ESTUDIO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL EMSA Y...
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1 ESTUDIO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL EMSA Y REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS EN EL SISTEMA PARA ADMINISTRACIÓN DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (SPARD®) PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN NIVEL II BRENDA MELISSA MARTINEZ MORALES UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELECTRÓNICA BOGOTÁ D.C. 2017
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ESTUDIO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL EMSA Y
REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS EN EL SISTEMA PARA
ADMINISTRACIÓN DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (SPARD®)
PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN NIVEL II
BRENDA MELISSA MARTINEZ MORALES
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELECTRÓNICA
BOGOTÁ D.C.
2017
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ESTUDIO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN LOCAL EMSA Y
REVISIÓN DE LA BASE DE DATOS EN EL SISTEMA PARA
ADMINISTRACIÓN DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (SPARD®)
PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN NIVEL II
BRENDA MELISSA MARTÍNEZ MORALES
Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de
INGENIERA ELECTRÓNICA
MODALIDAD PASANTÍA
Director Interno: OSCAR DAVID FLÓREZ CEDIEL
Ingeniero Eléctrico
Directores Externos: SERGIO GUZMÁN
ENERGY COMPUTER SYSTEMS
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELECTRÓNICA BOGOTÁ D.C.
2017
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Dedicatoria
Quiero dedicar este trabajo a cada una de las personas que aportaron su granito de arena para que este sueño se hiciera realidad, mi familia, mis amigos, mis profesores, mi querida Universidad Distrital…
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AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, quiero agradecer a Dios por permitirme culminar de manera exitosa esta etapa universitaria. Quiero agradecer a mis padres Carlos Martínez y Ilba Morales, por su apoyo incondicional y por darme siempre esa palabra de aliento que me anima y me impulsa a seguir luchando por mis sueños. A mi familia en especial a mí hermana Stella Leal y a mi abuelita Josefina Parra porque nunca dejaron de creer en mí. A mi director de pasantía, Oscar Flórez por su confianza y apoyo en esta maravillosa experiencia, además, por su constante disposición no solo brindando las herramientas sino también su acompañamiento y por supuesto, su conocimiento durante el proceso de aprendizaje de esta carrera. A la empresa Energy Computer Systems por su colaboración, apoyo, conocimientos brindados y por permitirme ser parte de la familia Energy. A mis cariños y amigos por cada uno de los momentos vividos en el desarrollo de esta hermosa carrera.
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Tabla de contenido. 1. Resumen ejecutivo…………………………………………………………………………….6
1.1 Misión. ...................................................................................................................... 6
1.2.Visión ....................................................................................................................... 6
1.3. Soluciones ............................................................................................................... 7
1.4 Servicios................................................................................................................... 7
2. Planteamiento del problema…………………………………..……………………………..8
3. Objetivos………………………………………………………………………………….……..9
3.1 General……………………………………………………………………………………….9
3.2 Específicos. .............................................................................................................. 9
4. Marco referencial……………………………………………………………………...……..10
5. Alcances e impacto de la pasantía…………………………………………………..……29
6. Cronograma………………………………………………………………………………..….34
7. Desarrollo y analisis de resultados…...………………………………………………….35
7.1. Flujos de carga……………………………………………………………………………36
7.1.1. Perfiles de tensión monofásico STR……………………………………………38
7.2 Corto circuito…………………………………………………………………………….....42
7.2.1. Corrientes de falla monofásico y trifásica………………………………………43
7.3 Probabilidades de falla…………………………………………………………………....50
8. Conclusiones………………………………………………………………………………….57
9. Bibliografía…………………………………………………………………………………….58
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1. RESUMEN EJECUTIVO
La empresa Energy Computer Systems S.A.S./Inc. es una compañía especializada en
el desarrollo y comercialización de software para sistemas de distribución y
transmisión eléctrica, siendo el pionero en la creación de un sistema geográfico para
las redes de distribución a nivel de computadores PC. Desde su fundación en 1992,
ECS suministra sus productos y servicios a Sur- y Centroamérica, USA e India.
1.1. Misión
El objetivo fundamental del software SPARD® consiste en ayudar a las empresas
de distribución de energía eléctrica mejorar su desempeño y prepararse para el
Smart Grid con un nuevo sistema integral que con base en las medidas reales del
SCADA, la comunicación con el Sistema de Información Comercial (SIC) y la
topología al detalle de Alta, Media y Baja Tensión permite el análisis, gestión y
operación de la red en forma integrada.
Proporcionar software técnico y de gestión de redes eléctricas que sea funcional,
estable y soportado, diseñado y probado por personal competente buscando la
satisfacción de los clientes mediante la mejora continua de los productos y
procesos de la compañía.
1.2. Visión
SPARD® es un software integral para empresas de distribución de energía
eléctrica encaminada al “Smart Grid” con el cual, con base en las medidas reales
provenientes del SCADA, en la comunicación con el Sistema de Información
Comercial (SIC), AMI y en la topología al detalle de Alta, Media y Baja Tensión, la
Empresa Eléctrica puede:
Realizar el Análisis de la Distribución en Tiempo Real: En todo momento
conocer el estado global y local de la red y de sus pérdidas.
Realizar una operación totalmente integrada y centralizada de las redes de
alta, media y baja tensión, telecontrolada y no-telecontrolada.
Ubicar las fallas con soporte automático del sistema y responder a
emergencias en forma oportuna y eficiente.
Conocer el estado de la calidad (continuidad de servicio) en todo momento y
calcular sus indicadores de acuerdo con la regulación en cada país
Efectuar un planeamiento eficiente y continuado de la expansión de sus redes.
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1.3. Soluciones
SPARD® POWER SIMULADOR DE SISTEMAS DE POTENCIA
Simulador de Sistemas de Potencia avanzado. Flujos de Potencia, Análisis de
Corto Circuito, Coordinación de Protecciones Visual y Automática. Análisis de
Armónicos, Estabilidad Transitoria, Análisis de Confiabilidad. Arco eléctrico (Arc
Flash). Trabaja en línea con el sistema SCADA en modo de operación o como
herramienta de análisis y planificación.
SPARD®DISTRIBUTION (GIS -EA)
Sistema de Información Geográfica (SIG) especializado para redes eléctricas.
Permite crear elementos de la red geográficamente, editar y consultar la Base de
Datos de Distribución (BDD), adicionalmente, incluye aplicaciones de análisis y
optimización de redes en el mismo GUI, tales como Lecturas en Subestaciones,
Asignación de Cargas, Flujo de Carga Balanceado y Desbalanceado, Corto
Circuito, Reconfiguración Óptima, Conductor Económico, Cálculo y Balance de
Pérdidas Técnicas y No Técnicas y otros.
SPARD® OMS (OUTAGE MANAGEMENT SYSTEM)
Aplicación para la Operación de la red y la Calidad de Servicio. Permite la
operación simulada o en tiempo real (cuando existe un enlace al SCADA) de la red
eléctrica. Plataforma geográfica visual para realizar u observar maniobras y sus
efectos sobre la red (des-energizaciones). Registra las interrupciones y calcula los
indicadores nacionales e internacionales (p.ej. CREG 097, IEEE 1366) de Calidad
de Servicio. Incluye la gestión de eventos en forma predictiva, confirmada y
programada, gestión de cuadrillas, AVL (Automatic Vehicle Location) y la gestión
de Ordenes de Trabajo, opcionalmente con aplicación móvil en línea con el
servidor OMS.
SPARD® MOBILE
Nuevas soluciones móviles SPARD® para plataformas Windows™ Mobile, Android
y Apple iOS, integradas a las aplicaciones centrales. Corren tanto en
computadores móviles de mano y teléfonos inteligentes, como en
tabletas. Incluyen aplicaciones de edición geográfica, ordenes de trabajo
y operación remota.
SPARD® TCS CONTACT CENTER
Gestión de Llamadas Problema y Contact Center Completo. Incluye. Enlaza
información del OMS, GIS, SCADA, y del Sistema Comercial. Incluye tecnología
IVR (Interactive Voice Response) conectada al OMS.
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SPARD® VISOR GEOGRÁFICO
Es una herramienta que ofrece una solución completa para consultas geográficas.
Visualiza los elementos de la red eléctrica, la cartografía base y cualquier
elemento de una base de datos conectada. Clasifica estos elementos a través de
mapas temáticos que crea el usuario en forma fácil y rápida.
SPARD® PROYECTOS Y COSTOS
Constituye una herramienta esencial en el manejo de los proyectos de una red de
distribución eléctrica.
Se enfoca en el control de la información de elementos, equipos y sus respectivos
costos en el proceso de planeación y ejecución de proyectos.
