ÍNDICES DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICOS

PATRICK DAVIS JIMÉNEZ CONTRERAS

Calama, abril 2023

0

ÍNDICE

CAPITULO 1 INTRODUCCIÓN.................................................................................................3

CAPITULO 2 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD..............................................................................4

2.1 ÍNDICES UTILIZADOS EN CHILE...................................................................................4

2.1.1 ÍNDICES POR kVA INSTALADO.................................................................................4

2.1.2 ÍNDICES POR TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN INSTALADO............................5

2.2 ÍNDICES USADOS A NIVEL INTERNACIONAL................................................................6

2.2.1 ÍNDICES BASADOS EN CLIENTES..............................................................................6

(1) SAIFI (FRECUENCIA DE INTERRUPCIÓN MEDIA DEL SISTEMA)....................................6

(2) CAIFI (FRECUENCIA DE INTERRUPCIÓN MEDIA POR USUARIO AFECTADO)................7

(3) SAIDI (DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL SISTEMA)......................................7

(4) CAIDI (DURACIÓN MEDIA DE LA INTERRUPCIÓN EQUIVALENTE)...............................8

(5) ASAI (ÍNDICE DISPONIBILIDAD MEDIA DEL SERVICIO)................................................8

(6) ATPII (ÍNDICE MEDIO HASTA LA RESTAURACIÓN DE LA ENERGÍA).............................8

(7) CMPII (MINUTOS POR INTERRUPCIÓN AL CLIENTE)...................................................9

2.2.2 ÍNDICES BASADOS EN LA CARGA............................................................................9

(1) ASIDI (ÍNDICE DE DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL SISTEMA).....................9

(2) ASIFI (ÍNDICE DE DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL SISTEMA).....................9

1

2.3 EJEMPLO DE APLICACIÓN.........................................................................................10

CAPITULO 3 CARACTERIZACIÓN DE LOS TRAMOS...............................................................13

3.1 TASA DE FALLA (λ)....................................................................................................13

3.2 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN (r).................................................................................14

3.3 CLASIFICACIÓN DE ESTADOS....................................................................................15

3.4 PARÁMETROS DE CONFIABILIDAD............................................................................16

3.4.1 TIEMPO REPARACIÓN TOTAL................................................................................16

3.4.2 INDISPONIBILIDAD ANUAL....................................................................................16

3.5 EENS (ENERGÍA ESPERADA NO SUMINISTRADA) E ÍNDICES DE CONFIABILIDAD......16

3.6 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD.....................................................................................17

3.6.1 ÍNDICES POR kVA INSTALADO...............................................................................17

3.6.2 ÍNDICES POR TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN INSTALADO..........................17

3.7 EJEMPLO DE APLICACIÓN.........................................................................................18

CAPITULO 4 MEDIDAS A TOMAR.........................................................................................23

2

CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

En la actualidad las empresas de distribución de energía eléctrica deben cumplir normativas legales que exigen mantenibilidad y calidad del suministro. Se han investigado e incorporado métodos en la planificación y operación de sistemas de distribución, de manera de conseguir que el crecimiento futuro de la demanda sea satisfecho, por lo que se busca aplicar nuevas técnicas que permitan evaluar, diagnosticar y mejorar la confiabilidad y el desempeño de los sistemas eléctricos de distribución.

Los índices de calidad de suministro son utilizados por las empresas distribuidoras como señales económicas de la cantidad de energía vendida y además como un indicador del servicio continuo entregado a los clientes, además intentan medir la continuidad del suministro, es decir, minimizar la frecuencia de interrupción del sistema.

3

CAPITULO 2

ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

2.1 ÍNDICES UTILIZADOS EN CHILE

2.1.1 ÍNDICES POR kVA INSTALADO

TTIK: Tiempo total de interrupción, debido a fallas mayores a tres minutos, además corresponde la ponderación de potencia no suministrada y la potencia total de la red.

TTIK=∑i=1

N

T ∙kVAi

kVATOTAL

(2.1)

Dónde:Ti: Tiempo de duración de la falla i.kVAi: Potencia aparente no suministrada en la falla i del año.N: Número total de fallas en el año.kVATOTAL: Potencia aparente que cubre el alimentador.

FMIK: Corresponde a la frecuencia media de potencia aparente no suministrada en la red, cuando ocurre una falla mayor a tres minutos en un alimentador.

