Sistema de Manejo de Interrupciones en Media Tensión Basado en el Modelo (MBM) y una Estructura AMI

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UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSE DE CALDAS

SISTEMA DE MANEJO DE INTERRUPCIONES EN MEDIA TENSION BASADO EN EL MODELO (MBM) Y UNA ESTRUCTURA AMI

TRABAJO DE GRADO PRESENTADO PARA OPTAR EL TITULO DE: INGENIERO ELÉCTRICO

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSE DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERIA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELECTRICA BOGOTÁ D.C.

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SISTEMA DE MANEJO DE INTERRUPCIONES EN MEDIA TENSION BASADO EN EL MODELO (MBM) Y UNA ESTRUCTURA AMI

PRESENTADO POR:

BANER JOSE HERNANDEZ BERDUGO Cód: 20072007026

EDGAR PINILLA SUAREZ Cód: 20072007041

DIRECTOR INTERNO

I.E., MSc., PHD. EDWIN RIVAS TRUJILLO

DIRECTOR EXTERNO:

I.E. IVÁN FELIPE BONILLA VARGAS

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSE DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERIA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELECTRICA BOGOTÁ D.C.

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3 NOTA DE ACEPTACIÓN

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JURADO

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4 DEDICATORIA

“A Dios, por permitirme llegar hasta este momento clave para mi vida, a mi madre por ser esa persona especial que siempre ha sido, al apoyarme y acompañarme en todos los momentos de mi vida, a mi padre por ser siempre mi sustento, la persona de la cual he recibido esos sabios concejos que me han servido de guía para mi vida, a mi hermano por siempre estar pendiente de mis logros, a mis sobrinos porque se han convertido en una razón importante para seguir adelante no importa lo que pase.”

Baner Hernandez Berdugo. “A mi familia, por ser la principal motivación para seguir adelante, por su confianza y apoyo incondicional. A mis compañeros y amigos, quienes de una u otra manera aportaron a mi crecimiento como profesional y como persona. A todos aquellos que confiaron en mis capacidades, este trabajo de grado es para ustedes.”

Edgar Pinilla Suarez.

AGRADECIMIENTOS

Nuestros más sinceros agradecimientos al Ingeniero Edwin Rivas, por permitirnos trabajar hombro a hombro para sacar este proyecto a flote, por cada instante de su tiempo, el cual nos brindó desinteresadamente, por ser uno de los artífices importantes de esta maravilloso proyecto de grado.

Al Ingeniero Iván Bonilla, por colaborarnos a lo largo de esta travesía en todo lo que ha estado a su alcance, por sus concejos, por brindarnos su apoyo en todo momento y por ayudarnos a hacer este proyecto de grado una realidad.

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RESUMEN

Este proyecto de investigación tiene como objetivo el desarrollo de un Sistema de Manejo de Interrupciones (OMS) en sus siglas en inglés “Outage Management System” para la localización de fallas de baja impedancia en los circuitos radiales aéreos de distribución en media tensión. Se tomó como caso de estudio uno de los circuitos de la ciudad de Bogotá que presentó la mayor cantidad de interrupciones durante el año 2014, proporcionado por el operador de red (Codensa). Con el fin de mantener la privacidad en la información proporcionada en este trabajo, el circuito se denominará circuito A de la subestación UQ. El desarrollo del OMS está fundamentado en la localización de la distancia de falla en sistemas de distribución usando un Método Basado en el Modelo (MBM), el cual se basa en el método de componentes simétricas. A su vez, el OMS se apoya en una estructura de medición en tiempo real (AMI) “Advanced Metering Infrastructure”, compuesta por dispositivos de señalización telegestionados, a manera de ejemplo identificadores de fallas, reconectadores y seccionalizadores, buscando una integración que sea capaz de combinar la información recolectada usando los MBM, con la información obtenida por las señales de estado en la estructura AMI.

El OMS está apoyado por un Sistema de Información Geográfico (GIS) “Geographic Information Systems” como lo es la herramienta Google Earth, el cual brinda la posibilidad de conocer geográficamente las características del terreno en el cual se encuentra ubicada la red de distribución bajo estudio.

Finalmente, mediante este proyecto se pretende que con la utilización del OMS, el Operador de Red obtenga una rápida respuesta referente a la ubicación de las fallas, permitiendo una disminución en los tiempos de respuesta en el restablecimiento del sistema y por ende que la calidad del servicio prestado a los usuarios esté de acuerdo con los lineamientos propuestos por el ente regulador de Colombia, “Comisión de Regulación de Energía y Gas” (CREG).

Estructura del trabajo de grado

Este trabajo de grado está distribuido en nueve capítulos y un anexo.