1.4. Servicios
Estudios:
– Pérdidas técnicas en todos los niveles de tensión
– Calidad del servicio
– Compensación reactiva
– Estudios de conexión
– Coordinación de protecciones
– Confiabilidad
– Estabilidad transitoria y dinámica
– Calidad de la potencia
Consultorías:
– Levantamiento y actualización de la información
– Diagnóstico y asesoría para auditorías regulatorias
– Optimización de la operación del sistema
Proyectos llave en mano:
– Suministro, implementación, pruebas y puesta en marcha del software SPARD®
– Integración de los módulos SPARD® con sistemas SCADA, SIC, ERP
– Suministro de hardware y software operativos
– Automatización de subestaciones
Capacitación y entrenamiento:
-Cursos de nivel básico y avanzado de los módulos SPARD®
-Regulación [1]
El proyecto de pasantía va enfocado a realizar un estudio del sistema de distribución local
EMSA (Electrificadora del Meta S.A. E.SP.) y revisión de la base de datos en el sistema
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para administración de las redes de distribución (SPARD®) para la coordinación de
protecciones en nivel II, el estudio se llevara a cabo en el software SPARD, para realizar
las pruebas requeridas.
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2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG en ejercicio de sus atribuciones
constitucionales y legales, ordena hacer público un proyecto de resolución 019 de 04
de Marzo de 2017 “Por la cual se establece la metodología para la remuneración de la
actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional”,
en la cual en el numera 5.2 calidad del servicio en los SDL, determina que la calidad
del servicio brindada por un Operador de Red será medida en términos de la duración
y la frecuencia de los eventos que perciban los usuarios conectados a sus redes. Para
el efecto se adoptan indicadores para establecer la calidad media del sistema de
distribución del Operador de Red, así como para establecer la calidad individual que
perciba cada uno de sus usuarios.
Esta resolución se vuelve objeto de trabajo tanto para el Operador de Red, en este
caso la electrificadora del Meta y para Energy Computer Systems, realizando el
estudio debido para garantizarla.
Es por esto que Energy Computer Systems teniendo en cuenta la resolución 019 de
2017 y la base de datos de EMSA, determina que a partir del estado actual de los
circuitos, evaluar y presentar las mejoras necesarias para el cumplimiento de la
reducción del 8% anual en los indicadores de calidad de servicio para cinco periodos
regulatorios, según lo determina la circular CREG 019 de 2017.
Para encontrar dichas mejoras se busca básicamente obtener la ubicación optima de
equipos de corte y de protecciones, utilizando la topología de la base de datos de
distribución, el historial de interrupciones (suministrado por la EMSA) mediante
simulaciones probabilísticas (con probabilidades derivadas del historial de
interrupciones). Para lograr el objeto anterior se utilizará una metodología y/o software
de optimización de calidad de servicio. Se determina el punto óptimo de ubicación del
reconectador intermedio (y/o de Reconectadores intermedios) de cada alimentador.
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3. OBJETIVOS
3.1.1. OBJETIVO GENERAL
Estudio del sistema de distribución local EMSA y revisión de la base de datos en el
sistema para administración de las redes de distribución (SPARD®) para la
coordinación de protecciones en nivel II.
3.1.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
Revisar y recopilar la información correspondiente de la red de distribución
primaria para el estudio de coordinación de protecciones.
Ubicar óptimamente los equipos de corte.
Seleccionar adecuadamente (de acuerdo con las características de la red) los
equipos de protección adecuados.
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4. MARCO TEÓRICO
4.1. Comisión de Regulación de Energía y Gas- Resolución 019 de 2017, 04
Marzo de 2017
SAIDI Indicador de calidad que representa la duración promedio por usuario de las
interrupciones de un sistema de distribución en un periodo establecido
SAIFI Indicador de calidad que representa la cantidad promedio por usuario de
interrupciones de un sistema de distribución en un periodo establecido.
En el numeral 5.2.2 de Calidad media del sistema, se establece que la calidad
media del sistema se refiere a la cantidad y duración de los eventos que en
promedio afectan a todos los usuarios conectados a las redes de un Operador de
Red.
En el numeral 5.2.2.1 de Indicadores de calidad media, en la cual citan La calidad
media anual del Operador de Red se mide a través de los indicadores de duración
y frecuencia de los eventos sucedidos en los Sistemas de Distribución Local
(SDL), que se establecen como se describe a continuación.
El indicador SAIDI representa la duración total en horas de los eventos que en
promedio perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no
afectados por un evento, en un periodo anual. Se establece mediante la siguiente
expresión:
∑
Donde:
Indicador de duración promedio de los eventos sucedidos en el SDL del
OR j, durante el año t. [horas]
Duración en minutos del evento i, sucedido durante el año t, que afecto al
activo u perteneciente al SDL del OR j.
Número de usuarios que fueron afectados por el evento i sucedido durante
el año t, conectados al activo u.
Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t.
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El indicador SAIFIA representa la cantidad total de los eventos que en promedio
perciben todos los usuarios del SDL de un OR, hayan sido o no afectados por un
evento, en un periodo anual. Se establece mediante la siguiente expresión:
∑
Donde:
Indicador de frecuencia promedio de los eventos sucedidos en el SDL del
OR j, durante el año t.
Número de usuarios que fueron afectados por el evento i sucedido durante
el año t, por encontrarse conectados al activo u.
Número total de usuarios conectados al SDL del OR j en el año t.
En el numeral 5.2.2.2.1 Metas de calidad media dice, la meta anual con respecto a
la calidad promedio del sistema de cada OR será calculada por la CREG como
resultado de aplicar una reducción del 8% anual con respecto a los indicadores de
referencia de cada OR, que serán establecidos por la CREG en la resolución
particular que aprueben los ingresos anuales.
La meta para el indicador de duración de los eventos sucedidos en el SDL de cada
OR se obtiene con base en la siguiente expresión:
Donde:
Meta del indicador de duración de eventos en horas al año, a ser
alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
Duración de referencia de los eventos, en horas al año.
La meta para el indicador de frecuencia de los eventos sucedidos en el SDL de
cada OR se obtiene con base en la siguiente expresión:
Donde:
Meta del indicador SAIFI, en cantidad de los eventos al año, a ser
alcanzada por el OR j al finalizar el año t.
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Frecuencia de referencia de los eventos, en cantidad al año. [2]
4.2. Corriente de corto monofásica y trifásica
4.2.1. Teorema de Thévenin
El teorema de Thévenin proporciona un método para simplificar un circuito a
una forma equivalente estándar. Se utiliza para hacer más sencillo el análisis
de circuitos complejos.
La forma de circuito equivalente de Thévenin se muestra en la figura 1. Sin
importar cuán complejo sea el circuito original, siempre es posible reducirlo a
esta forma equivalente. La fuente de voltaje equivalente se designa mediante
la impedancia equivalente se designa con (el subíndice en
minúsculas cursivas denota la cantidad de ca). Advierta que la impedancia
está representada por un bloque en el diagrama de circuito. Esto es porque la
impedancia equivalente puede ser de varias formas: puramente resistiva,
puramente capacitiva, puramente inductiva, o una combinación de una
resistencia y una reactancia.
Fig. 1. Equivalente Thévenin
La figura 1 muestra un diagrama de bloques que representa un circuito de ca
de cualquier complejidad dada. Este circuito dispone de dos terminales de
salida, A y B. Se conecta una impedancia de carga, ZL, a las terminales. El
circuito produce cierto voltaje, VL, y cierta corriente, IL, tal como se ilustra.
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Fig. 2. Circuito de ca de cualquier complejidad reducido al equivalente
de Thévenin.
De acuerdo con el teorema de Thévenin, el circuito mostrado en el bloque
puede ser reducido a una forma equivalente, como se indica en el área más
clara de la figura 2. El término equivalente significa que, cuando se conecta el
mismo valor de carga tanto al circuito original como al circuito equivalente de
Thévenin, los voltajes y las corrientes presentes en la carga son iguales en
ambos circuitos. Por consiguiente, en cuanto a la carga, no hay diferencia
entre el circuito original y el circuito equivalente de Thévenin. La carga “ve” la
misma corriente y el mismo voltaje sin importar si está conectada al circuito
original o al equivalente de Thévenin. En el caso de circuitos de ca, el circuito
equivalente es para una frecuencia en particular. Cuando cambia la
frecuencia, habrá que calcular de nuevo el circuito equivalente.
El voltaje equivalente de Thévenin se define como el voltaje de circuito
abierto entre dos terminales especificadas en un circuito.
La impedancia equivalente de Thévenin es la impedancia total que aparece
entre dos terminales especificadas en un circuito dado con todas las fuentes
siendo reemplazadas por sus impedancias internas.
