calidad del servicio de energía, como se muestra a continuación:
CREG 070 de 1998: Reglamento de distribución. Se establece los valores máximos
admisibles para los indicadores DES y FES para cada operador de red.
o DES: Duración equivalente de las suspensiones, tiempo de interrupción en
horas.
o FES: Frecuencia equivalente de las suspensiones, número total de
interrupciones durante el trimestre.
21
CREG 097 de 2008: Remuneración – Calidad. Indicadores de calidad SAIDI y
SAIFI.
Los indicadores de la resolución 097 de 2008, se explicaran más a fondo en el siguiente
ítem (2.1.1) de este capítulo.
2.1.1 Indicadores Técnicos Agregados De La Calidad Del Suministro. IEEE Standard 1366-2003
Los indicadores técnicos de la calidad del suministro son aquellos que miden la afectación
al cliente final considerando las interrupciones del servicio de energía eléctrica. Estos se
pueden dividir desde el punto de vista del cliente, de la empresa y de los componentes
principales de la red de distribución.
Igualmente se pueden considerar otros indicadores agregados que afectan igualmente al
cliente unos en forma directa como la calidad de la potencia o producto técnico y otros en
forma indirecta como los debidos a la gestión ambiental por los impactos de la red de
distribución.
Los indicadores pueden ser calculados por cliente urbano, rural, residencial, comercial,
industrial, por área organizacional, por eventos de generación, transmisión, distribución,
por mantenimiento programado, mantenimiento no programado y por eventos no
imputables al sistema de distribución.
Indicadores de la calidad del suministro basados en el cliente:
Disponibilidad Promedio del Servicio en el Sistema de Distribución – ASAI
(Average Service Availability Index)
22 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Está dado por la relación de las horas que el servicio estuvo disponible durante un
periodo de tiempo, para las horas totales demandadas.
Duración Promedio de las Interrupciones del Sistema de Distribución – ASIDI
(Average System Interruption Duration Index)
Es el índice del tiempo total de interrupción equivalente de la potencia instalada
(tiempo total de interrupción por kVA instalado), representa el tiempo de haber
interrumpido a toda la potencia instalada, es decir en un periodo determinado,
representa el tiempo medio en el que el kVA promedio no tuvo servicio.
Frecuencia Promedio de Interrupción del Sistema de Distribución - ASIFI
(Average System Interruption Frequency Index)
Índice del número de interrupciones equivalente de la potencia instalada
(frecuencia media de interrupción por kVA instalado), representa el número de
interrupciones de toda la potencia instalada, es decir en un periodo determinado,
representa la cantidad de veces que el kVA promedio sufrió una interrupción del
servicio
Indisponibilidad Promedio del Servicio del Sistema de Distribución - ASUI
(Average Service Unavailability Index)
Es la indisponibilidad media que se presenta a través del servicio, es adimensional
y se expresa ya sea en por unidad o como porcentaje, es decir es la frecuencia de
interrupciones por el número de consumidores y representa el número de
interrupciones con una duración mayor a tres minutos, que han afectado al usuario
durante un periodo de análisis.
Duración Promedio de las Interrupciones por Cliente Servido del Sistema de
Distribución – CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index)
23
Muestra el tiempo total de interrupción acumulado en el año para el colectivo de
consumidores que son afectados en el año al menos por una interrupción.
Frecuencia Promedio de las Interrupciones por Cliente Afectado del Sistema
de Distribución – CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index)
Muestra el valor medio del número de veces en el año de interrupción del suministro
por cliente (consumidor). Su valor se expresa en número de cortes por cliente
Frecuencia de las Interrupciones Múltiples Experimentadas por los Clientes
Servidos del Sistema de Distribución – CEMIm (Customers Experiencing
Multiple Interruptions)
Representa la relación entre el número de consumidores que experimentan N o
más interrupciones sostenidas durante un año y el número de consumidores
servidos. Se mide sobre año aunque puede expresarse también como un
porcentaje de clientes con N o más interrupciones por año excluyendo eventos
mayores, tales como tormentas, eventos naturales, desastres, etc.
Frecuencia promedio de las Interrupciones Momentáneas del Sistema de
Distribución - MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index)
Muestra el valor medio del número de veces en el año de interrupción del suministro
de corte duración (3 o menos minutos) por cliente (consumidor). Su valor se
expresa en número de cortes por cliente.
Duración Promedio de las Interrupciones del Sistema de Distribución - SAIDI
(System Average Interruption Duration Index)
Mide el tiempo de la duración de la interrupción, está relacionado con la ubicación
de falla, con la intensidad de la falla y los recursos disponibles para la reposición
24 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
como: cuadrillas, vehículos, materiales, medios de comunicación, además las vías
de acceso, la longitud de redes
Frecuencia Promedio de Interrupciones del Sistema de Distribución – SAIFI
(System Average Interruption Frequency Index)
Mide la frecuencia de ocurrencia de las interrupciones en las instalaciones
eléctricas de los sistemas eléctricos, ante las fallas en los componentes, maniobras
e indisponibilidades que afectan a los sistemas eléctricos, estas pueden ser propias
(sistemas de protección, diseño de redes, estado de las instalaciones) y externos
(medio ambiente y terceros).
Las interrupciones que se computen serán todas aquellas cuya duración sea
superior a tres minutos, quedando excluidas las que presenten una duración inferior
o igual a ese lapso.
Los indicadores a controlar serán los siguientes:
Tabla 1. Referenciada a la norma IEEE Std 1366-2003
La calidad del producto técnico suministrado implica los siguientes elementos:
25
1. Niveles de Tensión.
2. Perturbaciones en la onda de voltaje (flicker y tensiones armónicas)
3. Incidencia del Usuario en la calidad.
Lo que se mide en el producto técnico es el nivel de tensión en la zona de servicio, en la
siguiente tabla se puede ver lo relacionado [3]:
Tabla 2. Referenciada a la Norma IEEE Std 1366-2003
NIVEL DE TENSIÓN
Δ V_k
URBANO RURAL AISLADO
Baja Tensión (≤ 600 V)
± 7 % ± 8 % ± 8.5 %
Media Tensión ± 6% ± 7 % ± 8.5%
Con el índice de calidad SAIDI Y SAIFI, se compensan tanto global como individualmente
como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 3. Referenciada a la norma IEEE Std 1366-2003
IND
IVID
UA
L
Calidad de Servicio Comercial Calidad de Servicio Técnico Calidad de Producto Técnico
Seguimiento Mensual Seguimiento Anual Seguimiento Anual
Procede cuando se transgreden límites
Forma de hacerlo efectiva a través de un descuento en la facturación
Forma de hacerlo efectiva a través de un descuento en la facturación hasta que se resuelva el problema
En función del monto total de la factura del usuario
En función de dos veces el costo de la energía del usuario
En función del nivel de gravedad del problema, la cantidad de energía consumida por ese
usuario y el costo de la misma
26 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
G
LO
BA
L
Calidad de Servicio Comercial Calidad de Servicio Técnico Calidad de Producto Técnico
Seguimiento Anual Seguimiento Semestral
Procede cuando se transgreden límites
En función del número de clientes de la empresa
distribuidora
En función de la energía vendida por la empresa y dos veces el costo de la energía
promedio de la misma
En función del nivel de gravedad del problema, la cantidad de
energía vendida por la empresa y el costo promedio de la misma
2.1.2 Diagnostico red CHEC frente a los índices da calidad del suministro
Se solicita al personal de Gestión de la Información Operativa (GIO) del área de operación
y calidad, el historial de eventos del OR nivel 13.2 kV presentados durante el periodo
comprendido entre Enero de 2012 hasta Diciembre de 2014, esto con el fin de determinar
el circuito más crítico y la causa de dichos eventos, por ejemplo condiciones atmosféricas.
En la tabla 4 se Presentan los resultados obtenidos después de la consulta y en la cual
está involucrado el circuito Agua Azul conectado a 13.2 kV.
27
Tabla 4. Duración y frecuencia de los circuitos del OR, entre 2012 y 2014
NO
MB
RE
GR
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01
4
AGUA AZUL 4 1614 96 185 79 107 56 242 92.00 157
ARBOLEDA 4 2313 80 183 47.41 58 45 71 61.17 87
SAN LORENZO 4 6503 121 297 27.91 44 18.84 77 10.27 91
LA PLANTA 4 3820 114 258 39.40 14 20.44 158 32.51 143
PLAYA RICA 1 10627 24 208 8.41 40 11.67 40 12.93 36
BERLIN 4 1543 48 111 53.60 35 30.00 97 50.00 24
SAN JOSE 4 2316 86 190 49.14 34 43.20 178 33.92 19
LA CELIA 4 2822 92 206 16.51 35 30.89 37 54.09 47
SANTA BARBARA 4 794 42 91 34.00 61 10.00 93 43.00 13
NARANJAL 4 3934 87 196 15.57 26 14.39 44 28.91 43
TAPARCAL 4 2226 106 223 32.21 49 28.05 115 40.45 10
VERDUM 2 7885 32 180 7.46 39 8.47 31 9.50 38
EMBAJADOR 3 3733 20 79 28.47 42 12.70 14 12.53 16
MACARENA 1 9159 40 324 6.28 35 7.24 48 8.13 35
PARTIDAS 4 2640 88 173 45.16 87 17.25 61 11.16 27
LA SOMBRA 4 1570 46 102 46.53 44 56.78 50 13.22 39
RIO CLARO 4 1827 57 156 36.50 56 11.51 42 32.00 10
TAREAS 4 2101 77 185 38.29 56 22.51 118 22.33 48
NUEVO MARMATO
4 1696 49 96 43.15 56 24.42 40 33.94 80
LA FUENTE 1 7110 21 104 13.42 46 7.21 21 3.26 25
LA HABANA 4 561 44 54 26.00 139 12.00 30 32.00 23
LA MARINA 4 3004 51 130 21.65 41 11.77 35 19.10 49
RANCHO LARGO 4 1325 64 129 32.52 72 49.95 86 36.30 83
Se mostrará de una manera más amigable la información obtenida en la Tabla 4, separando frecuencia y duración delas salidas, con
el fin de seleccionar el circuito más crítico entre los años 2012 y 2014.