El capítulo 1 especifica los tipos de fallas que se presentan en los sistemas de distribución, así como una breve explicación del método de componentes simétricas e información asociada a los equipos de seccionamiento y señalización de fallas (reconectadores, seccionalizadores, identificadores de falla).

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Adicionalmente se realiza una descripción de los sistemas de manejo de interrupciones (OMS) y su aplicación en Colombia.

En el capítulo 3 se presenta una revisión de la literatura referente a los algoritmos de localización de fallas en sistemas de distribución y la integración de equipos telegestionados para disminuir el problema de la múltiple estimación de la zona en falla. En el capítulo 4 se describen las principales características del circuito objeto de estudio (Circuito A); se presenta el modelado de los parámetros eléctricos para integrarlo a un sistema de información geográfico (GIS) en 3D.

El capítulo 5 detalla el desarrollo del Sistema de Manejo de interrupciones (OMS) implementado, las bases de datos y librerías utilizadas, y el método de conectividad entre el algoritmo de cálculo de corrientes de corto circuito y la selección de datos geoespaciales del circuito. Adicionalmente se muestra el funcionamiento del software para la localización del ramal en falla y la forma en que se visualiza la zona en el GIS.

En el capítulo 6 se describe la aplicación “Short Circuit Simulator (SCS)”; creada y utilizada para la generación de eventos en el circuito, enviando las señales de los dispositivos instalados en la red.

El capítulo 7 muestra la validación del Sistema de Manejo de Interrupciones creado, mediante la localización de fallas generadas en una herramienta de simulación como Digsilent.

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CONTENIDO

GLOSARIO ... 12

INTRODUCCIÓN ... 15

1. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Y EQUIPOS TELE GESTIONADOS ... 18

1.1 FALLAS DE BAJA IMPEDANCIA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION ... 19

1.2 METODO DE COMPONENTES SIMETRICAS ... 21

1.3. ESTRUCTURA AMI ... 24

1.3.1 INDICADORES DE FALLA. ... 24

1.3.2 RECONECTADOR ... 27

1.3.3. SECCIONALIZADOR ... 29

2. MÉTODOS Y HERRAMIENTAS PARA LA LOCALIZACIÓN DE FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ... 30

2.1 METODOS BASADOS EN EL MODELO (MBM) ... 30

2.2 METODOS DE CLASIFICACIÓN BASADOS EN EL CONOCIMIENTO ... 31

2.3 COMPARACIÓN DE LOS MBM CON LOS MCBC ... 31

2.4 OUTAGE MANAGEMENT SYSTEM (OMS) ... 33

2.4.1 OMS EN COLOMBIA ... 33

3. REVISION DE LA LITERATURA DE ALGORITMOS DE LOCAZACION DE FALLAS ... 35

3.1 ALGORITMOS DE LOCALIZACION DE FALLAS ... 35

3.2 ALGORITMOS DE LOCALIZACION USANDO SEÑALES DE EQUIPOS TELEGESTIONADOS ... 39

4. SELECCIÓN DEL CIRCUITO Y MODELAMIENTO DE LA RED ... 43

4.1 SELECCIÓN DEL CIRCUITO ... 43

4.2 MODELAMIENTO DE LA RED ... 45

4.2.1 MODELAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN ... 45

4.2.2 IDENTIFICACIÓN DE CONDUCTORES ... 48

4.2.3 MODELAMIENTO DE CONDUCTORES AEREOS ... 50

4.2.4 RESISTENCIA Y REACTANCIA APARENTES DE CABLES SUBTERRÁNEOS ... 61

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5. SISTEMA DE MANEJO DE INTERRUPCIONES OMS ... 65

5.1 DISEÑO DEL SISTEMA DE MANEJO DE INTERRUPCIONES ... 66

5.1.1 CASOS DE USO ... 66

5.1.2 DIAGRAMA DE CASOS DE USO ... 66

5.1.3 DIAGRAMA DE CLASES ... 67

5.1.4 DIAGRAMA DE PAQUETES ... 67

5.1.5 DIAGRAMA DE DESPLIEGUE ... 68

5.1.6 MODELO DE LA BASE DE DATOS ... 69

5.2 LIBRERÍA GLOBAL ... 70

5.3 INTERCONEXIÓN BASE DE DATOS ... 72

5.4 MÉTODO CONECTIVIDAD (ALGORITMO DE CÁLCULO DE CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO Y SELECCIÓN DE DATOS GEOESPACIALES DEL CIRCUITO). ... 74