Para determinar Zth entre dos terminales cualesquiera en un circuito, se
reemplazan todas las fuentes de voltaje por un corto (cualquier impedancia
interna permanece en serie). Reemplace todas las fuentes de corriente por
una abertura (cualquier impedancia interna permanece en paralelo). Calcule
en seguida la impedancia total entre las dos terminales. [3]
4.2.2. Matriz zbarra o zbus
Para formar la matriz impedancia de barra trifásica se emplea un algoritmo
basado en la edición sucesiva de elementos, como ramas o enlaces,
considerando que, si el elemento añadido es rama la matriz aumenta de
dimensión en una fila y en una columna, y si el elemento añadido es enlace,
la matriz no cambia de dimensiones, pero debe ser modificada
completamente. [4]
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La matriz de impedancias de barra brinda información importante,
relacionada con la red de sistemas de potencia, que puede ser usada para
obtener ventaja en los cálculos de redes. Se examinara la relación entre los
elementos de y la impedancia de Thévenin que representa la red en
cada una de las barras. Con el dinde establecer una notación, se designara a
los voltajes de barra que corresponden a los valores iniciales de las
corrientes de barra mediante Los voltajes efectivos de
circuito abierto que pueden mediarse por un voltímetro entre las barras de la
red y el nodo de referencia. Cuando las corrientes de barra cambian de barra
cambian de sus valores iniciales a sus nuevos valores los nuevos
voltajes de barra están dados por la siguiente ecuación de superposición:
Donde es y es y este representa los cambios que
hay en los valores originales de los voltajes de barra.
En la figura 3 a) se muestra la forma esquemática de un sistema de gran
escala con una barra k representativa que se ha extraído del sistema junto
con el nodo de referencia. En principio se considera que el circuito no está
energizado, de modo que las corrientes de barra y los voltajes son cero.
Entonces, una corriente de amperes (o el por unidad cuando
también está en por unidad) se inyecta dentro del sistema por medio de una
fuente de corriente que se conecta al nodo de referencia. Los cambios de
voltaje resultantes en las barras de la red (indicadas por las cantidades
incrementales a ) están dadas por
[
]
[
]
[
]
Siendo en la fila k el único elemento diferente de cero en el vector de
corriente. Los voltajes de barra incrementales se obtienen a través de la
multiplicación de filas por columnas en la anterior ecuación
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Fig. 3 a) red original con la barra k y el nodo de referencia extraídos. b)
circuito equivalente de Thévenin en el nodo k.
[
]
[
]
Que son numéricamente iguales a los elementos en la columna k de
multiplicados por la corriente El voltaje en la barra k se obtiene al sumar
estos cambios de voltaje a los voltajes originales de las barras en la forma
El circuito que corresponde a esta ecuación se muestra en la figura 3 b) de la
que es evidente que la impedancia de Thévenin en la barra respectiva k
del sistema esta dad por
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Donde es el elemento diagonal en la fila k y en la columna k de [5]
4.2.3. Componentes simétricas
En el año 1918 C. L. Fortescue, presento en una reunión del “American
Institute of Electrical Engineers”, un trabajo que constituye una de las
herramientas más poderosas para el estudio de los circuitos polifásicos
desequilibrados. Desde entonces, el método de los componentes
simétricos ha ido adquiriendo más importancia y ha sido el tema de
numerosos artículos e investigaciones experimentales. Los fallos
asimétricos en sistemas de transmisión, que pueden ser cortocircuitos,
impedancia entre líneas, impedancia de una o dos líneas a tierra o
conductores abiertos, se estudian por el método de los componentes
simétricos. [6]
La teoría de las componentes simétricas desarrollada por Fortescue [7],
permite descompensar cualquier sistema de variables trifásicas
desequilibradas en la suma de otros tres sistemas trifásicos: dos de ellso
equilibrados (de secuencia directa e inversa) y otro con la misma variable
en las tres fases (denominado de secuencia homopolar). En lo sucesivo al
sistema trifásico de secuencia directa se le notara por 1, al de secuencia
inversa por 2 y al homopolar por 0.
Fig. 4. Descomposición de un sistema trifásico en sus componentes
simétricas.
En la figura 4 se muestra la descomposición de un sistema trifásico
desequilibrado de tensiones ( ) en los tres sistemas directo
( ), inverso ( ) y homopolar ( ), tal que:
(
) (
) (
) (
)
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Si tenemos en cuenta la relación entre las variables en cada una de las
secuencias, y tomando como referencia la fase resulta:
(
) (
) (
) (
) (
) (
)
Donde
Considerando como norma general que las variables de las secuencias
siempre se refieren a la fase , se puede simplificar la notación admitiendo:
De este modo, la relación matricial anterior se puede expresar como:
Donde la matriz T
(
)
Es una matriz regular, y representa la transformación entre las tensiones
de las fases y las componentes simétricas correspondientes para la fase
La inversa de la matriz , que vale:
(
)
Establece la transformación de los valores de las fases en las
componentes simétricas (siempre para la fase ):
Del mismo modo, se puede realizar la transformación de un sistema
trifásico de intensidades ( ) en los tres sistemas directo ( ),
inverso ( ) y homopolar ( ), tal que:
La aplicación de la teoría de las componentes simétricas a los distintos
elementos de una red eléctrica (líneas, transformadores, cargas,
generadores) origina los denominados modelos en componentes simétricas
o también conocidos como circuitos o redes de secuencias, que tienen una
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gran utilidad en el análisis de redes con un desequilibrio puntual, como
ocurre en el cálculo de faltas.
Pero antes de describir los modelos de secuencias de los elementos de
una red eléctrica, es conveniente presentar la aplicación de la teoría de
componentes simétricos desde dos enfoques distintos. El primer enfoque
se establece a través de relaciones matriciales entre las tensiones e
intensidades de elementos, mientras que el segundo punto de vista se
fundamenta en el estudio del comportamiento del elemento ante las
distintas componentes simétricas. Para ello se considera un elemento
trifásico genérico, como el de la figura 5, que responde a la siguiente
ecuación matricial:
Fig. 5. Elemento trifásico genérico
Aplicando la teoría de componentes simétricas al mencionado elemento
trifásico, se tiene:
En consecuencia, la relación entre las tensiones e intensidades de
secuencia ( ) ( ), o lo que es lo mismo, el modelo del
elemento en componentes simétricas queda definido por:
Donde es la fuente de tensión ideal en componentes simétricas y
es la matriz de impedancias en componentes simétricas. Si el elemento
trifásico es perfectamente equilibrado, la matriz es diagonal.
El procedimiento descrito para el modelo de circuitos de secuencia es
genérico, pero es posible otra manera más intuitiva de aplicar la teoría de
las componentes simétricas, que en el caso de elementos trifásicos
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equilibrados puede resultar más cómodo y práctico. Este procedimiento se
basa en la descomposición de las variables trifásicas en sis secuencias
directa, inversa y homopolar, y posterior utilización del principio de
superposición. Para ello se parte de la descomposición del sistema trifásico
tal que:
Aplicando la descomposición anterior al elemento trifásico literal se tiene
los circuitos de la figura 6.
Fig. 6. Descomposición de elemento trifásico en componentes
simétricos.
Como se observa en los circuitos, el modelo del elemento para secuencia
directa se puede obtener estudiando el comportamiento del elemento ante
un sistema trifásico de intensidades de secuencia directa. Análogamente
se pueden obtener los modelos para las secuencias inversa y homopolar.
Si de cada uno de los modelos de secuencia obtenidos solo se considera la
fase y se establecen las relaciones entre las tensiones e intensidades de
secuencia para esa fase, se tienen los circuitos de secuencias en términos
de elementos fuentes y elementos pasivos.
Este segundo enfoque, basado en la inyección de las intensidades de
secuencia, es de sumo interés para entender los modelos de secuencia en
elementos dinámicos, como sucede en los generadores y motores, o
complejos, como en los transformadores trifásicos, donde la modelización
matricial resulta poco intuitiva. [8]
4.3. Flujo de carga
4.3.1. Métodos de inyección de corrientes para resolver flujos de carga
Las cargas en el sistema de distribución son típicamente especificadas por la
potencia compleja consumida. Esta demanda puede especificarse como kVA
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y factor de potencia, kW y factor de potencia o kW y kVAR. El voltaje
especificado siempre será el voltaje en las terminales de bajo voltaje del
transformador de la subestación. Esto crea un problema ya que los
requerimientos de corriente de las cargas no pueden ser determinadas sin
conocer el voltaje. Por esta razón, algunas técnicas iterativas deber ser
empleadas. Las cargas sobre un alimentador de distribución pueden ser
modeladas como estrella o delta. Las cargas pueden ser trifásicas, bifásicas,
o monofásicas con algún grado de desbalance, y pueden ser modeladas
como [9]:
Potencia activa y reactiva constante
Corriente constante
Impedancia constante
Alguna combinación de las anteriores
Todos los modelos son inicialmente definidos por una potencia compleja por
fase y un voltaje de línea a neutro (carga en estrella) o un voltaje de línea a
línea (carga en delta). Las unidades de la potencia compleja pueden estar en
VA, ó VA en p.u. Para todas las cargas las corrientes demandadas por la
carga son requeridas para el análisis de flujo de potencia. [10]
Modelo de cargas conectadas en estrella
Para todas las cargas conectadas en estrella, en las siguientes ecuaciones
se muestra la notación utilizada para la potencia aparente (S) para la fase Am
la fase B y la fase C, así como los voltajes de línea a neutro de fase A, B y C
respectivamente.
| | y | |
| | y | |
| | y | |
En la figura 7 se muestra el diagrama de conexión.