Figura 1. Frecuencia de salidas circuitos año 2012 y 2014
0
50
100
150
200
250
300
Frecuencia de salidas circuitos 2012-2013-2014
TOTAL FRECUENCIA AÑO 2012 TOTAL FRECUENCIA AÑO 2013 TOTAL FRECUENCIA AÑO 2014
30 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Figura 2. Duración de salidas circuitos año 2012 y 2014
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Duración de salidas en horas año 2012-2013-2014
TOTAL DURACION (HORAS) AÑO 2012 TOTAL DURACION (HORAS) AÑO 2013 TOTAL DURACION (HORAS) AÑO 2014
En las las figuras 1 y 2, se puede evidenciar que el circuito más crítico en los últimos 3
años corresponde a Agua Azul, por lo tanto se escoge como caso de estudio para el
desarrollo de este trabajo. En el capítulo 3 se explica con detalle los índices de
indisponibilidad utilizados en el mundo para medir la calidad del suministro en el circuito
de Agua Azul.
3. Indicadores de Calidad del suministro en el circuito Agua Azul
Las empresas de energía eléctrica, actualmente se encuentran invirtiendo en todo lo
relacionado con la automatización, ya que esto les está dando buenos resultados y mejora
a nivel de cliente, costos en maniobras, en transporte, pero esto tiene como fin los
indicadores de calidad que por regulación se vienen implementando de una manera
rigurosa ya que la idea es que tanto los entes públicos, como privados tengan buenas
remuneraciones, donde los indicadores de calidad pretenden que el cliente final se vea
compensado de igual manera.
Tener indicadores que permitan hacer seguimiento específico desde el punto de vista del
cliente, de la empresa, de los componentes de la infraestructura eléctrica y de la calidad
de la potencia, para la operación del sistema de distribución de energía eléctrica, permite
analizar su impacto en las redes de distribución.
Igualmente, preparar y adelantar mecanismos para tener un sistema integral que permita
evaluar la calidad del servicio, teniendo en cuenta mecanismos de control más adecuados
y pertinentes que los indicadores regulatorios vigentes en Colombia, por iniciativa de las
empresas de tener mayor y mejor información adicional de los eventos del sistema de
distribución y así, complementar la gestión administrativa, operativa y de mantenimiento.
En el capítulo 4 se revisará, evaluará y seleccionará los indicadores internacionales
apropiados para la calidad del servicio, incluyendo los indicadores de confiabilidad o del
servicio técnico con el que se realizara un análisis del circuito Agua Azul.
34 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Los indicadores de la calidad de la potencia eléctrica o calidad del producto técnico y los
indicadores de la gestión ambiental relacionado con las redes de distribución, como
también definir las variables aplicables a la formulación de los indicadores de la calidad del
servicio seleccionados y que permitan realizar la interacción con las bases de datos
disponibles en cada empresa y así utilizar los resultados de cada uno de los indicadores
como herramienta para encontrar acciones de mejora en la automatización de las redes
de distribución y así mejorar la calidad del servicio suministrado.
3.1.1 Indicadores a nivel de cliente
INDICADOR SAIDI
Tabla 5. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
SAID
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
2.914 5.136 3.823 4.617 3.699 2.058 2.464 2.777 5.056 7.043 5.253 4.815
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Duración Promedio de las Interrupciones del Sistema de Distribución (SystemAverageInterruptionDurationIndex).
𝑺𝑨𝑰𝑭𝑰 =∑ 𝑪𝒂(i) ∗ 𝒕(𝒊)𝒏
𝒊=𝟏
𝑪𝒔
Ca(i: Número de clientes afectados por la interrupción (i).
Cs: Número total de clientes conectados al sistema en análisis.
t(i): Tiempo de duración de la interrupción (i).
n: Número total de interrupciones contabilizadas en el sistema en análisis.
Mide el período de tiempo que, en promedio, cada cliente conectado al sistema en análisis quedó privado del suministro de energía eléctrica, en un período de tiempo considerado
En el mes de abril de 2012, en promedio un cliente cualquiera estuvo sin servicio 7.043 horas en el mes. Este indicador tiene en cuenta todos los usuarios del sistema, se tienen en cuenta estos años de referencia que fue cuando entraron estos índices de calidad ya que fueron afectaciones considerables para las empresas de distribución.
Unidad: Horas/período
36 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Figura 3. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIDI
INDICADOR SAIFI
Tabla 6. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
SAIF
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
2.444 3.246 2.691 3.246 3.162 1.455 1.907 1.632 3.014 4.757 3.974 3.494
37
Formula Descripción Interpretación resultados
Frecuencia Promedio de Interrupciones del Sistema de Distribución (SystemAverageInterruptionFrequencyIndex).
𝐒𝐀𝐈𝐅𝐈 =∑ 𝐂𝐚(𝐢)𝐧
𝐢=𝟏
𝐂𝐬
Ca(i: Número de clientes afectados por la interrupción
(i).
Cs: Número total de clientes conectados al sistema en
análisis.
n: Número total de interrupciones contabilizadas en el
sistema en análisis.
Se define como el número promedio de interrupciones del servicio por cliente servido en el sistema de distribución durante un período de tiempo determinado
En el mes de marzo de 2012, en promedio un cliente cualquiera presentó 3.014 interrupciones en el mes. Este indicador tiene en cuenta todos los usuarios del sistema
Unidad: Horas/período
Figura 4. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIFI
38 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
INDICADOR CAIDI
Tabla 7. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
CAID
I
ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11
0.881 1.01 1.344 1.231 1.372 1.05 1.211 1.582 1.421 1.423 1.170 1.415
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Duración Promedio de las Interrupciones por Cliente Servido del Sistema de Distribución (Customer Average Interruption Duration Index).
ri Duración de la interrupción (i).
Ni: Clientes afectados en la interrupción (i).
N: Número total de clientes afectados por las interrupciones del periodo consultado.
Mide la duración promedio en horas de las interrupciones del suministro de energía eléctrica por cliente afectado del sistema en análisis durante un período de tiempo considerado.
Solo se centra en los clientes afectados en las interrupciones
Para el mes de Julio de 2011 un cliente que presentó interrupciones, estuvo sin servicio 1.21 horas en el mes, se tienen en cuenta estos años de referencia que fue cuando entraron estos índices de calidad ya que fueron afectaciones considerables para las empresas de distribución.
Unidad: Horas/período
𝑪𝑨𝑰𝑫𝑰 = ∑ 𝒓𝒊𝑵𝒊
∑ 𝑵
39
Figura 5. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CAIDI
INDICADOR CAIFI
Tabla 8. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
CAIF
I
ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11
2.725 3.719 3.505 3.350 3.320 3.237 3.585 4.324 3.682 4.094 3.604 2.696
40 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Frecuencia Promedio de las Interrupciones por Cliente Afectado del Sistema de Distribución (Customer Average Interruption Frequency Index).
𝑪𝑨𝑰𝑭𝑰 =∑ 𝑵
𝑪𝑵
N: Número total de clientes afectados por las interrupciones del periodo consultado
CN: Total de clientes interrumpidos contándolos como si presentaran 1 sola interrupción, indiferentes si presentan más de interrupciones.
Mide el número promedio de interrupciones por cliente afectado del sistema en análisis, durante un período de tiempo considerado
Solo se centra en los clientes afectados por las interrupciones.
Para el mes de Julio de 2011 un cliente que tuvo interrupciones, presentó en promedio 3.58 salidas en el mes, se tienen en cuenta estos años de referencia que fue cuando entraron estos índices de calidad ya que fueron afectaciones considerables para las empresas de distribución.
Unidad: Interrupciones/periodo
Figura 6. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CAIFI
41
INDICADOR ASIDI
Tabla 9. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
ASID
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
2.663 4.764 3.436 4.042 3.358 1.917 2.297 2.646 4.924 6.542 4.975 4.434
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Duración Promedio de las Interrupciones del Sistema de Distribución (Average System Interruption Duration Index).
kVAa(i): Capacidad de carga interrumpida por la interrupción i en kVA.
kVAs: Capacidad de carga total servida o conectada al sistema en análisis en kVA.
t(i): Tiempo de la interrupción i-enésima en horas
n: Número total de interrupciones contabilizadas en el sistema en análisis
Mide la duración promedio de las interrupciones que afectan a cada carga conectada y medida en kVA del sistema en análisis, durante un período de tiempo considerado.
Se toma la medida en kVA de todos los transformadores que fueron afectados por la interrupción.
Ejemplo en el mes de Enero de 2012 toda la potencia instalada medida en kVA estuvo en promedio 2.29 horas sin servicio, se tienen en cuenta estos años de referencia que fue cuando entraron estos índices de calidad ya que fueron afectaciones considerables para las empresas de distribución.