5.5 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA (GIS) ... 77

5.6 HABILITAR O DESHABILITAR OMS ... 79

5.7 INTERCONEXIÓN OMS CON EL SHORT CIRCUIT SIMULATOR (SCS) ... 80

5.8 DETECCIÓN DE CORRIENTE DE FALLA, EQUIPOS TELE GESTIONADOS Y VISUALIZACIÓN DE FALLAS ... 83

5.9 RESTABLECIMIENTO DEL SISTEMA ... 85

6. SHORT CIRCUIT SIMULATOR (SCS) ... 87

6.1 SIMULACIÓN DE FALLAS ... 87

7. VALIDACIÓN SISTEMA DE MANEJO DE INTERRUPCIONES (OMS) ... 91

7.1 CASOS DE VALIDACIÓN ... 93

7.1.1 PRIMER CASO – FALLA TRIFÁSICA ... 93

7.1.2 SEGUNDO CASO – FALLA BIFÁSICA ... 98

7.1.3 TERCER CASO – FALLA MONOFÁSICA ... 102

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 108

8.1 RECOMENDACIONES ... 109

8.2 APORTES ... 109

8.3 TRABAJOS FUTUROS ... 110

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Fallas propias al sistema de potencia. Fuente [5] ... 18

Figura 2. Cortocircuito trifásico. Fuente [6] ... 19

Figura 3. Cortocircuito bifásico. Fuente [6] ... 20

Figura 4. Cortocircuito bifásico a tierra. Fuente [6] ... 20

Figura 5. Cortocircuito monofásico a tierra. Fuente [6] ... 20

Figura 6. Sistema de fasores desbalanceados y sus componentes simétricas. Fuente el autor. ... 21

Figura 7. Conexión de los equivalentes de Thévenin para simular: a) Falla monofásica, b) Falla línea a línea y c) Falla bifásica a tierra. ... 23

Figura 8. Implementación del sistema en las redes de distribución. Fuente [10] ... 25

Figura 9. Diagrama de conexión a la red de un reconectador. Fuente [9] ... 28

Figura 10. Tipos de reconectador. ... 28

Figura 11. Características principales de los seccionalizadores. ... 29

Figura 12. Montaje del seccionalizador en la red. ... 29

Figura 13. Métodos Basados en el Modelo. ... 30

Figura 14. Modelo generalizado de un sistema de distribución. Fuente [1] ... 30

Figura 15. Características de los MCBC. ... 31

Figura 16. Múltiple estimación del punto de falla. ... 34

Figura 18. Algoritmos de localización de fallas. ... 35

Figura 19. Estrategia basada en clasificación. ... 36

Figura 21. Diagrama de flujo del método de búsqueda de fallas usando FDANN. ... 38

Figura 22. Algoritmos de localización de fallas utilizando IEDS. ... 39

Figura 23. Circuito A. ... 44

Figura 24. Modelamiento de conductores Digsilent, parámetros básicos. ... 51

Figura 25. Modelamiento de conductores Digsilent, corto circuito y temperatura. ... 52

Figura 26. Modelamiento de estructura LA 202, conductor 4 ACSR desnudo. ... 53

Figura 27. a) LA202 Circuito Primario Sencillo Construcción Tangencial, b) LA204 Construcción Tipo Bandera, c) LA214 Construcción Vertical Tipo Sencillo. Fuente [9] ... 54

Figura 288. Estructura LA202, conductor 4 ACSR desnudo. ... 56

Figura 29. Calculo de impedancias conductor 4 ACSR desnudo, según estructura LA202. ... 57

Figura 30. Conductores asociados a cada una de las 3 estructuras típicas. ... 58

Figura 31. Método de conversión coordenada UTM a coordenada geográfica. ... 63

Figura 32. Modelado 3D segmento de red objeto de estudio. ... 64

Figura 33. Diagrama de flujo funcionamiento OMS. ... 65

Figura 34. Diagrama de casos de uso. ... 66

Figura 35. Diagrama de clases del sistema de manejo de interrupciones. ... 67

Figura 36. Diagrama de clases del sistema de manejo de interrupciones. ... 68

Figura 37. Diagrama de despliegue del sistema de manejo de interrupciones. ... 68

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Figura 39. Modelado circuito objeto de estudio, y equipos en Google Earth. ... 70

Figura 40. Ejemplo inicialización vector datos en la librería global. ... 71

Figura 41. Base de datos SQL SERVER, sistema de manejo de interrupciones, tablas del sistema. ... 72

Figura 42. Conexión OMS con tablas de datos, detalle datos de almacenamiento. ... 73

Figura 43. Diagrama de flujo método conectividad. ... 74

Figura 44. Calculo de corriente de corto circuito para cada nodo en el sistema. ... 76

Figura 45. Datos almacenados en vector Icc. ... 77

Figura 46. Reconectador existente. Figura 47. Indicador de falla. ... 78

Figura 48. Trazado circuito modelo de estudio en la superficie de la tierra (Google Earth). ... 79