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Fig. 7. Carga conectada en estrella
Modelo de carga de potencia constante
Las inyecciones de corriente para la conexión estrella, ara una carga de
potencia constante [11], se calculan se la siguiente manera:
En este modelo el voltaje de línea a neutro deberá cambiar durante cada
iteración hasta que la convergencia se logre.
Modelo de carga de impedancia constante
La carga de impedancia constante [12] es determinada por la potencia
compleja especificada y el voltaje de línea a neutro. Primeramente se
determina la impedancia de carga de la siguiente manera:
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Las inyecciones de corrientes de carga como función de las impedancias
constantes están dadas por:
En este modelo el voltaje de línea a neutro deberá cambiar durante cada
iteración, pero las impedancias calculadas anteriormente permanecen
constantes.
Modelo de corriente constante
En este modelo [13] las magnitudes de la corriente son calculadas de
acuerdo a las ecuaciones
Y se mantienen constantes mientras el ángulo del voltaje (δ) cambia,
resultando en un cambio de ángulo de la corriente de tal manera que el factor
de potencia de la carga permanece constante.
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Modelo de cargas conectadas en delta
La notación para la potencia compleja especificada por la carga y los voltajes
se muestran a continuación:
| | y | |
| | y | |
| | y | |
El diagrama de conexión para este tipo de carga se muestra en la figura 8.
Fig. 8. Carga conectada en delta
Modelo de carga de potencia constante
Las inyecciones de corrientes de carga conectada en delta de potencia
constante se calculan de la siguiente manera:
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En este modelo el voltaje de línea deberá cambiar durante cada iteración
resultando en nuevas magnitudes y ángulos al inicio de cada iteración.
Modelo de carga de impedancia contante
La carga de impedancia constante es determinada por la potencia compleja
especificada y el voltaje de línea a línea. Primeramente, se determina la
impedancia de carga en delta de la siguiente manera:
Las corrientes en la delta como función de la impedancia de carga constante
son:
En este modelo el voltaje de línea a línea deberá cambiar durante cada
iteración hasta que la convergencia sea alcanzada.
Modelo de corriente constante
En este modelo las magnitudes de la corriente son calculadas de acuerdo a
las ecuaciones
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Y se mantienen constantes mientras el ángulo del voltaje ( )
cambia durante cada iteración. Esto mantiene el factor de potencia de la
carga constante. [14]
4.3.2. Factorización LU de matrices
La factorización o descomposición LU, está directamente relacionada con las
operaciones elementales aplicadas a una matriz para llevarla a una forma
triangular superior. En términos generales, supongamos que se conoce como
factorizar una matriz en la forma:
Donde es una matriz triangular inferior (del inglés lower) y es una
matriz escalonada (del inglés upper). Entonces el sistema
Puede resolverse utilizando . El sistema se puede escribir en
la forma
Donde podemos introducir una nueva variable obteniendo así el
nuevo sistema.
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Podemos resolver dicho sistema para la variable y, mediante sustitución
hacia adelante. Finalmente, usamos sustitución hacia atrás para resolver el
sistema
Estos sistemas no tienen mayor dificultad de resolverse, pues se trata de
matrices de coeficientes triangulares inferiores y superiores respectivamente.
La factorización es útil cuando se requiere resolver de manera simultánea
varios sistemas de ecuaciones que dieren en la parte no homogénea.
Teorema
Sea una matriz cuadrada de . Supongamos que se puede reducir
por filas a una matriz triangular superior, aplicando operaciones
elementales. Entonces existe un matriz triangular inferior que es invertible
y posee unos en su diagonal principal, tal que
Si es invertible, entonces esta descomposición es única. [15]
4.4. Tasas de falla o probabilidades de fallas
La confiabilidad es el área de la estadística que se encarga del estudio de las
fallas que presentan distintos componentes a lo largo del tiempo [16]. Esta área
ha tomado mucha importancia desde que se empezó a aplicar en otras áreas de
estudio, en sistemas como lo son los biológicos y de la salud, mecánicos,
ingenieriles, industriales, en las ciencias sociales, entre otros.
La confiabilidad es de gran importancia en estudios de planeación del
mantenimiento [17], el cual es vital para la maquinaria que lo necesita a lo largo
de su período de vida para mantenerla en el mejor estado posible; también, es
importante contar con una buena estimación de la variación, la cual siempre
vamos a tener presente en el desempeño de todo sistema, la vida esperada de
todo tipo de componentes y en muchos otros aspectos más.
Se conoce que algunos sistemas se comportan con una tasa de falla constante en
el principio de su vida, para posteriormente entrar en una tasa de fallas creciente
que es cuando estos sistemas ya tienen un período de tiempo funcionando. Al
integrarse estas dos etapas se obtiene la distribución Hockey Stick. Actualmente,
existen métodos que solo pueden modelar parcialmente los datos de esta
distribución exponencial en su primera etapa y en la segunda a una distribución
Weibull [18], eligiendo de manera arbitraria el punto de corte o de inflexión.
29
La confiabilidad engloba varias actividades y una de ellas es el planteamiento de
modelos de confiabilidad, siendo esto fundamentalmente la probabilidad de
supervivencia del sistema. Se expresa como una función de las confiabilidades de
los componentes o subsistemas, y generalmente estos modelos se encuentran
dependiendo del tiempo. Otra actividad de la confiabilidad es la de las pruebas de
duración y estimación de la confiabilidad.
La confiabilidad debe ser definida como la habilidad de un producto o sistema
para desempeñar por encima de un período de tiempo de acuerdo con las
especificidades de diseño o a las especificaciones del consumidor [19].
La confiabilidad según [20] es la probabilidad que un componente, equipo o
sistema desempeñe una función requerida bajo condiciones de operación
encontradas para un período específico de tiempo.
Función de Confiabilidad
La Función de Distribución Acumulativa para una población es llamada
distribución de vida y se denota como . La se interpreta como la
proporción de componentes, equipos o sistemas que fallan antes o hasta el
tiempo .
∫ [ ]
Donde:
: es la variable aleatoria que indica el tiempo de fallas.
es la función de densidad de probabilidad.
La Función de Distribución Acumulativa se puede interpretar de dos maneras:
1) La probabilidad o seguridad de que una unidad de la población falle antes
de unidades de tiempo.
2) Fracción de la población que falla antes de unidades de tiempo (incluye el
tiempo ).
La función de confiabilidad es un complemento de la Función de Distribución
Acumulativa y esta tiene una peculiar atención en la confiabilidad, ya que se centra
en las unidades que no fallan en un tiempo t. La función de confiabilidad R(t) se
define de la siguiente manera:
30
1) La probabilidad de que una unidad de la población no haya fallado antes del
tiempo .
2) Fracción de la población que sobrevive al tiempo .
Tasa de Falla Instantánea
Esta función también es conocida como Tasa Instantánea de Falla o Tasa de
Riesgo. La tasa de fallos puede definirse como el número de equipos que fallan
durante un período de tiempo concreto dividido por el número de equipos
expuestos al fallo [21]. Puede interpretarse como la tasa de transición del estado
"en funcionamiento" al estado "averiado".
La función de riesgo especifica las fallas instantáneas o la tasa de muerte en el
tiempo , dado que un objeto ha sobrevivido hasta el tiempo . La tasa de falla
instantánea está definida como:
Donde:
Función de probabilidad acumulativa en el tiempo .
Función de probabilidad acumulativa en el tiempo .
Función de Confiabilidad.
El método de la Razón Promedio de Falla
Este método se utiliza para medir la calidad del servicio eléctrico, acercándose
más a medir la frecuencia de ocurrencia de fallas que a medir la duración de las
mismas. En él se consideran combinaciones de elementos en serie o paralelo
basados en los siguientes principios:
a) Cada componente se encuentra en solo dos estados que son: disponible y no
disponible. No se toma en cuenta el estado de mantenimiento. Considerando
el número de fallas se determina la probabilidad de falla "p", y a la probabilidad
de que esté disponible se le llama "q" siendo:
Esta función se puede interpretar de la siguiente forma:
b) Se supone que las fallas son independientes y por tanto la probabilidad de
fallas simultáneas viene dada por el producto de sus respectivas
probabilidades.