Unidad: Horas/período
42 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Figura 7. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASIDI
INDICADOR ASIFI
Tabla 10. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
ASIF
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
2.165 2.770 2.244 2.675 2.650 1.286 1.658 1.478 2.557 4.108 3.318 2.994
43
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Frecuencia Promedio de Interrupción del Sistema de Distribución (Average System Interruption Frequency Index).
kVAa(i): Capacidad de carga interrumpida por la interrupción (i) en kVA.
kVAs: Capacidad de carga total servida o conectada al sistema en análisis en kVA.
n: Número total de interrupciones contabilizadas en el sistema en análisis
Mide el número promedio de las interrupciones que afectan a cada carga conectada y medida en kVA del sistema en análisis, durante un período de tiempo considerado.
Se toma la medida en kVA de todos los transformadores que fueron afectados por la interrupción
Ejemplo en el mes de Enero de 2012 toda la potencia instalada medida en kVA presentó en promedio 1.65 interrupciones, se tienen en cuenta estos años de referencia que fue cuando entraron estos índices de calidad ya que fueron afectaciones considerables para las empresas de distribución.
Unidad: interrupciones/periodo
Figura 8. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASIFI
44 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
INDICADOR ASUI
Tabla 11. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
ASU
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
2.165 2.770 2.244 2.675 2.650 1.286 1.658 1.478 2.557 4.108 3.318 2.994
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Indisponibilidad
Promedio del
Servicio del
Sistema de
Distribución
(Average Service
Unavailability
Index).
Mide el porcentaje de indisponibilidad
promedio del servicio para todos los
clientes conectados al sistema de
distribución durante un período de
evaluación de un año.
Ejemplo de esto el mes de agosto de
2011 los usuarios conectados al
sistema de distribución tuvieron una
indisponibilidad del 0.059%, se tienen
en cuenta estos años de referencia que
fue cuando entraron estos índices de
calidad ya que fueron afectaciones
considerables para las empresas de
distribución. Es una diferencia del indicador ASAI,
con respecto al 100%
Unidad: Porcentaje
45
Figura 9. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASUI
INDICADOR CEMIm
Tabla 12. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
CEMI
m
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12
0.003 0.005 0.001 0.003 0.003 0.000 0.001 0.001 0.005 0.011 0.005 0.004
46 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Frecuencia de las
Interrupciones
Múltiples
Experimentadas
por los Clientes
Servidos del
Sistema de
Distribución
(Customers
Experiencing
Multiple
Interruptions).
Mide la frecuencia
promedio de
interrupciones
múltiples
experimentadas por
los clientes servidos o
conectados al sistema
de distribución en
análisis, durante un
período de tiempo
considerado
Ejemplo de esto en promedio para el mes
de Junio de 2012 un cliente que haya
presentado más de 10 interrupciones tuvo
una frecuencia de 0.004 salidas, se tienen
en cuenta estos años de referencia que fue
cuando entraron estos índices de calidad
ya que fueron afectaciones considerables
para las empresas de distribución.
Ca(i)(m): Clientes afectados con más de m
interrupciones en el período en análisis.
Cs: Clientes totales conectados al sistema de
distribución.
n: Número total de interrupciones contabilizadas en
el sistema en análisis para el caso en
análisis clientes con más de m
interrupciones en un período analizado.
m: Número de interrupciones múltiples que afectan
a un mismo usuario.
Unidad: Interrupciones/período
47
Figura 10. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CEMIm
INDICADOR MAIFI
Tabla 13. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
MAI
F
I
jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12
0.101 0.165 0.124 0.132 0.129 0.096 0.078 0.092 0.170 0.217 0.156 0.180 0.15249
48 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una red
de distribución a 13.2 kV
Nombre Formula Descripción Interpretación resultados
Frecuencia promedio de
las Interrupciones
Momentáneas del
Sistema de Distribución
(Momentary Average
Interruption Frequency
Index).
NTIm: Número total de interrupciones
momentáneas contabilizadas en el
sistema en análisis.
Medir el número promedio de
interrupciones momentáneas
que afectan a cada cliente
conectado al sistema en
análisis, durante un período
de tiempo considerado
Para este caso, las interrupciones momentáneas
son aquellas menores de 3 minutos
(parametrizadas en la aplicación), se tienen en
cuenta estos años de referencia que fue cuando
entraron estos índices de calidad ya que fueron
afectaciones considerables para las empresas de
distribución.
Cs: Número total de clientes conectados al
sistema en análisis.
Para enero de 2012 un cliente cualquiera presento
en promedio 0.078 interrupciones momentáneas.
Unidad: Interrupciones/período
Figura 11. Descripción de resultados Indicadores Punto de Vista A Nivel De Cliente MAIFI
INDICADORES EN DESARROLLO
También se hace necesario hablar sobre los indicadores ambientales que son próximos a
salir y que se encuentran en desarrollo:
Figura 12. Descripción Norma IEEE Std 1366-2003.
Una vez calculados los indicadores exigidos por regulación y los no vigentes según la
norma IEEE Std 1366-2003 se realizan los cálculos para cada uno de los índices de
calidad, para el circuito Agua Azul del año 2013 y 2014, los cuales se evidencian en la
Tabla 14.
50 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Tabla 14. Descripción de resultados Norma IEEE Std 1366-2003.
Con estos resultados se puede observar la optimización de cálculos para lograr tiempos
bajos de ejecución de cada uno de los indicadores, igualmente poder realizar una
trazabilidad y un seguimiento a cada uno de los mecanismos de seguimiento para futuros
análisis.
Como se evidencia en la tabla 14, se nota un aumento en el mes de Octubre de los índices
SAIDI (que mide la cantidad de minutos sin suministro del servicio para un usuario
promedio), y el SAIFI (que mide la frecuencia de los cortes para un usuario promedio), esto
se presenta porque Octubre es uno de los meses más lluviosos en caldas según el estudio
realizado por la Facultad Nacional de Agronomía en el estudio “EROSIVIDAD DE LAS
AÑO MES SAIDI SAIFI CAIDI CAIFI ASIDI ASIFI
2013 ENERO 7,08452 5,68151 1,24694 5,66212 6,29759 5,62817
2013 FEBRERO 3,42208 3,9258 0,87169 3,81787 3,09685 3,99645
2013 MARZO 29,02182 10,51943 2,75888 10,51943 23,033 9,44316
2013 ABRIL 6,43952 6,77032 0,95114 6,77032 7,40434 6,66785
2013 MAYO 23,227 10,49117 2,21396 10,49117 21,56657 10,35702
2013 JUNIO 18,89419 15,59717 1,21139 15,59717 15,60588 15,8508
2013 JULIO 5,95169 8,5159 0,69889 8,5159 4,20707 8,34636
2013 AGOSTO 1,86606 4,32155 0,4318 4,32155 2,55018 4,54529
2013 SEPTIEMBRE 12,41619 7,63604 1,626 7,63604 8,81201 7,31261
2013 OCTUBRE 36,22969 17,84859 2,02983 17,84859 35,36483 17,74067
2013 NOVIEMBRE 21,84176 8,45423 2,58353 8,45423 19,15009 8,11723
2013 DICIEMBRE 1,60067 4,30634 0,3717 4,30634 2,48963 4,39432
2014 ENERO 1,91351 4,24648 0,45061 4,24648 2,87435 4,42274
2014 FEBRERO 4,37458 8,32746 0,52532 8,32746 4,74204 8,33037
2014 MARZO 16,53494 16,03158 1,0314 16,03158 20,06299 15,63005
2014 ABRIL 9,04082 13,4386 0,67275 13,4386 7,26808 13,38137
2014 MAYO 11,01144 19,33684 0,56945 19,33684 9,41567 19,44112
2014 JUNIO 7,32289 8,13684 0,89997 8,13684 6,66332 7,63093
2014 JULIO 18,92683 10,3193 1,83412 10,3193 16,92315 9,95958
2014 AGOSTO 4,86681 9,90972 0,49111 9,90972 3,22421 9,68182
2014 SEPTIEMBRE 2,08558 6,78819 0,30724 6,81185 1,72065 6,60402
2014 OCTUBRE 26,52709 15,57639 1,70303 15,63066 28,99363 15,68357
2014 NOVIEMBRE 3,01382 4,14583 0,72695 4,16028 6,3608 4,1049
2014 DICIEMBRE 4,44634 8,12892 0,54698 8,15734 3,89531 8,02448
CIRCUITO AGUA AZUL
51
LLUVIAS EN LA REGIÓN CENTRO-SUR DEL DEPARTAMENTO DE CALDAS,
COLOMBIA”. [37]
Es por dicha razón que en el capítulo 4 se analizan las condiciones de vulnerabilidad del
circuito Agua Azul.
52 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
4. Condiciones de vulnerabilidad del circuito Agua Azul frente a la ocurrencia de descargas atmosféricas
En este capítulo se propone una mejora integral del circuito AGUA AZUL 13.2kV, tomando
como referencia la norma IEEE Std 1410 – 2010, guía para mejorar el desempeño de los
circuitos de distribución, teniendo en cuenta que también que se realizarán mejoras de
estructuras del sistema.