Figura 49. Ventana emergente habilitación OMS. ... 80

Figura 50. Conexión Short Circuit Simulator y OMS por medio de la tabla conexión. ... 80

Figura 51. Diseño tabla de conexión. ... 81

Figura 52. Ventana emergente detección de falla. ... 82

Figura 53. Lectura y detección de fallas OMS. ... 82

Figura 54. OMS, selección visualización de falla. ... 83

Figura 55. Equipos y tramos en falla. ... 85

Figura 56. Restablecimiento del sistema. ... 85

Figura 57. Reinicio del GIS. ... 86

Figura 58. Cierre del sistema. ... 86

Figura 59. Interfaz de usuario, Short Circuit Simulator. ... 87

Figura 60. Selección tipo de falla en la interfaz de usuario Short Circuit Simulator. ... 87

Figura 61. Selección de equipo en la interfaz de usuario Short Circuit Simulator. ... 88

Figura 62. Ingreso de magnitud de corriente en la interfaz de usuario Short Circuit Simulator de acuerdo con los rangos de ICC del equipo. ... 90

Figura 63. Circuito simulado en Digsilent Power Factory 14.1. ... 91

Figura 64. Librería de conductores data manager Digsilent. ... 92

Figura 65. Red externa, Digsilent. ... 92

Figura 66. Ubicación falla circuito Digsilent power factory 14.1. ... 93

Figura 67. Selección de Nodo. ... 94

Figura 68. Simulación de falla trifásica en el nodo seleccionado. ... 94

Figura 69. Simulación SCS con la corriente obtenida en Digsilent. ... 95

Figura 70. Visualización de falla entorno grafico OMS. ... 95

Figura 71. Zona de falla. ... 96

Figura 72. Valor de falla simulada. ... 96

Figura 73. Ubicación falla circuito Digsilent power factory 14.1. ... 98

Figura 74. Selección de Nodo. ... 98

Figura 77. Visualización de falla entorno grafico OMS. ... 100

Figura 79. Valor de falla simulada. ... 101

Figura 80. Ubicación falla circuito Digsilent power factory 14.1. ... 102

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Figura 84. Visualización de falla entorno grafico OMS. ... 104

Figura 86.Valor de falla simulada. ... 105

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Ventajas y desventajas de los IF de acuerdo al tipo de disparo. ... 25

Tabla 2. Ventajas y desventajas de los IF de acuerdo al método de restablecimiento. ... 26

Tabla 3. Ventajas y desventajas de los IF de acuerdo a la visibilidad. ... 26

Tabla 4. Comparación entre los MBM y los MCBC. Ventajas y desventajas. Fuente [1] .. 32

Tabla 5. Detalle de incidencias por circuito. ... 43

Tabla 6. a). Datos Iniciales transformador, b). Corrientes de corto simétricas dadas por curva de protección. ... 45

Tabla 7. a) Datos base. b) Datos en p.u. ... 46

Tabla 8. Valor calculado impedancia base del sistema. ... 46

Tabla 9. Valor corriente base lado secundario del transformador. ... 46

Tabla 10. Valores en por unidad. ... 47

Tabla 11. Cálculo del valor real de Ia y de su valor en p.u. ... 47

Tabla 12. Valores de impedancia secuencia positiva, negativa y cero. ... 47

Tabla 13. Datos por tramo. ... 48

Tabla 14. Conductores presentes en el circuito A. ... 49

Tabla 15. Características de los conductores usados en el circuito A. Fuente [27] ... 50

Tabla 16. Distancia Media Geométrica en mm. ... 55

Tabla 17. Coordenadas estructura LA202. ... 55

Tabla 20. Valores de resistencia conductores secuencia positiva y negativa. ... 59

Tabla 21. Valores de Reactancia para cada tipo de conductor. ... 60

Tabla 22. Valores de resistencia y reactancia de secuencia cero. ... 61

Tabla 23. Valores de resistencia y reactancia de secuencia cero. ... 63

Tabla 24. Ejemplo tramos organizados en el vector conectividad, tener en cuenta. ... 76

Tabla 25. Casos de equipos asociados durante eventos de falla. ... 84

Tabla 26. Rangos de operación indicadores de fallas. ... 89

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GLOSARIO

Advanced Metering Infrastructure ó Estructura de medición en tiempo real (AMI): Medición en tiempo real de parámetros eléctricos de los clientes como consumos de energía eléctrica en intervalos de tiempo deseados por el operador de red.

Algoritmo: Conjunto prescrito de instrucciones o reglas bien definidas, ordenadas y finitas que permite realizar una actividad mediante pasos sucesivos que no generen dudas a quien deba realizar dicha actividad.