31
c) En un sistema en serie, todas las componentes deben estar disponibles para
que exista el flujo de potencia desde el envío hasta el recibo. La probabilidad
de no falla es el producto de las probabilidades de no falla de cada
componente; para el caso de dos componentes:
Y la probabilidad de falla es:
Si y son menores que la unidad se puede despreciar.
d) En sistemas en paralelo deben fallar todos los componentes para que falle la
potencia en el recibo. La probabilidad de falla es:
El valor de la probabilidad de falla para la aplicación de este método se
obtiene de dividir el número de días en que ocurren fallos al número de días
que el componente debe estar en servicio; generalmente se considera un año.
La probabilidad de que un defecto se presente en un elemento será calculada
según la forma tradicional. [22]
32
5. ALCANCES E IMPACTOS DE LA PASANTÍA
5.1. Estudio de ubicación óptima de equipos de corte y de protecciones a lo
largo de los alimentadores de nivel II
A partir del estado actual de los circuitos, evaluar y obtener la ubicación optima de
equipos de corte y de protecciones, utilizando la topología de la base de datos de
distribución, el historial de interrupciones (suministrado por la EMSA) mediante
simulaciones probabilísticas (con probabilidades derivadas del historial de
interrupciones). Para lograr el objeto anterior se utilizará una metodología y/o
software de optimización de calidad de servicio. Se determina el punto óptimo de
ubicación del reconectador intermedio (y/o de reconectadores intermedios) de
cada alimentador. Para el cumplimiento de la reducción del 8% anual en los
indicadores de calidad de servicio para cinco periodos regulatorios, según lo
determina la circular CREG 019 de 2017.
5.2. Calculo de los indicadores
De acuerdo con la información histórica de fallas, es posible realizar el cálculo de
los indicadores de calidad del servicio para las fallas recibidas.
Para ello, la información se tratará utilizando las siguientes expresiones:
∑
∑
Dónde:
= número de usuarios afectados del circuito j en el año t en la interrupción i
= duración en horas de la interrupción i del circuito j en el año t
= número de usuarios totales servidos por el circuito
Se plantea la siguiente metodología:
33
PROBABILIDAD DE EVENTOS
INGRESO DE INFORMACIÓN DE FALLAS
ALINEACIÓN POR CIRCUITOS DE LAS PROBABILIDADES DE FALLAS A LA TOPOLOGÍA DE
LOS CIRCUITOS
SIMULACIONES ALEATORIAS DE FALLAS
RESULTADOS CORRECTOS
UBICACIÓN DE EQUIPOS DE CORTE Y PROTECCIÓN
SAIFI Y SAIDI
INFORME DE RESULTADOS
SI
NO
Fig. 9. Metodología utilizada en la simulación
5.3. Coordinación de protecciones de equipos de corte y de protecciones a lo
largo de los alimentadores de nivel II
Para la determinación de los ajustes de protecciones y/o el dimensionamiento y
catalogación de los fusibles se procede con la siguiente metodología:
34
5.3.1. Flujos de carga nivel de tensión IV, III y cabecera de alimentador nivel
II
Con el diagrama unifilar suministrado y las lecturas de cabecera de
alimentador, se calculará los flujos de carga del sistema de Transmisión y
Sub-transmisión con miras a determinar los perfiles de tensión y corrientes en
cada salida de alimentador de nivel II.
Con la información suministrada se procede con la construcción de curvas de
carga de potencia activa y reactiva mediante la ponderación de los días
hábiles y festivos, las cuales estarán compuestas por 24 puntos, los cuales
se calculan con la mediana de las lecturas entre horas.
En los casos de aquellos alimentadores que no se tengan las medidas, se
propone a la EMSA un algoritmo de estimación de cargas mediante el uso y
entrenamiento de redes neuronales.
El ideal es que, al correr los flujos de carga para Máxima, media y mínima
carga, todos y cada uno de los alimentadores modelados tengan asignada
una curva de carga de potencia activa como de potencia reactiva.
5.3.2. Flujos de carga circuitos de nivel II
Con los perfiles de tensión de las cabeceras de cada alimentador,
determinados en el punto anterior, se calculará, para cada nodo de 13,2 kV
del circuito el perfil de tensión, utilizando un método de asignación de carga,
aprobado por la EMSA, a cada transformador de distribución.
NOTA: Se proponen tres (3) métodos para la asignación de carga:
Distribuir, ponderadamente, las curvas de carga de acuerdo a los kVA
de cada transformador.
Distribuir las curvas de carga de acuerdo al número de clientes.
Distribuir de acuerdo al consumo facturado a los usuarios de cada
transformador
5.3.3. Análisis de corto circuito
Con el diagrama unifilar y los perfiles de tensión determinados en el numeral
anterior y con los datos técnicos de impedancia de los componentes de las
redes, se calculará los niveles de Corto Circuito Trifásico y Monofásico
(Máximo, Medio y Mínimo) a nivel de cabecera de cada circuito. Con ayuda
35
del complemento de este diagrama unifilar y análisis y herramientas que sean
necesarios.
Los datos de cortocircuito obtenidos se ingresarán a la base de datos de
distribución mediante la herramienta SPARD® Distribución.
Teniendo en cuenta el modelo de distribución que figura en la base de datos
de la EMSA se calcularan las corrientes de cortocircuito (Trifásicas y
Monofásicas) en cada uno de los nodos que componen la red de distribución
de nivel II.
Los resultados del análisis de cortocircuito se presentaran de dos formas:
Utilizando la norma IEC 60909 y sus correspondientes coeficientes
dictaminados por la norma.
Los cortocircuitos utilizando como tensiones de pre-falla los perfiles de
tensión, resultantes del flujo de carga.
Con base en estos dos resultados se procederá a socializar la comparación
de los dos resultados y de común acuerdo con la EMSA, se decidirá cuál de
los niveles de cortocircuito serán utilizados en la Coordinación de
Protecciones.
5.3.4. Coordinación de las protecciones
Con los niveles de cortocircuito resultantes del análisis anteriormente
enunciado y con las protecciones ubicadas óptimamente mediante el proceso
de simulaciones aleatorias con base estadística del histórico de fallas
enunciadas en el numeral 1 del presente aparte, se procederá a realizar un
estudio de coordinación de protecciones donde se sugerirá:
Tipo de fusible.
Tipo de curvas a utilizar del fusible (H; K; T; VS etc.).
Tipo de Curva y ajustes de cada reconectador.
Tipo de Curva y ajustes de cada relé de protección y/o reconectador
de salida de circuito de 13.2 kV. El cual tendrá una selectividad con el
estudio de coordinación de protecciones de nivel de tensión IV y III.
De no lograrse una coordinación con los ajustes actuales de los relés y/o
reconectadores de cabeza de alimentador se propondrá nuevos ajustes a los
relés totalizadores de barra de 13.2 kV y de protección primaria de los
36
transformadores de potencia. Así como cualquier sugerencia adicional para la
operatividad óptima del sistema.
Se mostrará mediante gráficas y simulaciones (en diversos puntos del
sistema, sugeridos por la EMSA) la selectividad, la operación y la
confiabilidad de la coordinación determinada. Teniendo en cuenta la
probabilidad de recierre exitoso.
5.4. Plan de acción de implementación de dicha coordinación de protecciones y
conexión de equipos
Dado que la CREG en su proyecto de resolución 019-2017 propone una senda de
mejora de calidad de servicio para los indicadores SAIDI y SAIFI, se planteará un
plan de implementación de la solución hallada en la coordinación de protecciones
y conexión de los nuevos Reconectadores y fusibles de tal forma, que, de
acuerdo a las simulaciones probabilísticas, cumpla con la senda sugerida por la
CREG.
37
6. CRONOGRAMA
De acuerdo a las recomendaciones suministradas por la empresa para el pasante, se
estima un tiempo alrededor de 8 semanas para completar el proyecto: distribuidas de la
siguiente manera:
3 semanas para recolectar y organizar la información para el estudio del sistema
de distribución local EMSA y revisión de la base de datos en el sistema para
administración de las redes de distribución (SPARD®) para la coordinación de
protecciones en nivel II
En esta fase del proceso se pretende garantizar que las medidas tomadas por los
equipos electrónicos ubicados en la cabecera de los circuitos sean las acordes y
coherentes y se realizara el correspondiente análisis de la información de la base
de datos para que las topologías de los circuitos correspondan con la realidad.
Se realizará el cálculo de las probabilidades de falla de cada circuito de acuerdo
con la información histórica proporcionada por el cliente.
3 semanas para dar una ubicación optima de los equipos de corte
En esta fase se realizará una observación de la topología física para determinar
los puntos óptimos y así asignar la ubicación de los equipos de
seccionamiento/protección.