FMIK=∑i=1

N kVA i

kVATOTAL

(2.2)

Dónde:

kVAi: Potencia aparente no suministrada en la falla i del año.N: Número total de fallas en el año.KVATOTAL: potencia aparente que cubre el alimentador.

4

2.1.2 ÍNDICES POR TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN INSTALADO

TTIT: Es el tiempo total de interrupción debido a fallas superiores a tres minutos, es decir, la ponderación de transformadores no suministrados y el número total de transformadores de la red.

TTIT=∑i=1

N

T i ∙NT i

NT TOTAL

(2.3)

Dónde:Ti: Tiempo de duración de la falla i.NTi: Número de transformadores afectados por la falla i.N: Número total de fallas en del sistema.NTTOTAL: Número total de transformadores existentes en el alimentador.

FMIT: Corresponde a la frecuencia media de transformadores afectados cuando ocurre una falla, superior a tres minutos, en un alimentador.

FMIT=∑i=1

N NT i

NTTOTAL

(2.4)

Dónde:NTi: Número de transformadores afectados por la falla i.N: Número total de fallas en del sistema.NTTOTAL: Número total de transformadores existentes en el alimentador.

Los límites máximos para los índices definidos anteriormente, considerando sólo interrupciones internas de la red, según la Legislación Chilena (2006). Decreto Supremo Nº 327. Son los siguientes:

Tabla n° 1: Límites máximos para índices de interrupción de suministro.FMIK

(VECES/AÑO)FMIT

(VECES/AÑO)TTIK

(HORAS/AÑO)TTIT

(HORAS/AÑO)

Zona rural 5 5 18 28

Zona urbana 3,5 7 13 22

5

2.2 ÍNDICES USADOS A NIVEL INTERNACIONAL.

Estos índices representan un avance significativo en la regulación de la calidad, ya que enfocan el problema desde el punto de vista del consumidor de la electricidad. Los índices más comunes de cliente son los siguientes:

Número de interrupciones [horas / año] Duración media de interrupciones [horas / interrupciones Duración total de las interrupciones [horas / período] EENS, Energía esperada no suministrada [kWh / período]: Existen distintas formas

para estimar la energía no suministrada, ya que no es posible medirla directamente.

2.2.1 ÍNDICES BASADOS EN CLIENTES

(1) SAIFI (FRECUENCIA DE INTERRUPCIÓN MEDIA DEL SISTEMA)

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) o FIE (Frecuencia de Interrupción Media del Sistema), corresponde al número promedio de interrupciones de un cliente del sistema. Este índice se emplea para determinar cuántas veces puede quedar un usuario sin servicio al conectarse a una determinada red de distribución.

SAIFI=N ° deusuarios InterrumpidosN °Total deusuarios

(2.5)

SAIFI=∑ λi N i

∑ N (2.6)

SAIFI=∑i=1

N

∫¿ i

N= SAIDI

CAIDI¿

(2.7)

Dónde:INTi: Número de interrupciones para un cliente i.N: Número total de clientes del sistema.λi: Tasa de Falla.Ni: Número de usuarios por localización i.

6

(2) CAIFI (FRECUENCIA DE INTERRUPCIÓN MEDIA POR USUARIO

AFECTADO)

CAIFI (Customer Average Interruption Fall Index) o FIU (Frecuencia de interrupción Media por Usuario Afectado), este índice se emplea para saber cuántos usuarios han sido afectados según las interrupciones que han sucedido en un año.

CAIFI= N ° Total de InterrupcionesN ° Totaldeusuarios Afectados

(2.8)

Además existe el índice CIII (índice de clientes interrumpidos por interrupción), el cual corresponde al reciproco de CAIFI, es decir:

CIII= N °Total deusuarios AfectadosN ° Totalde Interrupciones

(2.9)

(3) SAIDI (DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL SISTEMA)

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) o DMIS (Duración Media de Interrupción del Sistema), se utiliza para calcular el tiempo promedio de interrupción esperado en la red, se calcula normalmente en los meses o cada año; Sin embargo, también se puede calcular al día, o para cualquier otro período de tiempo.

