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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


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


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


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 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 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


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.



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)



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



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



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

UP

O

US

UA

RIO

S

SW

IT

CH

ES

TR

AFO

S

TO

TA

L D

UR

AC

IO

N

(H

OR

AS

) A

ÑO

20

12

TO

TA

L F

REC

UEN

CIA

AÑ

O 2

01

2

TO

TA

L D

UR

AC

IO

N

(H

OR

AS

) A

ÑO

20

13

TO

TA

L F

REC

UEN

CIA

AÑ

O 2

01

3

TO

TA

L D

UR

AC

IO

N

(H

OR

AS

) A

ÑO

20

14

TO

TA

L F

REC

UEN

CIA

AÑ

O 2

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



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.



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



Figura 3. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIDI

INDICADOR SAIFI


SAIF

I


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


Figura 4. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente SAIFI



INDICADOR CAIDI


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


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.


𝑪𝑨𝑰𝑫𝑰 = ∑ 𝒓𝒊𝑵𝒊

∑ 𝑵

39

Figura 5. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente CAIDI

INDICADOR CAIFI


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




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


ASID

I


2.663 4.764 3.436 4.042 3.358 1.917 2.297 2.646 4.924 6.542 4.975 4.434


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.




Figura 7. Descripción de resultados Indicadores Punto De Vista A Nivel De Cliente ASIDI

INDICADOR ASIFI


ASIF

I


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


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



INDICADOR ASUI


ASU

I


2.165 2.770 2.244 2.675 2.650 1.286 1.658 1.478 2.557 4.108 3.318 2.994


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


CEMI

m


0.003 0.005 0.001 0.003 0.003 0.000 0.001 0.001 0.005 0.011 0.005 0.004




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


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




Frecuencia promedio de

las Interrupciones

Momentáneas del

Sistema de Distribución

(Momentary Average

Interruption Frequency

Index).

NTIm: Número total de interrupciones

momentáneas contabilizadas en el


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


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.



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



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:



(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



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



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



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



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.



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.



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.



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.



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.



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:



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



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.



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:



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


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


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


C23629 AGUA AZUL FINCA EL JARDIN 1 6 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 2 12


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





C23200 AGUA AZUL LA MULETA 1 3 3CC 3 Cortacircuito trifásico Caja Vela 33,5 100,5




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






C20106 AGUA AZUL FINCA SANTA LUCIA 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 8 8


C20108 AGUA AZUL CONDOMINIO LOS NOGALES 1 1 2CC 2 Cortacircuito bifásico Caja Vela 14 14






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



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






Figura 27. Sección C23012




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.



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.



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.



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



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http://scielo.sld.cu/scielo.php?pid=S1815-59012012000300004&script=sci_arttext

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Se realiza Consulta el día 28 de Agosto

http://es.scribd.com/doc/116161129/automatizacion-en-redes-de-distribucion-

equipos-y-protocolos-de-telecomando

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http://www.schneiderelectric.com.mx/documents/solutions/solution/plantstruxure_s

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10. Guía de IEEE 1366-2003 para Energía Eléctrica Índices de confiabilidad

Distribución

Se realiza la consulta el día 25 de febrero del año 2015.

http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=1300984

11. Guía de IEEE 1366-2001para Energía Eléctrica Índices de confiabilidad

Distribución

Se realiza la consulta el día 24 de febrero del año 2015.

12. “Distribution System Analysis and Automation.” Pagina Web Distribución

Se realiza la consulta el día 01-04-2015

13. Communication Protocol Manual IEC 60870-5-101/104 Se realiza la consulta el 03-

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14. IEEE C37.60 Standard Requirements for Overhead, Pad-Mounted, Dry Vault, and

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15. Forma y manejo de Digsilent

http://fglongatt.org/OLD/DIgSILENT_Cur_Basico.html

http://www.schneiderelectric.com.mx/documents/solutions/solution/plantstruxure_schc208.pdf

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16. Forma y manejo de Digsilent

https://www.youtube.com/playlist?list=PLw4N6xn2h4H6IP_c3cy8daHVEw9sIreDA


17. Protocolo DNP3

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18. Luo Lei,TaiNengling,YangGuangliang.Wide-areaprotectionresearchinthe smart

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Se realiza consulta el día 16-04-2015

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powersupplyselection.ApplEnergy2011;88:1312–21.


20. IEC(1000-2-2/4)Standardthatdefines thepowerquality.


21. Benachaiba C,HaidarAhmedMA,HababM,AbdelkhalekO.Smartcontrolof UPCQ

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22. SmartCitytechnologyfundproject(ProyectofondotecnológicoSmartCity).

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realiza la consulta el día 18-04-2015

https://www.youtube.com/playlist?list=PLw4N6xn2h4H6IP_c3cy8daHVEw9sIreDA

http://www.alstom.com/Global/Grid/Resources/Documents/Automation/Measurement/Mx7xD_ES.pdf

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99

23. INTEGRIS:INTelligentElectricalGridSensorcommunications.

⟨http://www.fp7integris.eu/index.php⟩;⟨http://library.abb.com/global/scot/scot271.ns

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10

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101

37. http://www.revistas.unal.edu.co/index.php/refame/rt/printerFriendly/24951/36985


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