2 semana para realizar la coordinación de protecciones
Seleccionar adecuadamente (de acuerdo con las características de la red) los
equipos de protección adecuados y realizar los ajustes de los equipos
seleccionados con el propósito de garantizar su correcta operación ante fallas o
sobrecargas
38
7. DESARROLLO Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
Utilizando la red eléctrica del Meta, la cual se encuentra simulada en el software
SPARD DISTRUBUTION, como se puede observar en la figura 10. Se realizan las
diferentes configuraciones, importaciones y ubicación óptima de equipos de corte,
para la disminución de los indicadores SAIFI y SAIDI.
Fig. 10. Red del Meta
Primero se realiza un flujo de carga por cada alimentador obteniendo los perfiles de
corriente y tensión con carga máxima, mínima y carga cero. Luego se realizan los
cortos en cada cabecera de los alimentadores ajustando las impedancias de los
generadores para obtener los perfiles de tensiones y corrientes, obtenidos
anteriormente, Este proceso se hace con carga trifásica y carga monofásica. Por
medio de estos datos y las tasas de fallas suministradas por la electrificadora se
ajustan los indicadores SAIFI y SAIDI.
Primero se realiza la importación de los circuitos, obteniendo circuitos separados con
sus cabeceras, como se muestra en la siguiente figura
39
Fig. 11. Importación de circuitos
Para el análisis se realizan mapas temáticos con rangos de número de usuarios, para
obtener las probabilidades de falla de los transformadores.
40
Fig. 12. Mapa temático
7.1. Flujos de carga
Por medio del flujo de carga se obtienen los perfiles de tensión y corrientes en
cada salida de alimentador, así como los factores de ponderación para
transformadores de distribución a través de los consumos. En el flujo de carga se
tiene en cuenta la sumatoria de cargas y pérdidas de distribución del sistema,
obteniendo las tensiones en los nodos que se encuentran en la red.
Con el circuito STR de la electrificadora en unifilar se obtienen los perfiles de
corriente y tensión en cada alimentador. El STR se muestra a continuación
41
Fig. 12. Circuito STR
A continuación, se muestra uno de los circuitos simulados en el software, con el
perfil de tensión y corriente obtenidos en los nodos de cada alimentador:
42
Fig. 13. Ejemplo de la obtención del perfil de tensión y corriente
Posteriormente se detallan algunos de los resultados obtenidos:
7.1.1. Perfiles de tensión monofásico STR
Para el ajuste de los perfiles de tensiones en cada nodo, se variaron
progresivamente los taps de los transformadores, de tal manera que estás
quedaran en el rango de (0.9 a 1.05) p.u.
Para cada caso, se ajustaron las cargas, según la curva de carga.
Con carga 0
Para este caso, se procedió desconectando las cargas de todo el circuito,
para simular la carga cero. Además se modificaron los diferentes taps de los
transformadores para lograr tensiones entre (0.9 y 1.05) p.u. obteniendo los
siguientes datos:
43
Alias Voltage (pu)
Alias Voltage (pu)
GUAVIO 1
GRAVICON 0.92217436
TUNAL 1
ALMAGRAN 0.9221619
Node 276 0.97920598
MURCIA 0.92220054
Node 262 0.9727449
PENAL 0.9225129
Node 229 0.96161783
OLEOCOA 0.92176102
Node 226 0.96038328
VI01SB02 0.92271539
Node 230 0.9631209
Node 169 0.92187042
Node 232 0.97310802
U_COOPERATIVA 0.92178641
Node 267 0.95638365
ABASTO 0.92177835
Node 266 0.95629776
BAVARIA 0.92175231
Node 263 0.95612088
VIVA 0.92174019
PG01SB01 0.93189627
HOMECENTER 0.92174479
AL01SB02 0.97665879
PROTO 0.92176686
CL01SB01 0.922959
D1 0.92185868
VI10SB01 0.95875199
Node 234 0.92187898
VI04SB02 0.95661352
AGRANELL 0.92175967
VI04SB01 0.95194664
VI10SB02 0.92187891
VI02SB02 0.92775988
DID 0.93007489
IDEMA_13.2_1 0.9486752
MB01SB02 0.9588424
IDEMA_13.2_2 0.94867575
PR01SB02 0.96153714
SG01SB01 0.94121379
Node 247 0.94254826
VI06SB01 0.91291819
Node 246 0.94099811
VI11SB03 0.94898055
CIMARRONES 0.96126906
LLANOCENTRO 0.93007749
Node 241 0.94763349
FRIGORIENTE 0.9333075
JP01SB01 0.95829971
UNICENTRO 0.93257365
LJ01SB02 0.94395519
D_BRIGADA 0.93258574
CB01SB02 0.94437227
JAPON 0.94728866
CA01SB02 0.94487371
Tabla 1. Tensiones monofásicas con carga cero
Con carga máxima
Por medio de las herramientas del software se procede a asignar la carga
máxima a cada carga, tanto en activa como en reactiva. Posteriormente se
ajustan los taps de los transformadores para lograr tensiones entre (0.9-1.05)
p.u. En esta configuración se obtuvo:
44
Alias Voltage (pu)
Alias Voltage (pu)
GUAVIO 1
PROTO 1.01052228
TUNAL 1
D1 0.99393972
Node 274 0.97615644
Node 234 0.97897678
VI01SB01 1.02950323
AGRANELL 1.01162038
FEDEARROZ 1.00191606
VI10SB02 0.97298713
CU01SB01 0.9721398
D_FUNDADORES 1.01625019
VI05SB01 1.03350237
ROA 1.01949022
JAPON 0.98594005
VI11SB02 1.03864127
Node 269 0.98885616
MANUELITA 1.00961113
Node 268 1.01746187
HOSPITAL 1.00730421
VI04SB02 0.90864964
FAC 1.01002324
VI04SB01 0.92072034
AGROCOM 1.00503659
VI02SB02 0.96565648
UNILLANOS 1.00618566
IDEMA_13.2_1 0.98357008
HOTEL 1.00847189
IDEMA_13.2_2 0.9760593
IMPROARROZ 1.02457393
LLANOCENTRO 0.99176822
VI06SB02 1.00358821
FRIGORIENTE 0.96081969
BIOENERGY123 0.97807798
UNICENTRO 0.96376574
Node 248 0.97859642
D_BRIGADA 0.96388316
D_VD 0.96927612
VI02SB06 0.9821049
CABUYARO 0.97531536
BARZAL_13.2 1.01764823
SERRANIA 0.96041245
CL01SB01 0.92071486
58-4 0.96027109
VI08SB01_1 1.04207777
RUBI 0.97501305
VI08SB01 1.0224078
VH01SB02 0.99537418
GU01SB01 0.92338868
TOLEDO 0.99613467
AC01SB01 0.92241244
MB01SB02 0.99793773
G_OCOA 1.01258541
PR01SB02 0.98108413
SAN_FDO 1.0202689
Node 247 1.00513953
Tabla 2. Tensiones monofásicas con carga máxima
45
Con carga mínima
Utilizando las curvas de carga, se asignó a cada carga el valor de carga
activa y reactiva, continuando con el ajuste de taps para obtener tensiones
dentro del rango de (0.9-1.05) p.u., obteniendo:
Alias Voltage (pu)
Alias Voltage
(pu)
GUAVIO 1
FANAGRA 1.00944156
TUNAL 1
GRAVICON 0.98178729
Node 274 0.93067052
ALMAGRAN 0.98277586
Node 269 0.96830082
MURCIA 0.9797397
Node 268 0.98398887
PENAL 0.95195464
Node 262 1.02264291
OLEOCOA 1.01145139
Node 229 1.03861479
VI01SB02 0.99306649
Node 226 1.04459726
Node 169 0.98664824
Node 230 1.01813892
U_COOPERATIVA 0.9990319
Node 232 1.02333642
ABASTO 0.99994938
Node 267 0.95502229
BAVARIA 1.00284484
Node 266 0.98818049
VIVA 1.0041259
Node 263 0.98795758
HOMECENTER 1.00364353
PG01SB01 1.01929805
PROTO 1.00124876
AL01SB02 1.02666022
D1 0.98912297
CL01SB01 0.96094343
Node 234 0.97862481
VI10SB01 0.98104273
AGRANELL 1.00204637
VI04SB02 0.92562164
VI10SB02 0.97444898
VI04SB01 0.91348043
DID 0.96173671
VI02SB02 0.95744103
MB01SB02 1.0073996
IDEMA_13.2_1 0.96261765
PR01SB02 1.00794238
IDEMA_13.2_2 0.96614498
Node 247 1.00637608
SG01SB01_1 1.00006396
Node 246 1.01247714
VI06SB01 1.02465417
CIMARRONES 1.00901637
VI11SB03 1.02679389
DO01SB02 0.999583
Node 272 0.94519443
ISA_230 0.97637088
Node 273 0.9715985
DO01SB01 0.99403744
Node 270 0.94519443
OCOA_115_1 0.98594394
Node 227 1.01097506
SG01SB02 1.01681338
Node 224 1.01449493
VI02SB05 0.97037821
Tabla 3. Tensiones monofásicas con carga mínima
46
7.2. Corto circuito
Dado el nivel de falla (corto circuito trifásico y monofásico) en la barra de la
subestación de donde se conecta el alimentador, el programa calcula las
corrientes de falla en cada uno de los nodos del circuito y los voltajes en las fases
sanas en los casos de falla desbalanceada. Las fallas que se manejaron fueron:
trifásica y fase - tierra.