SAIDI=∑ Duraciónde la Falla∙ N °de Usuarios Afectados

N °Total deusuarios(2.9.1)

SAIDI=∑U i N i

∑ N(2.9.2)

Dónde:N: Número total de clientes del sistema.Ui: tiempo de interrupción anual de la localidad i.Ni: Número de usuarios por localización i.

7

(4) CAIDI (DURACIÓN MEDIA DE LA INTERRUPCIÓN

EQUIVALENTE)

CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) o DIE (Duración Media de la Interrupción Equivalente), Corresponde a la representación de la duración media de las interrupciones a usuarios durante el año (horas / interrupción), o el tiempo medio para restablecer el servicio.

CAIDI=∑ Duraciónde la Falla∙ N °de Usuarios Afectados

N °de Usuarios Afectados(2.9.3)

CAIDI=∑U i N i

∑ λi N i

=SAIDISAIFI

(2.9.4)

(5) ASAI (ÍNDICE DISPONIBILIDAD MEDIA DEL SERVICIO)

ASAI (Average service availability index) o DMS (Índice Disponibilidad media del Servicio), Es una medida de la confiabilidad global del sistema. Representa el porcentaje de tiempo durante el cual el cliente promedio recibe suministro.

ASAI=(1− SAIDI8760 ) ∙100 % (2.9.5)

ASAI es el promedio del total de horas demandadas durante un año, por lo que se obtiene que las 24 horas del día multiplicadas por los días del año, como resultado se obtiene 8760 (24*365).

Su índice complementario es el IIS (Índice de interrupción del suministro), definido como (1- ASAI) ×100%.

(6) ATPII (ÍNDICE MEDIO HASTA LA RESTAURACIÓN DE LA

ENERGÍA)

ATPII (Average Time Until Power Restore), corresponde al índice medio hasta la restauración de la energía.

8

ATPII=∑ Duración Interrupciones

N °de Interrupciones (2.9.6)

(7) CMPII (MINUTOS POR INTERRUPCIÓN AL CLIENTE)

CMPII=∑ Minutos cliente por interrupción

Total N ° de Interrupciones(2.9.7)

2.2.2 ÍNDICES BASADOS EN LA CARGA

(1) ASIDI (ÍNDICE DE DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL

SISTEMA)

Indica el tiempo en horas de interrupción de la potencia total conectada en el sistema.

ASIDI= kVA Minutos InterrumpidosTotal kVA Conectados

(2.9.8)

(2) ASIFI (ÍNDICE DE DURACIÓN MEDIA DE INTERRUPCIÓN DEL

SISTEMA)

Representa la cantidad de potencia interrumpida, con respecto a la potencia total servida.

ASIFI= kVA InterrumpidosTotal kVA Conectados

(2.9.9)

9

2.3 EJEMPLO DE APLICACIÓN

La siguiente tabla muestra los eventos ocurridos en un día, la duración de cada interrupción y los clientes afectados por dichas interrupciones, considere un total de 20.000 clientes.

Tabla n° 2: cálculo de clientes-hora.

FECHA HORA CLIENTESDURACIÓN

(min)CLIENTES-

HORA

5/01/2015 9:00 15 90 22,5

5/01/2015 11:15 1000 20 333,3

5/01/2015 13:45 100 10 16,7

5/01/2015 15:00 30 200 100

5/01/2015 23:00 50 30 25

TOTAL 1195 350 497,5

Se pide determinar: a) SAIDI, b) CAIDI, c) SAIFI, d) CAIFI, e) CIII y f) ASAI.

a) SAIDI:

Como se requiere saber el cálculo SAIDI en minutos los clientes-hora se deben convertir a los clientes minutos multiplicando por 60. El resultado es 497,5 * 60 = 29850 clientes minutos.