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG): Entidad Colombiana encargada de regular los servicios de electricidad y gas según se establece en la ley142 y 143 de 1994. Fue creada por el Gobierno Nacional de Colombia con el fin de regular las actividades de los servicios públicos.

Falla: En un circuito, es cualquier evento que interfiere con el flujo normal de corriente. Fault Indicators o Indicadores de falla (FI): Dispositivo automático que se instala en las redes aéreas de distribución de energía, monitoreando los parámetros de corriente y tensión con el fin de detectar fallas donde se instala.

Geographic Information Systems ó Sistema de información geográfica (GIS): Es un conjunto de herramientas que integra y relaciona diversos componentes (usuarios, hardware, software, procesos) que permiten la organización, almacenamiento, manipulación, análisis y modelización de grandes cantidades de datos procedentes del mundo real que están vinculados a una referencia espacial, facilitando la incorporación de aspectos sociales-culturales, económicos y ambientales que conducen a la toma de decisiones de una manera más eficaz.

Interruptor: Dispositivo que permite desviar o interrumpir el curso de una corriente eléctrica.

ITAD: Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad, es el Índice medio de la calidad del servicio prestado por un OR y es calculado por el OR a partir de los registros de las interrupciones consignadas en la base de datos de calidad del SUI ocurridas en su sistema de distribución durante el trimestre de evaluación.

IRAD: Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad, se calcula para cada OR a partir de la información que reporto en la base de datos del SUI acerca de los eventos ocurridos en su sistema trimestralmente durante los años 2006 y 2007.

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metodología propuesta para localización de fallas, la cual consiste en una estructura híbrida que permite unir los métodos que estiman la impedancia a partir del fundamental de tensión y corriente, y los parámetros de la red.

Métodos de Clasificación Basados (MCBC): Los Métodos de Clasificación Basados en el Conocimiento son una metodología propuesta para la localización de falla que aprovechan información como características de carga, activación de protecciones, comportamiento de los huecos de tensión, entre otros parámetros para estimar la impedancia de falla.

OR: Operador de Red.

Outage Management System o Sistema de manejo de interrupciones (OMS): Software que muestra gráficamente las áreas energizadas y desenergizadas en forma diferenciada así como las llamadas problemas de clientes, la ubicación de la cuadrilla, las ordenes de trabajo, etc. Igualmente, a llevar la cuenta y tiempo de las interrupciones. Calcula los indicadores de calidad del servicio según distintas normas y regulaciones.

Reconectador: Dispositivo autocontrolado que detecta las corrientes excesivas en el sistema de distribución e interrumpe el circuito para despejar las fallas.

SAIDI: Índice de duración promedio de las interrupciones del sistema. SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema.

SCADA: Supervisory Control And Data Adquisition (Supervisión,Control y Adquisición de Datos) es un Software para computadores que permite controlar y supervisar procesos industriales a distancia. Facilita retroalimentación en tiempo real con los dispositivos de campo (sensores y actuadores), y controla el proceso automáticamente. Provee de toda la información que se genera en el proceso productivo (supervisión, control calidad, control de producción, almacenamiento de datos, etc.) y permite su gestión e intervención.

SDL Sistema de distribución local: Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

Seccionador: Interruptor de una subestación o circuito eléctrico que protege a una subestación de cargas eléctricas demasiado elevadas. Son muy utilizados en las centrales de transformación de energía eléctrica de cada ciudad.

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SIN Sistema Interconectado Nacional: Conjunto de participantes del Mercado de Energía Mayorista colombiano que hacen parte de la cadena productiva, así: generadores, transmisores, distribuidores y comercializadores.

STN Sistema de Transmisión Nacional: Es el sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, transformadores con sus respectivos módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

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INTRODUCCIÓN

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La presencia de fallas en los sistemas de distribución de energía eléctrica representa un gran impacto en la calidad del servicio que percibe el usuario final. Actualmente existen diferentes métodos y herramientas que ayudan a localizar fallas; sin embargo el OMS (Outage Management System o sistema de manejo de interrupciones) utilizado por los operadores de red presenta limitaciones, a manera de ejemplo, no se puede precisar la zona o ramal en falla de la red de distribución debido a la presencia de conductores no homogéneos, cargas intermedias, derivaciones laterales, así como desbalances en el sistema y la carga. Adicionalmente para la localización de la falla se requiere información referente a las características de la carga, activación de protecciones, comportamiento de los huecos de tensión y del perfil de corriente entre otros, información difícil de obtener y que por ende no permite la optimización del Método de Clasificación Basado en el Conocimiento (MCBC) [1].