Se comprobará igualmente, el apantallamiento contra descargas atmosféricas que posee
actualmente la red del circuito AGUA AZUL nivel 13.2kV, teniendo en cuenta el estado de
las bajantes a tierra, el cable de guarda, el ángulo de apantallamiento y el sistema de
puesta a tierra, con el fin de dar recomendaciones para su mejoramiento y así tener una
automatización adecuada. En la Tabla 15 se observa los registros de eventos y las horas
de interrupción debido a las descargas atmosféricas:
53
Tabla 15. Reportes de salidas del circuito Agua Azul debido a condiciones atmosféricas
AÑO
Salidas totales del circuito Condiciones atmosféricas
Número de
Salidas
Horas de interrupción
del servicio
Número de
Salidas
Horas de interrupción
del servicio
2012 107 79 32 4,38
2013 242 56 171 12
2014
11/Dic 157 92 74 19
Periodo
2012 - 2014 506 227 277 35,38
De las 506 salidas totales en el circuito se observa que 277 es decir el 54.4% corresponden
a salidas por condiciones atmosféricas. A continuación se presenta los porcentajes de
salidas por condiciones atmosférica en los años consultados:
Figura 13. Salidas por condiciones Atmosféricas en el circuito AGUA AZUL
De la figura anterior se observa que las salidas por condiciones atmosféricas del año 2012
corresponden al 11% de las salidas totales por esta causa, el 62% de las salidas
54 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
pertenecen al año 2013 y el 27% al año 2014. Se concluye que el año en el que más se
presentaron eventos por condiciones atmosféricas en este circuito fue el año 2013.
Los eventos encontrados se pueden ver detalladamente en el Anexo 1 (Anexos de
información tesis → Hoja Condiciones atmosféricas).
Características Del Circuito Bajo Estudio
El circuito Agua Azul cuenta con 57.38 km de línea y presenta los siguientes calibres de
fases:
2/0 ACSR → 94 m
1/0 ACSR → 1238 m
2 ACSR → 24769 m
4 ACSR → 31281 m
Posee 447 apoyos, con estructura predominante “Sencillo”, con postes de concreto, postes
metálicos y torrecillas metálicas cuadradas de altura entre 10, 12, 15 y 16 metros; donde
predomina la altura de 10 metros.
En el Anexo 1 (Anexos de información tesis → hoja información red agua azul). Se
relaciona la información contenida del circuito Agua Azul 13.2 kV. Al comparar la
información existente con la obtenida en el levantamiento se evidencia la necesidad de
actualización del circuito en el sistema, estas inconsistencias serán entregadas para
actualización al proceso GIGA.
Resultados De Los Levantamientos De Apoyos Y Redes
A continuación se describe los resultados obtenidos del levantamiento físico efectuado.
55
APOYOS
De acuerdo al levantamiento los apoyos del circuito tienen las características constructivas
descritas en el Anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja Estructuras).
Vegetación en el circuito y configuración actual de la red
Como resultado adicional de los levantamientos, se verificó la existencia de vegetación en
la línea y se identificó la especie y cantidad de la misma, con una medida aproximada de
acercamiento a la línea. También se presentan las distancias entre nodos y el tipo de
conductor utilizado, esta información se encuentra en el Anexo 1 (Anexos de información
tesis → Hoja Vegetación).
Medición de puesta a tierra y Resistividad del terreno
Las medidas de resistividad se efectúan según el método de los cuatro terminales o
método de Wenner.
El resultado de las mediciones de la resistencia del terreno en cada apoyo, se muestran
en el Anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja Resistencia del terreno).
Con los datos capturados en terreno se efectuaron cálculos de resistividad, haciendo para
ello uso del programa de tierras de HMV Ingenieros LTDA llamado MVMT.
El programa emplea el método de la matriz de resistencias para la evaluación de las
resistencias propias y mutuas y la distribución de corrientes en la malla.
La resistividad aparente del suelo a una profundidad es la resistividad medida para un
espaciamiento entre electrodos igual a la profundidad y está dada por la siguiente
ecuación:
56 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
(1)
Donde:
ρ = Resistividad del terreno, Ω m
r = Resistencia medida, Ω
a = Distancia "típica" entre electrodos, m
Para este caso el cálculo de la resistividad se debe modelar con dos capas, de acuerdo a
los criterios del programa de tierras de MVMT.
Los resultados por apoyo son los que se presentan en el Anexo 1 (Anexos de información
tesis → Hoja Cálculos resistividad).
A continuación en la figura 14, se muestran los rangos de resistividad presentados en el
circuito:
Figura 14. Resistividades medidas en el Cto AGUA AZUL
56%40%
4%
Resistividades Circuito AGUA AZUL
0-300 Ω-m
300-1000 Ω-m
mas de 1000 Ω-m
57
Según la gráfica anterior, el 56% - 239 apoyos tienen un terreno con resistividad menor a
300 ohmios-m, mientras que 40% - 168 apoyos tienen resistividad entre 300 - 1000 ohmios-
m, y solo el 4% - 18 apoyos, tienen resistividad mayor a 1000 ohmios-m.
Según la IEEE 81 IEEE “Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and
Earth Surface Potentials of a Ground System” los anteriores rangos de resistividades se
distinguen así desde el año 2012:
De 0 a 100 Ω-m → Resistividad baja
De 100 a 300 Ω-m → Resistividad media
De 300 a 1000 Ω-m → Resistividad alta
Más de 1000 Ω-m → Resistividad muy alta
Conductor de puesta a tierra y tipo de conector
Del análisis de la información recolectada en sitio se obtuvo las acciones correctivas y de
mantenimiento a desarrollar en cada uno de los apoyos del circuito.
La información contenida en el Anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja Puestas a
tierra). Ha sido empleada para la evaluación de costos en las labores correctivas.
Aislamiento
Las estructuras del circuito poseen cadenas de aisladores de suspensión tipo Clevis x 4, x
3 y x 2 unidades; tipo Cuenca y bola x 4, x 3 y x 2unidades; También posee aisladores tipo
pin y aisladores Clevis poliméricos. En el anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja
Aislamiento) se puede observar la configuración de aislamiento del circuito.
Labores adicionales requeridas para mantenimiento
La inspección de los apoyos, bajantes de tierra y templetes ha permitido recopilar la
información que se muestra en el Anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja Labor de
Reparación Agua Azul). Revisando esta información y los registros fotográficos de los
58 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
apoyos se procede a realizar la evaluación del estado de la línea dando los siguientes
resultados:
En el circuito existen tramos sin cable de guarda que suman en total 31.7
km.
165 de los aisladores de la línea presentan desgastes debidos a flameos y
otros factores.
87 templetes se encuentran en mal estado, se hace necesario su cambio.
13 apoyos requieren la realización de mejoras.
De la evaluación de los sistemas de puesta a tierra del circuito se encontró
lo siguiente:
El 3% de los apoyos (13) cuentan con SPT en buen estado y una resistencia menor a 10
Ω
El 18% de los apoyos (75) presentan mal estado y a una resistencia mayor a 10 Ω.
El 79% de los apoyos (337) no cuentan con sistema de puesta a tierra.
59
Figura 15. SPT presentes en el circuito AGUA AZUL
4.1 Estudio del circuito Agua Azul utilizando metodología propuesta en IEEE Std 1410-2010
Para realizar este estudio, se utiliza un aplicativo desarrollado en Excel, el cual muestra el
comportamiento del circuito en estudio, calculando datos importantes como número de
descargas directas e indirectas por año en el circuito, distancias entre DPS, entre otros.
Este aplicativo es obtenido por medio de los lineamientos que se muestran en el estándar
“IEEE Std 1410 – 2010”
En la Guía Metodológica CHEC “GM-DI-02-002-000” se muestra el paso a paso que se
debe seguir en el aplicativo informático, describiendo cada uno de los parámetros
requeridos para los cálculos. A continuación se presentan los resultados obtenidos en
dicho aplicativo, presentando el diagnóstico y vulnerabilidad del circuito AGUA AZUL ante
descargas eléctricas atmosféricas:
3%
18%
79%
Sistema de puesta a tierra
Buen estado
Reconfiguración
No existe
60 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Tabla 16. Descripción de resultados de la norma IEEE Std 1410 – 2010
4.1.1 Análisis de la tensión de flameo al impulso crítico
La tensión de flameo al impulso crítico (TFIC) se define como el nivel de tensión a la cual
estadísticamente existe el 50% de probabilidad de flameo y un 50% de probabilidad de no
flameo, en inglés CFO (CriticalFlashover).
Para la realización de los cálculos se emplea el mínimo valor dado por el fabricante, al
comparar la tensión de flameo al impulso crítico positivo con el negativo.
A continuación se presentan los valores de TFIC para cadenas de aisladores de
suspensión:
61
Valores de tensiones de flameo para cadenas de aisladores de suspensión: Son 255-345-
420
Nota: Para los aisladores tipo PIN (ANSI 56-3) y tipo LINE POST (ANSI 57-3), se utilizan
los valores de referencia para flameo al impulso crítico positivo debido a que presenta
menor nivel de tensión.
Los cálculos se realizan con el menor valor de TFIC encontrado en el circuito, estos datos
se obtienen en el catálogo de productos GAMMA, según el tipo de aisladores.1
Los valores de TFIC de los aisladores utilizados en el circuito se presentan a continuación:
Tabla 17. TFIC aisladores utilizados en la línea
Tipo de Aislador TFIC
Pin 105 KV
Clevis Polimérico 140 KV
Cadena de aisladores x1 100 KV
Cadena de aisladores x2 190 KV
La figura 16 representa el tipo de aislador utilizado en los 425 apoyos que conforman el
circuito:
1 Aisladores GAMMA http://www.gamma.com.co/esp-pro00.html
62 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Figura 16. Aisladores utilizados en las estructuras del circuito AGUA AZUL
De acuerdo a la figura 16 y tabla 17 [TFIC], se observa que el 62% de los apoyos utilizan
aisladores Pin con un TFIC de 105 kV, por tal motivo es utilizado como valor predominante
para la realización los cálculos.
4.1.2 Nivel ceráunico y DDT
Apoyados en el mapa de niveles ceráunicos de la Universidad Nacional de Colombia
presentado en la guía metodología CHEC, se determina un nivel ceráunico de 150 días de
tormenta/año para la zona en la que se encuentra el circuito Agua Azul.