A continuación se muestra uno de los circuitos simulados en el software, con la
corriente de corto y el perfil de tensión ajustados:
Fig. 14. Corrientes de corto establecida en la cabecera
También se explica el procedimiento que se ejecutó para obtener las corrientes
de falla:
47
7.2.1. Corrientes de falla monofásico y trifásica
Por medio del STR se obtuvieron las tensiones y corrientes de falla de cada
alimentador. Cargando las curvas de carga al STR, escribiendo el sistema en
Excel y generando el reporte de fallas trifásicas en lote para el caso de la
trifásica y el reporte de fallas fase-tierra en lote para el caso de la
monofásica.
Una vez obtenida la importación de los circuitos de SPARD DISTRIBUTION,
se procede a colocar en cada nodo flotante de los alimentadores un
generador, para obtener en las cabeceras las tensiones y corrientes de falla
tanto en monofásica, como en trifásica en ambos casos con carga máxima y
mínima.
Para el caso trifásico se usan las curvas de carga actica y reactiva para cada
caso, así como la ponderación en KVA y se procede a asignar al generador la
capacidad nominal, la tensión nominal, la reactancia transitoria de E. directo
Xd’ y Reactancia de secuencia negativa X2, estos últimos dos fueron
calculados anteriormente. Para el caso monofásico, se realiza el mismo
procedimiento, asignando al generador un parámetro más, la reactancia de
secuencia cero X0, la cual es calculada con las otras reactancias.
Posteriormente para cada alimentador se realiza el reporte de fallas trifásicas
en lote, para el caso de la trifásica y fallas fase-tierra en lote para el caso de
la monofásica.
Los perfiles tensiones y corrientes de falla establecidas en las cabeceras de
los alimentadores tanto en trifásica como en monofásica se muestra en la
tabla 4.
CODE Tensión Corriente de falla trifásica
Corriente de falla monofásica
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
AC0102 0.922 0.968 1.7596 1.8423 2.1382 2.2361
AC0103 0.922 0.968 1.7596 1.8423 2.1382 2.2361
AC0105 0.922 0.968 1.7596 1.8423 2.1382 2.2361
AC0201 0.923 0.962 1.4359 1.4935 1.7858 1.8562
AC0203 0.923 0.962 1.4359 1.4935 1.7858 1.8562
AC0301 0.92 0.96 0.946 0.9856 1.1561 1.2045
AC0302 0.92 0.96 0.946 0.9856 1.1561 1.2045
AC0303 0.92 0.96 0.946 0.9856 1.1561 1.2045
AC0401 0.985 1 0.996 1.0035 1.2159 1.2277
AC0402 0.995 1.007 1.0062 1.0106 1.2284 1.2363
AC0403 0.995 1.007 1.0062 1.0106 1.2284 1.2363
48
AR0106 0.947 0.934 3.4138 3.373 4.6052 4.5336
AR0107 0.947 0.934 3.4138 3.373 4.6052 4.5336
AR0108 0.947 0.934 3.4138 3.373 4.6052 4.5336
AR0301 0.979 0.995 0.7115 0.7226 0.8543 0.8678
AR0302 0.979 0.995 0.7115 0.7226 0.8543 0.8678
AR0501 0.966 0.988 0.5242 0.5362 0.6459 0.6609
AR0502 0.966 0.988 0.5242 0.5362 0.6459 0.6609
AR0601 0.988 1.003 0.716 0.7262 0.9427 0.9564
AR0701 0.988 0.992 0.7716 0.7744 0.9264 0.9298
AR0702 0.988 0.992 0.7716 0.7744 0.9264 0.9298
AR0801 0.998 1.003 0.8977 0.9015 1.067 1.0714
AR0802 0.998 1.003 0.8977 0.9015 1.067 1.0714
AR0901 0.97 0.986 0.6156 0.625 0.735 0.7464
AR0902 0.97 0.986 0.6156 0.625 0.735 0.7464
AR1101 0.978 1.003 0.6325 0.6484 0.7815 0.8013
AR1102 0.978 1.003 0.6325 0.6484 0.7815 0.8013
AR1103 0.978 1.003 0.6325 0.6484 0.7815 0.8013
AR1201 0.974 1.004 0.5023 0.5178 0.6702 0.6911
AR1301 0.997 1.007 0.4567 0.4608 0.5705 0.5759
AR1302 0.997 1.007 0.4567 0.4608 0.5705 0.5759
CU0102 0.972 0.956 2.1981 2.1683 2.8391 2.789
CU0103 0.972 0.956 2.1981 2.1683 2.8391 2.789
CU0104 0.972 0.956 2.1981 2.1683 2.8391 2.789
CU0105 0.972 0.956 2.1981 2.1683 2.8391 2.789
Tabla 4. Perfiles de corriente y tensión en trifásica y monofásica con
carga máxima y mínima
Las tensiones están en el rango de 0.9 p.u. y 1.05 p.u. la corriente de falla
trifásica y monofásica más alta se presentó en los alimentadores:
CODE Tensión
Corriente de falla trifásica
Corriente de falla monofásica
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
VI0208 1.017 0.984 14.948 14.6119 16.0101 15.3437
VI0209 1.017 0.984 14.948 14.6119 16.0101 15.3437
VI0211 1.017 0.984 14.948 14.6119 16.0101 15.3437
Tabla 5. Alimentadores con las corrientes de falla más altas
CODE Tensión
Corriente de falla trifásica
Corriente de falla monofásica
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
Carga máxima
Carga mínima
SE0101 0.975 0.947 0.1016 0.0972 0.0696 0.0672
Tabla 6. Alimentador con la corriente de falla más baja
49
La tensión más alta en carga máxima se presentó en los alimentadores
CODE Tensión Corriente de falla trifásica
Corriente de falla
monofásica
Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima Carga
mínima
OA0101 1.042 1.022 0.2542 8.4975 0.1502 5.0692
TL0101 1.042 1.023 0.2377 7.9537 0.1393 4.7035
Tabla 7. Alimentadores con tensiones altas
Los alimentadores que presentaron la tensión más baja fueron:
CODE Tensión
Corriente de falla trifásica
Corriente de falla monofásica
Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima Carga
mínima
VI0402 0.92 0.913 3.5467 3.5273 4.2768 4.2319
VI0404 0.92 0.913 3.5467 3.5273 4.2768 4.2319
Tabla 8. Alimentadores con tensiones bajas
La tensión más baja y alta con carga mínima se presentó en los
alimentadores:
CODE
Tensión
Corriente de falla trifásica
Corriente de falla monofásica
Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima Carga
mínima Carga
máxima
Carga mínim
a
Alta PA0101 1.038 1.044 0.2118 0.2118 0.2238 0.2246
baja
VI0402 0.92 0.913 3.5467 3.5273 4.2768 4.2319
VI0404 0.92 0.913 3.5467 3.5273 4.2768 4.2319
Tabla 9. Alimentadores con la tensión más baja y alta
7.3. Probabilidades de falla
En este espacio se realizó la ubicación optima de reconectadores, procediendo
con la Identifica la troncal o ruta principal de la red para poder ubicar los
reconectadores o puntos de corte, por medio del valor de la impedancia o la
distancia óptima de las líneas que hacen parte de la red, de acuerdo con el
número de reconectadores que se desean tener por el usuario.
50
Con ayuda del software se realizan fallas en los diferentes nodos del circuito
simulado y dependiendo de la cantidad de usuarios, longitud de la línea y
duración del tiempo de salida de funcionamiento de un equipo se selecciona el
lugar y el tipo de equipo que se debe instalar para mejorar los indicadores de
calidad.
A continuación, se muestra uno de los circuitos simulados en el software, después
de la ubicación de los equipos de corte:
51
Fig. 15. Circuito con equipos de corte
Realizando un zoom a los equipos de corte se obtiene:
52
Fig. 16. Zoom al circuito con equipos de corte
Para mejorar los indicadores de calidad, fue necesario agregar, el seccionador
NEWR2SW5440 en la línea ML-P2.154, el fusible NEWF2SW5447 en la línea
ML-S15.425 y el fusible NEWF2SW5453 En la línea ML-S0.17.1284. También se
cambió el switch PGSW1247 en la línea ML-S22.2950 de tipo 4 (fusible) al tipo 5
(Reconectador).