SAIDI=∑ Duraciónde la Falla∙ N °de Usuarios Afectados

N °Total deusuarios

SAIDI=2985020000

10

SAIDI=1,49 (minutos)

Por lo tanto el cliente está interrumpido en promedio 1,49 minutos.

b) CAIDI:

CAIDI=∑ Duraciónde la Falla∙ N °de Usuarios Afectados

N °de Usuarios Afectados

CAIDI=298501195

CAIDI=24,98 (minutos)

En promedio, cualquier cliente que sufrió un corte el 5 de enero se encuentra fuera de servicio durante 24,98 minutos.

c) SAIFI:

SAIFI=N ° deusuarios InterrumpidosN °Total deusuarios

SAIFI= 119520000

SAIFI=0,06

Los clientes tiene un 0,06 probabilidad de sufrir una interrupción.

d) CAIFI:

CAIFI= 51195

CAIFI= 51195

CAIFI=0,004

11

El promedio de interrupciones para un cliente que fue interrumpido es 0,004 veces.

e) CII:

CIII= N °Total deusuarios AfectadosN ° Totalde Interrupciones

CIII=11955

CIII=239 clientes

Es decir, en promedio, 239 clientes fueron interrumpidos, se debe considerar que un corte producido el 5 de enero afecto a 1000 clientes por lo que específicamente esta falla contribuyo a la gran mayoría de cortes por cliente.

f) ASAI:

ASAI=(1− SAIDI8760 ) ∙100 %

ASAI=(1− 1,498760 ) ∙100 %

ASAI=99,98 %

Desde el ASAI, se aprecia que el sistema cuenta con una disponibilidad promedio del 99,98%.

12

CAPITULO 3

CARACTERIZACIÓN DE LOS TRAMOS

La red se separa en los distintos alimentadores. Se define un tramo del alimentador como conductores separados por algún tipo de elemento de seccionamiento o maniobra, ya sean interruptores, seccionadores y fusibles.

Se caracterizan por los siguientes índices que establecen la transición de un estado de “disponible” a otro de “indisponible”:

3.1 TASA DE FALLA (λ)

Indica las veces que, en promedio, el tramo se ve sometido a alguna condición que implica la operación de algún dispositivo de protección. Se incluyen fallas por cortocircuitos, sobrecargas, descargas atmosféricas, fallas en la aislación, accidentes externos, etc.

λ=b ∙ l [ fallasaño ] (3.1)

b= mL∙T [ fallas

km∙año ] (3.2)

Dónde:m: Cantidad de fallas.L: longitud total de líneas expuestas a falla, en Km.T: período de estudio, en años.b: Número de fallas, por kilómetro por año.l: Longitud de la línea de interés.

13

3.2 TIEMPO DE INTERRUPCIÓN (r)

Corresponde a la suma de tiempos que aparecen desde el mismo momento en que ocurre la falla (interrupción de suministro), hasta que ésta es reparada y el circuito vuelto a la normalidad. La diferencia que pueda existir en el tiempo de reparación entre tramos, depende del tipo de falla y del componente de protección y/o maniobra existente. Las divisiones de tiempo consideradas son:

TIEMPO CONOCIMIENTO DE LA FALLA (TC): Es el tiempo en que el Distribuidor tiene conocimiento dela falla, ya sea por medio del panel de alarmas (puede resultar tiempo cero) o por la llamada de algún Consumidor.

TIEMPO DE PREPARACIÓN (TP): Corresponde al tiempo requerido para la obtención de los recursos materiales necesarios para dar inicio a los trabajos de localización de la falla.

TIEMPO DE LOCALIZACIÓN (TL): Es el tiempo que se gasta en el traslado hasta las proximidades de la falla y la ejecución de pruebas con la finalidad de localizar en forma precisa el punto de falla.

TIEMPO DE MANIOBRA (TM): Es el tiempo que toma realizar las maniobras de transferencia para restablecer el servicio a los tramos en donde ello sea posible.

TIEMPO DE REPARACIÓN (TR): Es el tiempo en el que se ejecutan todas las labores de reparación o cambio de los componentes del tramo fallado.

TIEMPO DE NORMALIZACIÓN (TN): Luego de concluida la ejecución de las labores de reparación, se procede a restablecer la configuración inicial (normal) del circuito, para dar por terminado el estado transitorio (falla).

14

3.3 CLASIFICACIÓN DE ESTADOS

De acuerdo a la protección que cada tramo tenga asociada, así como las alternativas de alimentación disponibles, cada tramo i puede clasificarse en uno de los siguientes estados ante la falla en otro tramo j del alimentador.

Normal (N): El estado del tramo i se define como normal, cuando su operación no se ve afectada por una falla en la rama j.

Restablecible (R): En este caso, el servicio en el elemento i puede volver a la Normalidad antes de reparar el elemento j fallado, aislando j mediante algún equipo de maniobra.