Según la guía IEEE 1410-2010 para conocer el valor de la densidad de descargas a tierra
en Colombia se utiliza la siguiente expresión:
𝑁𝑔 = 0.0017 𝑇𝑑1.56
(2)
62%
1%1%
36%
Aisladores Utilizados Cto AGUA AZUL
Pin
Clevis polimerico
Cadenas de aisladores x1
Cadenas de aisladores x2
63
Con lo anterior se obtiene un valor de densidad de descargas a tierra de 4
descargas/km2/año.
4.1.3 Diagnóstico del circuito
En esta etapa se calcula el desempeño de las líneas de distribución ante descargas
eléctricas atmosféricas, proporcionando resultados de las fallas que se podrían presentar
en el circuito, haciendo uso de las características de la línea que influyen en el desempeño
ante estas descargas.
Los resultados de la línea Agua Azul son los siguientes:
Flameos por descargas directas 28 Flameos/año
Flameos inducidos en la línea 234 Flameos/año
Total de fallas 262 Fallas/año
Según lo anterior, el cable de guarda no proporciona una adecuada protección contra
descargas directas, esto se debe a las puestas a tierra presentes en el circuito.
En la guía IEEE 1410-2010 se recomienda sistemas de puesta a tierra en todos los apoyos
de la línea y contar con una resistencia de puesta a tierra menor a 10 Ω para que el cable
de guarda sea efectivo.
Adicionalmente, con los resultados de flameos por tensiones inducidas se concluye que el
circuito es altamente vulnerable a este tipo de tensiones, esto debido al bajo TFIC
presentado en las estructuras del circuito. En la figura 16, el aislador más utilizado en el
64 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
circuito es el tipo PIN que proporciona un valor de TFIC de 105kV uno de los más bajos
presentados en el circuito.
La guía IEEE 1410-2010 propone la siguiente gráfica para calcular el número de flameos
inversos en una línea de distribución, dependiendo de la resistividad del terreno y el TFIC
de la línea.
Figura 17. Descripción de resultados de la norma IEEE Std 1410 – 2010
En la figura 17, se muestra que los flameos por tensiones inducidas serán eliminados si la
tensión de flameo de impulso critico (TFIC) de los aisladores, es mayor o igual a 300 KV.
Por tal motivo, el circuito es vulnerable a flameos por descargas inducidas debido al bajo
nivel de aislamiento en los apoyos que conforman la red y el valor de resistividad del
terreno.
4.1.4 Distancias entre DPS
La guía IEEE 1410-2010, recomienda reducir los flameos inversos y proteger el aislamiento
ubicando DPS a lo largo de las líneas de distribución. Adicionalmente, aplicando la guía
65
metodológica CHEC se pueden obtener los valores de flameos inducidos ubicando DPS
cada 500m y cada 200m.
Flameos inducidos sin pararrayos 234 Flameos/año
Flameos inducidos con pararrayos cada 500 m 42 Flameos/año
Flameos inducidos con pararrayos cada 200 m INMUNE
Nota: La línea presenta un vano promedio de 135m, por lo tanto, se asume que la
alternativa de DPS cada 200m será tomada como DPS en todos los apoyos de la
línea.
66 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
5. La automatización en redes de distribución y el aumento de indicadores de Calidad del suministro
Los retos que enfrentan las industrias de procesos modernos se han multiplicado por la
inestabilidad de la economía mundial. En este tipo de entorno, las demandas del sistema
han venido aumentado más allá de simples funciones. Es por eso que la Automatización
se convierte en una herramienta para manejar el sistema, recortar el consumo de energía,
reducir costos, disminuir las emisiones y proporcionar información rápida y precisa desde
campo y así apoyar la producción y las decisiones de negocios.
En este capítulo se pretende detectar los puntos estratégicos u óptimos de los circuitos
donde se observara la manera acorde de ubicación de equipos de automatización, tales
como reconectadores para el caso de estudio del circuito Agua Azul.
5.1 Aplicaciones de automatización en un sistema de distribución.
De acuerdo a la experiencia de empresas con sistemas automatizados, se recomienda
iniciar un proceso de este tipo mediante la selección de un prototipo, el cual permita
recoger experiencias importantes antes de acometer una automatización global es por esto
que se seleccionó el circuito Agua Azul, para el sistema de distribución. En este caso la
muestra se selecciona de manera que sea representativa y especialmente que tenga
67
cargas importantes tales como las de escenarios deportivos, hospitales, estaciones de
policía, universidades, industrias, y centros comerciales. De esta manera, no solamente se
toma un sector que realmente identifique un buen conglomerado de clientes, sino que se
pueden evidenciar de primera mano las ventajas de un sistema automatizado. La
metodología puede tener las siguientes etapas [35]:
Análisis de la topología existente para determinar una mejor condición de operación
de la red que con lleve pérdidas mínimas en su operación sin violar los niveles de
tensión exigidos por la empresa de energía correspondiente.
Selección de las fronteras más apropiadas de manera que al menos haya una entre
cada par de alimentadores. En cada frontera debe ubicarse un interruptor o un
dispositivo de corte de seccionamiento.
Ubicación de dispositivos de corte de seccionamiento entre los puntos de frontera
y las subestaciones, que permitan mantener la condición radial de los sistemas de
distribución. Al menos debe haber un dispositivo de corte entre la frontera y la
subestación pero en sistemas grandes el número puede llegar a ser mayor,
típicamente del orden de 10.
Implementación de módems en los interruptores de manera tal que ellos puedan
ser comandados remotamente por un operador desde un centro de control.
Implementación del sistema SCADA para adelantar labores de mapeo, control de
eventos y registro estadístico de las condiciones de operación.
Implementación de la operación automatizada mediante la instalación de un
paquete de software, con el fin de lograr el máximo beneficio de la red.
68 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
La operación de los dispositivos automáticos podrá ser controlada de forma manual y/o
remota desde el Centro Regional de Despacho (CRD), permitiendo una mayor facilidad en
la operación del sistema de distribución. No obstante, ante una falla en una sección
determinada de un alimentador los dispositivos deberán operar en perfecta coordinación
con el relé de reenganche de la subestación y con los fusibles u otros dispositivos de
protección de los ramales que existan dentro de esa sección del circuito.
Cuando se integre todo el sistema, un dispositivo inteligente ubicado en la subestación
será el encargado del control de la operación automática, lo que posibilitará el cierre del
alimentador con la falla ya aislada evitando el desgaste del interruptor en la subestación y
eliminando posibles averías en cables, conexiones e interruptores al circular por ellos
durante menos tiempo y menor cantidad de veces la corriente de falla.
Las condiciones de las redes eléctricas en el circuito AGUA AZUL, permiten la instalación
de reconectadores, ya que en la actualidad es un dispositivo de protección muy utilizado,
porque es capaz de detectar una sobrecorriente, interrumpirla y reconectar
automáticamente para reenergizar una red o línea de distribución. También es un
dispositivo dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas
pudiendo además variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones además de
telecontrolarlo. Los mismos poseen todas las características para este desempeño. La
utilización de los reconectadores automáticos provee significantes ahorros para las redes
ya que crean un alto grado de protección al sistema brindando así un menor tiempo sin
servicio. Los reconectadores modernos disponen de software automatizado con lo cual se
mejora la confiabilidad de las redes eléctricas [35].
Automatización de circuito cerrado (LOOP AUTOMATION) por medio de
Reconectadores.
El "Loop Automation" es un Esquema Automático de Distribución (DSA) el cual va a
reconfigurar una red de manera automática para regresar el suministro de energía a
secciones libres de falla que fueron desconectadas debido a una falla en otra sección de
la red. También puede restablecer las condiciones iniciales de la red de manera automática
69
cuando se haya reparado la sección con falla y se haya normalizado la energía. Un
esquema de automatismo "Loop Automation" consiste en un número de reconectadores
automáticos que han sido programados para reaccionar debido a una pérdida de
suministro de alimentación y/o cambio en el flujo de la energía. La manera en que cada
restaurador reacciona para cambiar las condiciones de la red se determinada por su
designación previa. Puede haber tres tipos de restaurador en un esquema de automatismo
y el tipo asignado para cada restaurador se determina por su localización en la red.
Los tipos de restauradores son [36]:
Restaurador alimentador: Este restaurador se ubica cerca de la subestación y se
encuentra normalmente cerrado.
Restaurador de enlace: Se ubica al final de dos circuitos o muy cercano a este
punto y se encuentra normalmente abierto.
Restaurador intermedio: Se puede posicionar en cualquier lugar a lo largo del
circuito entre el restaurador alimentador y el restaurador de enlace.
Cada tipo de restaurador opera de manera independiente de acuerdo a su propio conjunto
de reglas. Este tipo de esquema de automatismo "Loop Automation", no requiere de
comunicaciones entre restauradores, por lo tanto, no se requiere de equipo adicional. El
"Loop Automation" es un software característico.
La automatización del sistema eléctrico
La Automatización de sistemas de energía puede ser manejada desde los centros de
control conectados a los sistemas de generación y transmisión por un lado y a sistemas de
distribución en el otro. Se podría decir que se reúnan en las subestaciones Alta y Baja
Tensión que también cuentan con su propia automatización. Esto se muestra en la Figura
18.
70 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Figura 18. Componentes de automatización del sistema de alimentación
Los centros de control de los sistemas de generación, transmisión y de los sistemas de
distribución todos se han manejado mediante los estudios de software para cada
aplicación, Ellos se conocen como sistemas de gestión de energía (EMS) y sistemas de
gestión de distribución (DMS). (12).