Debido a limitaciones que presenta el OMS utilizado por los Operadores de Red y la carencia de información para la localización y detección oportuna de fallas y el restablecimiento del servicio de energía, estos son penalizados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ante una mala calidad en la prestación del servicio que afecta al usuario final. Por ende se propone una solución complementaria la cual involucra el desarrollo de un OMS ( integrando el método de componentes simétricas), el cual es un Método Basado en el Modelo (MBM), que utiliza los valores fundamentales de tensión y corriente de pre falla y falla medidas en un extremo de la línea junto con los parámetros de la red, y una estructura de medición en tiempo real de parámetros eléctricos AMI (Advanced Metering Infrastructure) que permita conocer el estado de la red por medio de los equipos tele gestionados (identificadores de fallas, reconectadores y seccionalizadores), lo cual permite con datos básicos suministrables por el OR evitar la múltiple estimación del punto de falla.

¿Es posible ayudar al OR a precisar la zona o ramal en falla de la red de distribución, así como mejorar la calidad del servicio percibida por los usuarios, mediante la implementación de un OMS que utilice el método de componentes simétricas, el cual es un método basado en el modelo (MBM), y una estructura (AMI) para la detección de fallas de baja impedancia en los sistemas de distribución?

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16 OBJETIVO GENERAL

Desarrollar una herramienta para manejo de interrupciones (OMS) que facilite al Operador de red (OR) precisar la zona o ramal en falla de la red de distribución.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Modelar una red objeto de estudio de la ciudad de Bogotá, la cual presente el mayor número de interrupciones en media tensión, a partir de la información suministrada por el OR.

• Implementar un algoritmo de localización de fallas de baja impedancia que integre la localización de distancia de falla por corriente de corto circuito usando un método basado en el modelo (MBM) y la información de medición en tiempo real suministrada por los equipos tele gestionados (AMI) ubicados en la red.

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17 JUSTIFICACIÓN

La topografía Colombiana además de tener una vegetación espesa, cuenta con un alto nivel isoceráunico presentándose un gran número de descargas atmosféricas, las cuales provocan numerosas fallas en las líneas y ocasionan interrupciones indeseadas del servicio de energía al cliente. Esta afectación del servicio normalmente se traduce en penalizaciones por parte de la CREG a los operadores de red ante el incumplimiento de las normas en materia de calidad del servicio en los sistemas de distribución establecido por estos [2].

A manera de ejemplo en la Resolución CREG 097 de 2008 se establece la metodología para la evaluación trimestral de la calidad del servicio en los sistemas de distribución prestada por los operadores de red. Dependiendo de la evaluación de los operadores de red se aplicaran penalizaciones, incentivos y compensaciones. Referente al porcentaje de AOM (Administración, Operación y Mantenimiento) a reconocer a los operadores de red se determina con base en la información anual de los gastos de AOM presentados por cada agente y el comportamiento en los indicadores de calidad de su sistema; dicha calidad se mide de acuerdo con los Índices Anuales Agrupados de la Discontinuidad - IAAD que no es más que el promedio de los ITAD (Índice Trimestral Agrupado de Discontinuidad) del año respectivo [3].

ALCANCES Y LIMITACIONES

El alcance de este trabajo es desarrollar una herramienta para manejo de interrupciones (OMS) que acote la ubicación de la falla, precisando la zona o ramal en falla de la red de distribución.

Acotar la ubicación de la falla en un menor tiempo contribuirá a que el Operador de Red tome decisiones oportunas de tal manera que pueda mantener los indicadores de calidad del servicio dentro de los rangos establecidos por la CREG, mas sin embargo no es objeto de este trabajo de grado la medición y el cumplimiento de estos indicadores.

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1. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Y EQUIPOS TELE

GESTIONADOS

El sistema de distribución eléctrico es la etapa encargada de llevar la energía eléctrica a los consumidores finales en forma eficiente y bajo los estándares de calidad del servicio previamente definidos por el ente regulador de cada país y exigibles por los consumidores [3].

La presencia de fallas a lo largo de la cadena de suministro de energía eléctrica (generación, transmisión y distribución) es el principal problema para prestar un servicio confiable y de calidad al usuario final. En los sistemas de generación y transmisión este inconveniente se encuentra relativamente resuelto, donde por las características homogéneas de la línea, la medición en ambos terminales y la disponibilidad de diversos equipos, permiten localizar el sitio de falla con una precisión relativamente alta; muy diferente en las redes de distribución, donde la localización es más ambigua por la complejidad debida a la presencia de conductores no homogéneos, cargas intermedias, laterales y desbalance del sistema [1]. Adicionalmente, actualmente cerca del 95% de los cortes y la carencia de energía son causados por fallas en la red de distribución [4].

Las fallas propias del sistema de distribución son aquellas que involucran un equipo primario (transformador, línea, etc.) y que requieren su desconexión. Las fallas más comunes se clasifican como se muestra en la Figura 1.