Transferible (T): El tramo de alimentador i será transferible si existe alguna maniobra que permita re-energizarlo, antes de reparar el elemento j.

Intransferible (I): Son tramos que sufren la falla y, por consiguiente, no pueden ser transferidos a otra fuente.

Irrestablecible (J): Se define como tramo irrestablecible a aquel tramo donde ocurre la falla, y a todo tramo i que no pueda ser transferido a otra fuente de alimentación a causa de esta contingencia.

Tabla n° 3: Efecto del tipo de tramo sobre las interrupciones.

TIPO DE TRAMOINTERRUPCIONES

TASA DE FALLA TIEMPO

NORMAL 0 0

RESTABLECIBLE λ TC+TP+TL

TRANSFERIBLE 2 λ TC+TP+TL+TM+TN

INTRANSFERIBLE λ TC+TP+TL+TR

IRRESTABLECIBLE λ TC+TP+TL+TR

15

3.4 PARÁMETROS DE CONFIABILIDAD

Estos parámetros se basan en información histórica de los indicadores de confiabilidad, y sus valores dependerán de la exactitud de la información con la cual se dispone.

3.4.1 TIEMPO REPARACIÓN TOTAL

rT=UT

λT

=∑ λi ∙ ri

∑ λi

(3.3)

3.4.2 INDISPONIBILIDAD ANUAL

U i= λi ∙ri (3.4)

UT=λT ∙rT=∑U i (3.5)

Dónde:

λ i: Tasa de falla del elemento i.ri: Tiempo de reparación del elemento i.

U i: Indisponibilidad anual del elemento i.

3.5 EENS (ENERGÍA ESPERADA NO SUMINISTRADA) E ÍNDICES

DE CONFIABILIDAD

Representa la cantidad de energía que la empresa de distribución deja de vender. Se obtiene de la sumatoria, para cada punto de carga a considerar, del producto de la potencia media interrumpida, por el tiempo de indisponibilidad.

EENS=∑U i ∙ k W i (3.6)Dónde:

i: Índice del tramo.U i: Indisponibilidad anual del elemento i.

16

k W i: Potencia activa en el nodo i.

3.6 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD

En base a lo anterior, es decir, obteniendo los parámetros de confiabilidad se propone calcular los índices de confiabilidad de la siguiente manera:

3.6.1 ÍNDICES POR kVA INSTALADO

TTIK

TTIK=∑U i ∙ kVAi

∑ kVA i

(3.7)

FMIK

FMIK=∑ λi ∙kVA i

∑ kVAi

(3.8)

Dónde:

U i: Indisponibilidad anual del elemento i.KVAi: potencia aparente en el nodo i.λ i: tasa de falla del elemento i.

3.6.2 ÍNDICES POR TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN INSTALADO

TTIT:

TTIT=∑ U i

∑ N i

(3.9)

FMIT:

FMIT=∑ λ i

∑ N i

(3.9.1)

Dónde:U i: Indisponibilidad anual del elemento i.

17

Ni: N° de transformadores de distribución en cada nodo de la red.λ i: tasa de falla del elemento i.

3.7 EJEMPLO DE APLICACIÓN

Figura 1: Red radial con alimentación alternativa.

Para esta red se dispone de los siguientes datos para cada tramo respectivamente.

Tabla n°4: Datos de los tramos para la red

LONGITUD (km) λ(1/km) TR(hras)

L1 2 0,1 2,5

L2 2 0,1 2,5

L3 3 0,1 2,5

L4 1 0,1 2,5

LA 3 0,25 0,5

LB 2 0,25 0,5

LC 1 0,25 0,5

Las cargas a alimentar se detallan en la siguiente tabla.

Tabla n° 5: Datos de los nodos de carga en la red

18

A B C

KVA 500 250 400

Cos ɸ 0,75 0,8 0,6

Además, se han definido los sub-tiempos de indisponibilidad:

TC+TP+TL =0,5 (hras)

Tm =0,5(hras)

Tn =0,5(hras)

Ahora con estos datos, se procede a determinar la matriz de estados de cada tramo:

Tabla n° 6: matriz de estados de la red.

L1 L2 L3 L4 LA LB LC

L1 I I T T I T T

L2 I I T T I T T

L3 R R I T R I T

L4 R R R I R R I

LA N N N N I N N

LB N N N N N I N

LC N N N N N N I

Dónde:

I: Estado irrestablecible.