Generación y transmisión: Distribución : Comprensivo Comprensivo
Conjunto de aplicaciones Conjunto de aplicaciones
Operaciones de red Operaciones de red
Los equipos de corte (Reconectadores) que se ubicaran en las redes de distribución serán
del tipo tripolar de 15 kV con funciones de control local y remoto, con características de
comunicación y control para establecer su supervisión, operación y control desde el
sistema MicroScada que se tienen en las diferentes empresas, en su Centro de Control
utilizando el protocolo IEC 61850 [13]
71
Descripción del sistema de tiempo real.
El Sistema de control de la subestación (Substation Control System SCS) instalado en
subestaciones automatizadas, corresponde al producto MicroScada sobre plataforma
Windows.
Los Dispositivos Inteligentes Electrónicos (Intelligent Electronics Device IED) instalados
para la supervisión y control de campo, estos pertenecen al protocolo SPA que se
conectan a los front-end de comunicaciones mediante lazos en fibra óptica. Los SCS se
deben comunicar con el Scada de cualquier centro de control a través de enlace de
comunicación dedicado. En algunas instalaciones se tienen integrados IED, PLC o RTU
de otras marcas mediante conexión serial RS-232 en otros protocolos.
Sistema Scada del centro de control
El sistema Scada del centro de control de la empresa a la cual corresponde el circuito Agua
Azul, corresponde al producto MicroScada sobre plataforma Windows. Está conformado
por servidores redundantes de aplicación primaria, servidores de comunicaciones y
servidores de base de datos sobre una red independiente. La seguridad a nivel de
intrusiones se maneja con esquemas firewall con red corporativa para la comunicación con
el centro de control.
La red de comunicaciones y servidores con las aplicaciones Microscada están
Sincronizadas a traves de GPS y NTP (Network Time Protocol es el protocolo para
sincronizar relojes en redes Ethernet).
Sistema RTU:
En este documento, RTU hace referencia al equipo que tiene las funciones de control,
protección y comunicación del reconectador, independiente de si es una
RTU, IED, relé o similares.
Puertos de comunicación.
72 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Cada equipo de corte de la red de distribución o de la subestaciones debe entregar dos
funciones de comunicación: una para la integración al SCS y otra para la gestión remota
del equipo a través de su Software propietario.
Los equipos de corte propuestos como lo son los reconectadores deberán tener
disponibles los siguientes puertos de comunicación independientes:
Un Puerto frontal RS-232 para configuración y gestión local para conexión Directa
al PC y el equipo de corte (Reconectador).
Un Puerto Ethernet para la comunicación e integración de la RTU con el SCS y el
centro de control al cual corresponde el circuito Agua Azul. Este puerto de comunicaciones
deberá poderse programar para que sea usado por el protocolo DNP3 o IEC 61850.
La gestión remota de los equipos de corte será posible ejecutarla usando su puerto
Ethernet y el software de los equipos de corte (Reconectadores).
Los puertos para configuración local y remota no deben interferir con la comunicación al
SCS (Sistema de control de la subestación), por tal razón la comunicación DNP3 y la
Gestión local y remota de las protecciones deberá permitir la simultaneidad en su
operación.
Modelo automatizado de fiabilidad de la distribución y Subestaciones
Un punto muy importante que se debe considerar en la automatización, es el Modelo
automatizado de fiabilidad, ya que es esencial en el sistema de la automatización de
subestaciones (SAS) o automatización de la distribución (DA).
En este modelo siempre se tendrán varias acciones principales, tales como:
Topologías de las redes de control de la subestación: estas se basan en el análisis
de un árbol de fallas, teniendo como insumo los eventos presentados en la red, es
por esto que para el caso práctico se tienen en cuenta las registros históricas, con
73
el fin de realiza un análisis más acertado, acerca de la ubicación estratégica de los
reconectadores en el circuito Agua Azul.
Las literaturas de enfoques que sirven para evaluar cuantitativamente la fiabilidad de las
configuraciones de las subestaciones automatizadas es presencia de diferentes sistemas
de la automatización de subestaciones (SAS) [20] [21], donde muestran el paso a paso del
procedimiento de evaluación de los impactos sobre los índices de confiablidad de una
prueba de distribución típica.
Cuando se habla del (SAS) podemos hacer referencia a un modelo que incluye tres pasos
como el modelado funcional, hardware modelado y la función principal que es la de
vinculación hardware.
Modelo automatizado fiabilidad
Cuando el tiempo de conmutación automática (AST) es menor, pero si una
falla permanente en el sistema afecta el punto de carga principal, tenemos que tener
presente cuales son los posibles casos que pueden presentar:
1. El sistema de automatización puede eliminar con éxito el efecto
en carga puntual de un fallo en el componente en reducidos instantes de tiempos. Esta
condición no impone ninguna interrupción sostenida en el punto afectado.
2. El sistema de automatización falla, pero el efecto sobre el punto afectado de
un fallo en el componente puede ser eliminado por conmutación de acción manual. Esta
condición impone una interrupción sostenida en el punto de carga por el porcentaje de
conmutación manual.
3. El efecto sobre el punto de carga de un fallo en el componente no puede
ser eliminado por cualquier acción de conmutación. Esta condición impone
una interrupción sostenida en el punto de carga, así como el tiempo promedio de
reparación de componentes.
74 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Las fórmulas y procedimientos deducidos para la determinación de los impactos del
sistema de la automatización de subestaciones (SAS) introducido sobre la fiabilidad de la
subestación se resumen en los siguientes pasos:
1. Determinar la contribución a la interrupción sostenida, frecuencia y la interrupción
anual de los puntos de carga por componentes sobre la base del concepto y del método
de las probabilidades de restauración donde pueden ser los puntos de mayor
vulnerabilidad del circuito caso de estudio Agua Azul,[33-34]:
λςj,i = 0 x P(Fςj,i) + λςj,i x P( Fς,j)+ λςj x P(Fςj,i)
Uςj,I = 0 x P(Fςj,i) + (λςj x TMSW) x P( Fς,j) + (λςj x rςj) x P(Fς,j)
2. Deducir índices de confiabilidad. Los índices de puntos de carga pueden ser
deducidos mediante el análisis de la contribución asociado con cada
evento de fallo de la siguiente manera que es lo que se busca analizar con cada punto
asociado en el circuito Agua Azul:
λs,i = ∑ λςji 𝑁𝐶𝐽=1 Us,i = = ∑ Uςji 𝑁𝐶
𝐽=1
Modelo automatizado Sistema de interrupción Bajo (LIS)
La automatización de la distribución puede adoptarse utilizando diversos enfoques. Este
enfoque puede ser para minimizar aún más la interrupción del servicio la cual se designa
como un Esquema Automatizado o Sistema de interrupción Bajo.
75
Este enfoque se basa en el hecho de que la mayoría de los fallos en las líneas de
distribución no son demasiado grandes para ser interrumpido por los seccionadores. Como
resultado, la culpa de las interrupciones del servicio en las secciones de un fallo, puede
prevenirse mediante la interrupción de la corriente de defecto utilizando los interruptores o
equipos de corte tales como los reconectadores que se pretenden utilizar el circuito Agua
Azul [22].
El aislamiento de la sección en falla
El sistema de interrupción bajo (LIS) consta de varios interruptores que se utilizan para
segmentar el alimentador en secciones. Estos interruptores son controlados por la RTU
situado al lado de ellos. El BCU instalado en la subestación proporciona monitoreo y
supervisión para el interruptor de alimentación (CB). Cuando se produce un fallo, la sección
de falla está aislada sin el disparo del CB en la subestación porque la corriente de defecto
puede ser interrumpida por el interruptor. En consecuencia, las demás no se ven afectados
por el fallo, en la Figura 19 se muestra a continuación:
Figura 19. Configuración típica de un Sistema de interrupción Bajo
A continuación se muestra el procedimiento de aislamiento:
76 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Figura 20. Procedimiento de aislamiento en una falla entre S1 y S2.
La evaluación de confiabilidad de un sistema Automatizado (LIS) Se puede resumir de la
siguiente manera [34]:
El régimen LIS automatizado es un complejo sistema de control que contiene diversos
componentes de automatización y de acciones de control. Por lo tanto, la evolución y la
fiabilidad de este sistema se puede complicar, por esta razón, se realiza un enfoque para
evaluar los impactos de la (SAS), así como (DA) en la confiabilidad del sistema de
distribución. Este enfoque divide el sistema de automatización en módulos que pueden
contener un número pequeño o grande de componentes individuales.
Estos módulos, al no tener componentes compartidos, se consideran independientes,
como resultado, la fiabilidad de estos módulos se puede analizar de forma independiente
(LS) en otras palabras, cada módulo (LS) contiene la RTU, sistemas de comunicación,
unidades de suministro, dispositivos de conmutación, y detectores de fallas. En general,
es obvio que un esquema automatizado con n conmutación en dispositivos tiene (n + 1)
módulos independientes entre ellos LS, pero siempre tienen que integrar una unidad SAS.
Figura 21. Módulos del sistema.
Cuando hablamos de un evento de gran importancia es porque está diseñado en función
de los módulos de componentes de control. Si se producen eventos de fallo en los sistemas
operativos de control, el sistema de automatización continuará tratando de restaurar la
mayor cantidad de puntos de carga posible. Por ejemplo, supongamos que se produce un
fallo entre S1 y S2, un árbol de eventos puede ser desarrollado para el procedimiento de
control en términos de sus módulos componentes.
77
Los caminos que conducen al resultado deseado se identifican primero. La probabilidad de
ocurrencia de cada trayectoria relevante es el producto de las probabilidades de eventos
en el camino. Finalmente, es necesario para sumar las probabilidades de los resultados
que conducen a la restauración de un punto de carga particular.