Figura 1. Fallas propias al sistema de potencia. Fuente [5]

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1.1 FALLAS DE BAJA IMPEDANCIA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION

Los tipos de fallas que experimentan los sistemas de distribución se caracterizan en dos grandes grupos: alta y baja impedancia. Las fallas de alta impedancia están asociadas generalmente a la ruptura de conductores, pero estos no involucran contacto con tierra u otra fase. Las fallas de baja impedancia están asociadas a cortocircuitos a tierra o con otras fases y se caracterizan por tener una impedancia de falla muy baja, cercana a cero. Este grupo se subdivide en cinco tipos: a) Monofásicos, b) Bifásicas, c) Bifásicas a tierra, d) Trifásicas y e) Trifásicas a tierra.

Se produce un corto circuito cuando entran en contacto entre sí o con tierra, conductores energizados correspondientes a distintas fases. Normalmente las corrientes de corto circuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falla.

Las corrientes de cortocircuito se pueden clasificar en simétricas (balanceadas) y asimétricas (desbalanceadas). En las fallas simétricas las corrientes de las tres fases del sistema son iguales en el instante del cortocircuito. Entre ellas tenemos:

• Cortocircuito trifásico: se ponen en contacto las tres fases en un mismo punto del sistema. Es el cortocircuito más severo en la mayoría de los casos (Figura 2).

Figura 2. Cortocircuito trifásico. Fuente [6]

• Cortocircuito trifásico a tierra: se ponen en contacto las tres fases y tierra en un mismo punto del sistema.

En las fallas asimétricas la corriente en las tres fases del sistema no es igual en el instante del corto circuito, siendo estas las más comunes y de mayor ocurrencia en los sistemas de distribución. Entre ellas tenemos:

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Figura 3. Cortocircuito bifásico. Fuente [6]

• Cortocircuito bifásico a tierra (dos fases a tierra): entran en contacto dos fases cualquiera y la tierra del sistema (Figura 4).

Figura 4. Cortocircuito bifásico a tierra. Fuente [6]

• Cortocircuito monofásico (fase a tierra): ocurre al ponerse en contacto una fase cualquiera con la tierra del sistema. Es el cortocircuito más frecuente en los operadores de red (Figura 5).

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1.2METODO DE COMPONENTES SIMETRICAS

En este método, un sistema desbalanceado de n fases relacionadas se puede reemplazar por un sistema de n fases balanceadas que son llamadas componentes simétricas de las fases originales. La descripción general del método se puede ver en [7].

Cuando se considera un sistema trifásico, cada cantidad vectorial de voltaje o corriente es reemplazada por 3 componentes tal que un total de 9 vectores desiguales representan los valores de las tres fases. Los 3 sistemas balanceados del sistema se designan como se muestra en la Figura 6, y se describen a continuación:

1. Componentes de secuencia positiva, que consisten de 3 fasores de igual magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores del sistema de potencia bajo consideración (dirección positiva).

2. Componentes de secuencia negativa, que consisten de 3 fasores de igual magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores de secuencia positiva pero en secuencia inversa.

3. Componentes de secuencia cero, que consisten de 3 fasores de igual magnitud y en fase con los demás, girando en la misma dirección que los fasores de secuencia positiva.

Figura 6. Sistema de fasores desbalanceados y sus componentes simétricas. Fuente el autor.

Con este arreglo, los valores de voltaje de cualquier sistema trifásico, Va, Vb, y Vc pueden representarse mediantes las ecuaciones 1,2 y 3:

Va = Va0 + Va1 + Va2 (1)

Vb = Vb0 + Vb1 + Vb2 = Va0 + a2Va1 + aVa2 (2)

Vc = Vc0 + Vc1 + Vc2 = Va0 + aVa1 + a2Va2 (3)

donde a es llamado operador que da un giro de 120° en el sentido horario y multiplicado por una magnitud unitaria y a2 similarmente da un giro de 240°, es decir:

B A

(22)

22

a = 1∠120° (4) y a2_{= 1}_∠₂₄₀_° ₍₅₎ Por lo tanto, se puede establecer la siguiente relación matricial:

(6)

Haciendo la inversa de la matriz de coeficientes:

(7)

De esta matriz puede deducirse que:

Va0 =1/3 (Va + Vb + Vc) (8)

Va1= 1/3 (Va + aVb + a2Vc) (9)

Va2 = 1/3 (Va + a2Vb + aVc) (10)

El procedimiento también puede aplicarse a las corrientes así:

Ia = Ia0 + Ia1 + Ia2 (11)

Ib = Ia0 + a2Ia1 + aIa2 (12)

Ic = Ia0 + aIa1 + a2Ia2 (13)

Por lo tanto,

Ia0= 1/3 (Ia + Ib + Ic) (14)

Ia1= 1/3 (Ia + aIb + a2Ic) (15)

Ia2 = 1/3 (Ia + a2Ib + aIc) (16)

En sistemas trifásicos, la corriente del neutro es igual a:

(23)

23

En la Figura 7 se muestra la conexión de los equivalentes de Thevenin de las redes de secuencia para la simulación de fallas

a)

b)

c)

(24)

24 normas ANSI/IEEE 495 2007 [8].