N: Estado normal.

R: Estado restablecible.

T: Estado transferible.

19

Obtenidos estos estados, se procede a evaluar la condición de cada elemento de la red y se construyen las matrices de falla (λ), y los tiempos de indisponibilidad total (TR). Ambos datos son tabulados a continuación.

Tabla n° 7: Matriz de tasas de falla para la red.

λ L1 L2 L3 L4 LA LB LC

L1 0,2 0,2 0,2+0,2 0,2+0,2 0,2 0,2+0,2 0,2+0,2

L2 0,2 0,2 0,2+0,2 0,2+0,2 0,2 0,2+0,2 0,2+0,2

L3 0,3 0,3 0,3 0,3+0,3 0,3 0,3 0,3+0,3

L4 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1

LA 0 0 0 0 0,75 0 0

LB 0 0 0 0 0 0,5 0

LC 0 0 0 0 0 0 0,25

TOTAL 0,8 0,8 1,2 1,5 1,55 1,25 1,75

Tabla n° 8: Matriz de tiempos de indisponibilidad para la red.

L1 L2 L3 L4 LA LB LC

L1 3 3 1,5 1,5 3 1,5 1,5

L2 3 3 1,5 1,5 3 1,5 1,5

L3 0,5 0,5 3 1,5 0,5 3 1,5

L4 0,5 0,5 0,5 3 0,5 0,5 3

LA 0 0 0 0 1 0 0

LB 0 0 0 0 0 1 0

LC 0 0 0 0 0 0 1

Posteriormente se calculan las indisponibilidades Ui, considerando solamente la tasa de falla referida a la primera interrupción.

20

La falla debida a la restauración de la red tras la transferencia se considera sólo para el cálculo de la tasa de fallas total para cada elemento de la red.

Tabla n° 9: Matriz de indisponibilidades para la red.

L1 L2 L3 L4 LA LB LC

L1 0,6 0,6 0,3 0,3 0,6 0,3 0,3

L2 0,6 0,6 0,3 0,3 0,6 0,3 0,3

L3 0,15 0,15 0,9 0,45 0,15 0,9 0,45

L4 0,05 0,05 0,05 0,3 0,05 0,05 0,3

LA 0 0 0 0 0,75 0 0

LB 0 0 0 0 0 0,5 0

LC 0 0 0 0 0 0 0,25

Ui TOTAL 1,4 1,4 1,55 1,35 2,15 2,05 1,6

Obtenidos todos estos parámetros, es posible calcular los índices de confiabilidad y la EENS de la red.

Tabla n° 10: Resumen de parámetros de confiabilidad de la red.

λi Ui ri

L1 0,8 1,4 1,75

L2 0,8 1,4 1,75

L3 1,2 1,55 1,29

L4 1,5 1,35 0,9

LA 1,55 2,15 1,39

LB 1,25 2,05 1,64

LC 1,75 1,6 0,91

21

Con los datos obtenidos en la tabla n° 10, se procede a calcular los índices de confiabilidad y EENS, estos índices son calculados con las ecuaciones (3.6 - 3.9.1).

A) EENS:

EENS=∑U i ∙ k W i

EENS=2,15 ∙375+2,05 ∙200+1,6 ∙240

EENS=1600,25(Kwh )

B) TTIK:

TTIK=∑U i ∙ kVAi

∑ kVA i

TTIK=2,15 ∙500+2,05 ∙250+1,6 ∙400500+250+400

TTIK=1,9369

C) FMIK:

FMIK=∑ λi ∙kVA i

∑ kVAi

FMIK=1,55 ∙500+1,25 ∙250+1,75∙400500+250+400

FMIK=1,5543

D) TTIT:

TTIT=∑ U i

∑ N i

TTIT=2,15+2,05+1,63

TTIT=1,9333

E) FMIT:

FMIT=∑ λ i

∑ N i

22

FMIT=1,55+1,25+1,753

FMIT=1,5167

Tabla n° 11: Resumen de índices de confiabilidad y EENS.

EENS( Mwh) TTIK (hras) FMIK TTIT(hras) FMIT

1,6 1,94 1,55 1,93 1,52

23

CAPITULO 4

MEDIDAS A TOMAR