Una vez vistos los modelos de fiabilidad de subestación automatizada y de la
Automatización de la distribución observamos que por medio de los modelos podemos
realizar el proceso de automatización de una manera adecuada y confiable ya que se
tienen en cuenta todas las variables de los fallos.
INTEGRACIÓN AL SISTEMA SCADA
a) Integración total al SCS:
Estas pruebas incluyen: Control (cierre, apertura, habilitar/deshabilitar recierre si aplica,
indicación de posición), señalización (abierto, cerrado, indeterminado, mando en local,
mando en remoto, on/off del autorrecierre), indicación y comandos a otros equipos según
el caso, visualización de arranque y disparo de funciones de protección y recierre actuados,
señal de falla interna del equipo, supervisión de valores análogos (corrientes, tensiones,
frecuencia, potencia, energía en reconectadores y tensiones en seccionadores) y demás
tipos de señales que entregue la RTU.
Para cada equipo Automatizado y con sistema de control debe probarse la integración al
sistema SCADA, las entradas y las salidas adicionales del relé de los equipos de corte y
seccionadores propuestos, las condiciones en que debe establecer para realizar estas
pruebas e integrar los respectivos equipos (reconectadores) son:
RS‐232
78 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Los puertos RS‐232 se proporcionan para conectar módems convencionales que
proporcionan la señalización correcta para la red de comunicaciones en uso; por ejemplo,
módems de fibra óptica, módems telefónicos, o radio‐módems RS‐232.
RS‐485
El puerto RS‐485 se proporciona para habilitar múltiples conexiones de alta velocidad que
usualmente se presentan en subestaciones.
Protocolos SCADA
Las comunicaciones SCADA se encuentran en el controlador y se pueden determinar
diversos protocolos que pueden ser establecidos a cualquiera de los puertos RS‐232
Ethernet
El controlador cuenta con un puerto Ethernet.
A continuación se relaciona un diagrama del funcionamiento para la forma de
comunicación de cada equipo:
79
Figura 22. Diagrama simplificado del sistema de comunicación Scada
Despliegue de grupos:
Dentro de la lógica de grupos se encuentra un menú de páginas esto con el fin de ver todo
lo relacionado con la automatización, las comunicaciones, el estado del sistema y las
correspondientes mediciones.
80 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Figura 23. Despliegue de grupos y proceso de automatización.
La Versión de SCS de subestaciones MicroSCADA.
Las pruebas que se realizan son de laboratorio según el diagrama anterior, usando
cable como medio de comunicación entre la RTU y el SCS. El protocolo a utilizar
es DNP3, IEC 61850.
La programación de los equipos de corte de en especial lo referente al “Device
Profile” y la “Implementation table” de DNP3 o IEC 61850 y programación para las pruebas.
El Device Profile y la Implementation Table deben hacer parte de la comunicación.
El sistema Scada debe ofrecer un puerto para su comunicación con los equipos de
corte ya que antes de integrar un equipo es necesaria esta información.
81
Los responsables del sistema Scada son los encargados de parametrizar el SCS
con base al “Device Profile” y la “Implementation table”.
Los equipos de corte tripolares requeridos para una buena automatización son para ser
instalados en un sistema trifásico de 60 Hz, de 13.2 kV con neutro sólidamente aterrizado.
Estos podrán también ser montados en nodos de circuitos aéreos de distribución en poste
o estructura metálica tipo torrecilla de sección cuadrada o triangular para actuar como
seccionamiento o transferencia.
Los equipos de corte deben ser suministrados con los sensores de corriente y de voltaje
para Propósitos de protección y medida. Se debe considerar que aparte de las funciones
de protección estándar debe incluir la opción de señalización local (panel de control) y
remota de presencia y ausencia de tensión en cada fase con su respectivo tiempo; un
temporizador ajustable permitirá retardar la alarma de ausencia y presencia de tensión
(esta señal será usada para propósitos de cumplimiento de la resolución CREG 043 de
2010 cuando se usen en líneas aéreas.
Los equipos de corte deben cumplir con los ciclos de trabajo conforme a la corriente
simétrica de interrupción de acuerdo con la norma IEEE C37.60-2003 y los requerimientos
de aplicación, teniendo en cuenta la característica de los circuitos en los que se usarán.
[14]
Puntos Óptimos para la ubicación de los equipos de corte del circuito Agua
Azul
Una vez se relacionan, las normas internacionales, se estudia el circuito para que sea ideal
al momento de automatizarlo, los indicadores establecidos por la CREG, las respectivas
comunicaciones que se deben establecer para la automatización, se deben elegir los
puntos óptimos para la ubicación de los equipos de corte (Reconectadores), que se
relacionan a continuación:
82 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Con el circuito Agua Azul se analizan cada una de las secciones que tiene el tramo de la
Red de distribución, teniendo en cuenta cuantos son los transformadores que se
encuentran alimentados de la cada sección, y así obtener la indisponibilidad del año 2013
y 2014. (12).
En la Tabla 18. Se relacionan la indisponibilidad obtenida entre el año 2013 y 2014, y donde
vemos las afectaciones más considerables y el tiempo en horas de la indisponibilidad
obtenida:
83
Tabla 18. Secciones y transformadores del circuito Agua Azul.
SECCIÓN CTO 1 NOMBRE Trafos Usuarios TIPO NÚMERO DE EQUIPOS DESCRIPCION TIPO Indisp (hr) 2013 - 2014 U*I
C22015 AGUA AZUL CUCHILLAS SERVICIOS AUXILIARES 94 343 3OS 3 Secc. trifásico de operación sin carga o cuchillas 54 18522
C23159 AGUA AZUL BOMBAS 58 153 3RL 3 Secc. trifásico de operación sin carga o cuchillas 49,9 7634,27499
C23659 AGUA AZUL TAMQUE DE CARGA 28 98 3OS 3 Secc. trifásico de operación sin carga o cuchillas 16 1568
C23012 AGUA AZUL LA ESMERALDA 16 76 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 24 1824
C20047 AGUA AZUL LA ESMERALDA 2 72 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 162,8 11724
C20001 AGUA AZUL LA ESMERALDA 15 72 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 8 576
C23390 AGUA AZUL LA MULETA 2 61 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 5,1 309,066666
C23411 AGUA AZUL LA INSULA 1 60 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 3,1 184
C23150 AGUA AZUL SE LA ESMERALDA 1 60 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 120
C23566 AGUA AZUL MORAVO 2 50 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 3,3 163,333333
C20056 AGUA AZUL STA HELENA 9 45 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 15,1 680,725
C23882 AGUA AZUL SECCION TRIFASICA 14 44 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 39,4 1735,06667
C23441 AGUA AZUL LA FLORESTA 1 43 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 172
C23606 AGUA AZUL EL PUENTE 13 41 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 10 410
C23222 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 40 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 160
C20058 AGUA AZUL HDA. SANTA HELENA 8 36 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 56,7 2040,6
C20026 AGUA AZUL LA INDIANA 2 35 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 19,5 683,666667
C20029 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 32 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 48,6 1556,76444
C23464 AGUA AZUL ALTAMIRA 1 23 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 12 276
C23191 AGUA AZUL INSULA 7 22 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 34,6 761,933333
C23377 AGUA AZUL LA MULETA 2 22 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 88
C23497 AGUA AZUL MORABITO 4 22 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 6 132
C20092 AGUA AZUL SANTA HELENA 1 21 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 51,9 1089,11833
C23206 AGUA AZUL LA INSULA 1 21 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 6 126
C23409 AGUA AZUL LA FLORESTA 1 20 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 10 200
C23492 AGUA AZUL SAN PACHO 9 19 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 51,8 985,012778
C23541 AGUA AZUL CAMBULOS 3 12 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 45,7 548,8
C23211 AGUA AZUL LA INDIANA 6 12 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2,0 24
C23576 AGUA AZUL RIO SANFCO 4 10 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 142,3 1422,66667
C23154 AGUA AZUL ENTRADA VIA LA INSULALA MULETA 2 9 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 0 0
C23446 AGUA AZUL ALTAMIRA 2 8 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 34,0 272,266667
C23635 AGUA AZUL PROTECCIONES-29-10-07 4 8 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 18,2 145,333333
C20066 AGUA AZUL LA ESMERALDA 3 8 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 4 32
C23537 AGUA AZUL MORAVO 1 6 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 12
C23602 AGUA AZUL MORAVO 1 6 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 12
C23629 AGUA AZUL FINCA EL JARDIN 1 6 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 2 12
C23545 AGUA AZUL MORAVO 1 5 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 20
C23196 AGUA AZUL LA MULETA 1 5 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 6 30
C23470 AGUA AZUL ALTAMIRA 1 5 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 2 10
C23511 AGUA AZUL MORAVO 1 4 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 8 32
C23593 AGUA AZUL VISTA 1 4 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 8 32
C23612 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 4 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 10 40
C23506 AGUA AZUL MORAVO 1 4 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 14 56
C20038 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 4 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 12 48
C23008 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 4 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 2 8
C23200 AGUA AZUL LA MULETA 1 3 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 33,5 100,5
C23517 AGUA AZUL MORAVO 1 3 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 6
C23522 AGUA AZUL MORAVO 1 3 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 18 54
C20075 AGUA AZUL LA ESMERALDA 4 3 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 6 18
C23389 AGUA AZUL VEREDA LA INSULA FINCA LA JOYA 1 3 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 14 42
C23465 AGUA AZUL ALTAMIRA 1 2 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 13,8 27,6411111
C23483 AGUA AZUL MORAVO 1 2 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 0 0
C20062 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 2 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 4
C23599 AGUA AZUL MORAVO 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 16 16
C23608 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 4 4
C23621 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 1 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 2 2
C20106 AGUA AZUL FINCA SANTA LUCIA 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 8 8
C23616 AGUA AZUL LA ESMERALDA 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 6 6
C20108 AGUA AZUL CONDOMINIO LOS NOGALES 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 14 14
C23564 AGUA AZUL MORAVO 0 0 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 0
C20090 AGUA AZUL LA ESMERALDA 0 0 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 4 0
C23521 AGUA AZUL MORAVO 0 0 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 8 0
84 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
El circuito Agua Azul cuenta con 62 secciones, 347 transformadores contamos con 1682
usuarios, en la Tabla 21. Se muestra la cantidad de usuarios por indisponibilidad por cada
sección, se dejan las dos secciones más críticas y que presentaron salidas más
recurrentes.