Las mejoras que se esperan con estos cambios son:
53
SAIDI SAIFI
- 65.90 % - 73.71 %
Tabla 10. Disminución SAIDI y SAIFI
En la tabla 10 se muestra parte del reporte que se obtiene por medio de la
coordinación de quipos de protección, la duración de las fallas en cada nodo, que
transformadores afectan, número de usuarios afectados, reconectador o fusible
accionado, entre otras.
BREAKER NODO NUMTRAFOS NUMUSUARIOS KVA HORAI HORAF DURACION
MEL-P2.225 MEL-P2.225 1 70 75 10 11.509246 1.509246
MEL-S13.255 MEL-S13.255 1 112 75 19 20.675758 1.675758
PGSW1247 MEL-P4.1336 114 3212 7405 30 30.018034 0.018034
PGSW1248 MEL-P5.1758 38 40 2015 46 46.259873 0.259873
MEL-P10.3051 MEL-P10.3051 1 2 10 46 47.244921 1.244921
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 61 61.8 0.8
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 73 73.8 0.8
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 134 135.84321 1.84321
PGSW1248 MEL-S24.4131 38 40 2015 136 136.597488 0.597488
MEL-P10.2983 MEL-P10.2983 1 1 15 136 136.8 0.8
PGSW1248 MEL-P4.1398 38 40 2015 145 145.698764 0.698764
MEL-S13.255 MEL-S13.255 1 112 75 154 155.675933 1.675933
PGSW1248 MEL-P10.2967 38 40 2015 158 158.648407 0.648407
MEL-P10.3178 MEL-P10.3178 1 1 15 169 169.8 0.8
PGSW1248 MEL-P4.1400 38 40 2015 270 270.016667 0.016667
PGSW1248 MEL-P10.3227 38 40 2015 341 341.411696 0.411696
NEWF2SW5447 MEL-D49.5233 78 1036 4742.5 367 367.073843 0.073843
MEL-P2.225 MEL-P2.225 1 70 75 469 470.509305 1.509305
PGSW1248 MEL-P5.1719 38 40 2015 519 519.513077 0.513077
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 549 549.8 0.8
NEWF2SW5447 MEL-WIL7.3 78 1036 4742.5 586 586.057106 0.057106
MEL-AN313.44 MEL-AN313.44 1 1 30 586 586.8 0.8
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 628 628.8 0.8
PGSW1248 MEL-P10.3225 38 40 2015 629 629.411463 0.411463
PGSW1247 MEL-S22.2953 114 3212 7405 655 655.0706 0.0706
54
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 676 676.8 0.8
PGSW1248 MEL-P4.1486 38 40 2015 677 677.016667 0.016667
MEL-P2.160 MEL-P2.160 1 1 45 683 683.8 0.8
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 687 687.8 0.8
MEL-S13.255 MEL-S13.255 1 112 75 711 712.674341 1.674341
MEL-P2.225 MEL-P2.225 1 70 75 713 713.8 0.8
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 748 748.8 0.8
PGSW1248 MEL-P10.2965 38 40 2015 772 772.377792 0.377792
MVEL111089-2 MVEL111089-2 1 5 30 832 833.841368 1.841368
MEL-P10.3178 MEL-P10.3178 1 1 15 842 842.8 0.8
Tabla 10. Reporte de fallas en el alimentador por duración
Otro reporte utilizado para el análisis de ubicación de protecciones es:
TRAFO DES FES NUMUSUARIOS FPARENT
PGT15105 36995.3491 43920 5 PG0101
PGT96 12959.6271 63897 1 PG0101
PGT10278 66198.0952 221908 2 PG0101
PGT135 12782.0789 63742 1 PG0101
PGT20864 12782.0789 63742 1 PG0101
PGT15 8402.0766 34984 3 PG0101
PGT11187 9430.20698 35868 2 PG0101
PGT54 8564.9906 35122 5 PG0101
PGT12147 8402.0766 34984 9 PG0101
PGT10272 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT12611 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT20858 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT12913 2002.96049 13668 3 PG0101
PGT13562 2002.96049 13668 95 PG0101
PGT12 8412.1837 34993 1 PG0101
PGT12388 8803.13338 35332 16 PG0101
PGT4 8402.0766 34984 85 PG0101
PGT12599 8402.0766 34984 36 PG0101
PGT13851 8402.0766 34984 3 PG0101
PGT58 8402.0766 34984 60 PG0101
PGT61 8402.0766 34984 60 PG0101
PGT74 8402.0766 34984 93 PG0101
55
PGT13853 12782.0789 63742 4 PG0101
PGT10696 2002.96049 13668 1 PG0101
PGT10697 2194.33278 13826 1 PG0101
PGT10721 67250.2795 222802 1 PG0101
PGT60 8582.50235 35139 62 PG0101
PGT10875 8402.0766 34984 2 PG0101
PGT841 5877.59399 21106 1 PG0101
PGT10 8797.56298 35318 54 PG0101
PGT56 8402.0766 34984 192 PG0101
PGT12424 8402.0766 34984 3 PG0101
PGT10699 67397.6981 222923 2 PG0101
PGT11757 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT10280 67436.5856 222930 1 PG0101
PGT10851 3836.06235 15192 1 PG0101
PGT12337 2002.96049 13668 62 PG0101
PGT13106 68890.6118 224108 1 PG0101
PGT13861 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT125 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT10975 67418.1623 222911 1 PG0101
PGT10702 66596.3159 222236 1 PG0101
PGT10634 9837.14164 36147 10 PG0101
PGT10302 105384.923 253569 1 PG0101
PGT123 66763.1869 222363 1 PG0101
PGT9966 68743.8792 223948 1 PG0101
PGT10195 66198.0952 221908 1 PG0101
PGT10701 67293.546 222784 1 PG0101
Tabla 11. Transformadores del alimentador PG0101
En este se encuentra los transformadores correspondientes al alimentador con su
número de usuarios, entre otras.
Se debe tener en cuenta que la información de los resultados presentada es limitada, así
como las tablas explicadas en el desarrollo solo son unas de un proceso y al ser mucha
información, las tablas están recortadas, de tal forma que se pueda evidenciar el proceso.
Puesto que se realizó un estudio a la electrificadora del META que tiene más de 10000
usuarios.
56
57
8. CONCLUSIONES
Debido a los compromisos adquiridos con el proyecto y la empresa, y gracias a
la importancia y el énfasis que se hace sobre la integridad de los datos y los
diseños dentro de la misma, se aprende a ser una persona, responsable,
organizada, integra y ética. Además, de la formación como persona social y
critica, debido a la continua comunicación y constante trabajo con los
ingenieros y desarrolladores encargados de realizar los diseños para el estudio
del sistema de distribución local EMSA y revisión de la base de datos en el
sistema para administración de las redes de distribución (SPARD®) para la
coordinación de protecciones en nivel II.
Se necesitó además de los diseños en el ambiente de pruebas técnicas, una fase de aceptación y validación por parte del cliente, para verificar los diseños, análisis y configuraciones realizadas, ya que, al ser un proyecto tan grande, existe la probabilidad de incurrir en errores puesto que no se tiene total certeza de la información suministrada por el cliente.
El trabajo en equipo favorece la creatividad y el aprendizaje, además de conducir a mejores ideas y decisiones para dar solución a los diferentes problemas que se presentan, así como aporta al desarrollo de relaciones interpersonales, esto se puede ver en la aceptación del cliente ya que sin la comunicación entre las partes y el trabajo en equipo entre las mismas hubiera sido más difícil identificar los problemas por el cual los diseños no eran exitosos.
Es importante tener el apoyo de personal experto dentro de la empresa, y
sobretodo que esté acompañando el aprendizaje y el desarrollo de los
pasantes, ya que de esta manera se guía al diseñador en los diferentes
problemas que surgen durante el desarrollo del proyecto y se evitan retrasos
en las entregas. Adicionalmente, puede transmitir todo el conocimiento
adquirido dentro de la empresa que para que el futuro pasante pueda tener
una referencia de los procesos que se llevan a cabo, para que en un futuro
pueda aportar a la solución de problemas en nuevos proyectos de igual o
mayor complejidad.
58
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![Hitz-ordena. Erabilera estrategikoa · 2012-03-09 · Hitz-ordena. Erabilera estrategikoa1 Pello Esnal I. Atarikoak Hitz-ordena. Erabilera estrategikoa [HOEE] egoki ulertzeko, komeni](https://static.fdocuments.ec/doc/165x107/5f9162851f224c0ec54fd90d/hitz-ordena-erabilera-2012-03-09-hitz-ordena-erabilera-estrategikoa1-pello-esnal.jpg)