Una vez obtenidos los datos de las secciones y tener los puntos candidatos para la
instalación de los equipos de corte en los tramos de la red de distribución, así como
también la interconexión adecuada ya que el circuito no posee suplencia alguna, se
realizan algunas simulaciones para obtener resultados tales como:
El análisis consistió en evaluar:
Capacidad de conductor con interconexión.
Caída de tensión bajo interconexión.
Capacidad del transformador de potencia bajo interconexión.
Adicionalmente, Se evidencia los circuitos con alto desbalance de carga por fase.
La manera de realizar las simulaciones se encuentran en el Anexo 2 “Metodología para
realizar las simulaciones en Digsilent para el caso de estudio”.
Se hacen simulaciones en Digsilent con el fin de apreciar los perfiles de tensión en el
circuito Agua Azul.
85
Figura 24. Simulación de tensión circuito Agua azul
También se verifican los perfiles de tensión bajo interconexión con el circuito san francisco
del departamento de caldas.
CIRCUITO AGUA AZUL
NODO INTERCONEXIÓN C23148
Capacidad de conductor con interconexión
Aceptada
86 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Caída de tensión bajo interconexión desde AGUA AZUL:
Caída de tensión bajo interconexión desde SAN FRANCISCO:
Aceptada Se cumple con la caída de tensión permisible.
Cargabilidad máxima del transformador 33/13.2 kV en Agua Azul bajo interconexión: 42 % Cargabilidad máxima del transformador 33/13.2 kV en San Francisco bajo interconexión: 90
Aceptada Se cumple con la caída de tensión permisible.
Figura 25. Simulación Interconexión circuito Agua Azul y San Francisco [15] [16]
87
Una vez se realiza las diferentes simulaciones para validar que la interconexión entre el
circuito Agua Azul y San francisco es permitida en el nodo C23148 donde llegan los tramos
de red de ambos circuitos, también se miran puntos estratégicos para la ubicación de
equipos de corte en ramales demasiado largos y así ubicar reconectadores en las
secciones más críticas vistas en la tabla número 17.
La sección C22015 que se relaciona a continuación es escogida como se evidencia en la
tabla 21, para la instalación de un reconectador ya que por la indisponibilidad en horas y
los usuarios indisponibles se adapta con los requisitos necesarios.
Figura 26. Sección C22015
88 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
La sección C23012 que se relaciona a continuación es escogida como se evidencia en la
tabla 21, para la instalación de un reconectador ya que por la indisponibilidad en horas y
los usuarios indisponibles se adapta con los requisitos necesarios.
Figura 27. Sección C23012
La sección C23659 que se relaciona a continuación es escogida como se evidencia en la
tabla 21, para la instalación de un reconectador ya que por la indisponibilidad en horas y
los usuarios indisponibles se adapta con los requisitos necesarios.
89
Figura 28.Sección C23659
En el Anexo 1 (Anexos de información tesis → Hoja Costos Automatización y Mejora), se
muestra con detalle el cálculo del costo de la implementación de automatizar un red de
distribución de las empresas de energía a nivel de tensión 13.2 kV de las respectivas
compañías como CHEC, EPM, ESSA, EDEQ.
90 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
6. Conclusiones y Trabajos Futuros
6.1 Conclusiones
1. Colombia es un país emergente donde es necesario, implementar sistemas
automatizados para el área eléctrica; ya sea en generación, trasmisión y
distribución. Este último es el más importante ya que concentra a un gran número
de consumos a los cuales es necesario entregar un buen servicio eléctrico.
2. Los indicadores de calidad exigen que los operadores de Red presten un servicio
de buena calidad de lo contrario se verán obligados a compensar con incentivos
negativos o al usuario peor servido.
3. La implementación de una red de distribución automatizada aumenta la
confiabilidad del sistema, teniendo repercusiones positivas sobre los índices de
calidad del servicio que entregan las empresas distribuidoras además de poder
responder de una manera más rápida ante contingencias y fallas de la red.
4. Los equipos de telecomando han ido evolucionando respecto al avance de la
electrónica; conjuntamente entregan, por parte de los fabricantes, una amplia gama
de protocolos aceptados para su funcionamiento. No obstante, esto lleva a que al
momento de ampliar el sistema, conforme se avance en requerimientos eléctricos,
sea necesario implementar dispositivos extras y/o inclusive cambio de equipos
91
debido a la evolución de los protocolos de comunicación y a veces a la no
compatibilidad de los mismos. En base a esto es que se hace necesario, tanto a
nivel nacional como internacional, la estandarización de los protocolos para así no
tener inconvenientes.
5. En la literatura revisada se plasma la necesidad, de que durante el desarrollo de un
proyecto de automatización, ya sea en redes de distribución eléctricas o redes
industriales, se tenga especial cuidado al seleccionar el medio de comunicación
entre los dispositivos, pues este sistema debe ser confiable y seguro en la entrega
de datos adicionalmente que sean compatible con cada equipo instalado en el
sistema.
6. La innovación creará cambio y este incrementara la diversidad, la cual ha sido y
será uno de los mayores retos, no solo para la integración inicial, sino para el
mantenimiento e integridad operacional de la red.
7. La automatización de la distribución esta y seguirá estando, en un profundo proceso
de transformación y modernización, que le permitirá a la red de distribución ser más
robusta, segura y confiable, considerando estrategias de generación con fuentes
más limpias y renovables que apoyen a disminuir y revertir el impacto del cambio
climático, a futuro será una tarea ardua pero se tiene que realizar.
8. Para la transferencia de datos hacia la aplicación remota se hace uso del software
SCADA, la cual consiste en un potente soporte de visualización que permite a
supervisores y administradores ver los datos de los equipos automatizados en
tiempo real desde un PC en cualquier punto.
9. Gracias a los equipos de corte no es necesario suspender definitivamente el
suministro de energía a los clientes aguas abajo del mismo por fallas temporales,
ya que estas pueden ser evacuadas por las acciones de recierre de los equipos
instalados.
92 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
10. Tendríamos una mejora continua, teniendo en cuenta que debemos monitorear o
recorrer el circuito, pero ahora basado en el análisis de eventos a partir de los datos
registrados por los reconectadores (Corrientes de falla, tipo de falla, localización de
la falla, recierre) lo que va a permitir encontrar los puntos cables de fallas en el
sistema de una manera más acertada
11. Para los ingenieros es necesaria la comprensión del funcionamiento de los equipos
de telecontrol y sistemas de comunicación para poder tomar mejores decisiones al
momento de diseñar o proponer mejoras de los sistemas de distribución, la
colaboración entre las áreas de estudios de ingeniería eléctrica, electrónica e
informática podrá acelerar los procesos en cuanto a la automatización de redes se
refiere.
6.2 Trabajos Futuros
1. Es necesario realizar un estudio donde se identifiquen a nivel de Caldas y Risaralda
los puntos óptimos para instalar antenas de comunicación, ya que es uno de los
problemas más críticos que se manejan a nivel de equipos remotos.
2. Mediante el desarrollo del proyecto se requiere investigar un poco más en la
calidad, seguridad y fiabilidad para el suministro del servicio al usuario teniendo en
cuenta la tecnología digital.
3. Mediante el desarrollo de este caso práctico, se determina la necesidad de
desarrollar un estudio de costos de fibra óptica ya que según las inversiones
realizadas en subestaciones pueden ser costosas sobre el beneficio obtenido.
4. Se hace necesario realizar un estudio de la conformación de las redes eléctricas,
ya que la implementación de la automatización aumenta la complejidad a causa de
93
un gran número de nodos con derivaciones que afectan las cargas de energía en
los circuitos conformados por grandes distancias.
94 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
A. ANEXO 1: Cuantificar el costo de Mejorar y Automatizar, la red de distribución nivel 13,2kV del circuito Agua Azul
A continuación se presenta un archivo de Excel, donde se calculan los costos
equivalentes de las acciones de mejora y la Automatización en el circuito Agua Azul
nivel 13,2kV, correspondientes al caso de estudio de esta tesis.
ANEXOS DE
INFORMACIÓN TESIS MAESTRIA - CONTINUACIÓN.xlsx
B. Anexo 2: “Metodología para realizar las simulaciones en Digsilent para el caso de estudio”.
A continuación se relaciona en el archivo en Word la forma en la cual se realizó
cada simulación en Digsilent para el caso de estudio Agua Azul.
Metodologia para
realizar las simulaciones en Digsilent para el caso de estudio..docx
95
96 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
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98 Estudio de indicadores de calidad del suministro de energía eléctrica de una
red de distribución a 13.2 kV
Se realiza la consulta el día 18-04-2015
16. Forma y manejo de Digsilent
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Se realiza la consulta el día 15-04-2015
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