El sistema está formado básicamente por 2 componentes en campo y un componente centralizado. Los componentes en campo son:

- Indicadores de fallas: monitorean las condiciones de línea (corriente y voltaje) y las reportan a un concentrador cercano. Además indican, mediante señales luminosas, el estado de detección de fallas.

- Concentradores: reciben y almacenan la información enviada por los indicadores de fallas y la envían hacia el componente centralizado.

El componente centralizado puede ser un sistema SCADA propio del operador de la red (OMS).

Los indicadores de falla se fijan a las líneas de distribución, monitoreando permanentemente el voltaje y corriente de éstas. Cuando un indicador de fallas detecta una falla, la indica con destellos sucesivos y simultáneamente la transmite a su concentrador mediante radiofrecuencia (RF).

(25)

25

Figura 8. Implementación del sistema en las redes de distribución. Fuente [10]

(26)

26

Tabla 2.Ventajas y desventajas de los IF de acuerdo al método de restablecimiento.

Tabla 3.Ventajas y desventajas de los IF de acuerdo a la visibilidad.

(27)

27

1.3.1.1 UBICACIÓN DE INDICADORES DE FALLA

La instalación de estos equipos es especialmente adecuada en el caso de circuitos largos y/o con velocidades de recorrido muy lentas, como el caso de alimentadores en zonas de muy baja densidad de cargas o en zonas geográficas de difícil acceso, etc. [9] [11].

Se podrán situar en diferentes puntos de la línea con los siguientes criterios:

• A la salida de los puntos de maniobra, prioritariamente en los puntos de primera intervención al momento de restablecer el servicio (afloramiento del circuito principal,

reconectadores, seccionadores). • Puntos con bifurcación, derivaciones o enlaces. • Distribución uniforme en la cantidad necesaria desde el punto de vista financiero. • No se deben utilizar en estructuras con más de un circuito o en suplencias.

1.3.2 RECONECTADOR

El reconectador es un dispositivo auto controlado que detecta las corrientes excesivas en el sistema de distribución e interrumpe el circuito para despejar las fallas. Se vuelve a conectar de modo automático si la falla es temporal. El reconectador hace varios intentos de despejar y volver a conectar la alimentación al circuito. Si la falla persiste, el reconectador se bloquea [12].

Las secuencias de disparo del reconectador pueden ajustarse para ser todas rápidas, todas con retardo o cualquier combinación de hasta cuatro secuencias rápidas y con retardo. Las operaciones rápidas despejan las fallas temporales antes que puedan dañarse los fusibles de líneas derivadas. Las operaciones retardadas dan tiempo a que los dispositivos protectores existentes más adelante en la línea se disparen, permitiendo que las fallas permanentes queden confinadas en secciones pequeñas del sistema. En la Figura 9 se presenta el diagrama de conexión a la red y en la Figura 10 los tipos de reconectadores.

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Figura 9.Diagrama de conexión a la red de un reconectador. Fuente [9]

Figura 10. Tipos de reconectador. TIPOS DE RECONECTADOR

De bobina serie De bobina _paralelo

Detecta la sobrecorriente por medio de una bobina solenoide serie.

La energía de disparo se obtiene de la bobina serie y esta a su vez del circuito primario.

La fuerza para cerrar los contactos se obtiene de resortes que se cargan después de una operación de disparo.

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29

Caracteristicas

Son autoalimentados, de bajo consumo y con una rapida velocidad de detección de falla

Fáciles de programar distribución eléctrico, normalmente es empleado en un sitio aguas-abajo de un equipo de protección. El seccionalizador cuenta las operaciones del equipo de protección después de detectar una condición de falla. Después de un número seleccionado de aperturas del equipo de protección asociado y cuando éste está abierto, el seccionalizador abre y aísla la sección en falla de la línea [10]. Esta operación permite al equipo de protección cerrar y restablecer el servicio en las zonas libres de falla. Si la falla es temporal, el mecanismo de operación del seccionalizador debe reponerse automáticamente después de un tiempo preestablecido.

Figura 11.Características principales de los seccionalizadores.

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30

2. MÉTODOS Y HERRAMIENTAS PARA LA LOCALIZACIÓN DE

FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

2.1 METODOS BASADOS EN EL MODELO (MBM)

Los Métodos Basados en el Modelo (MBM) permiten una rápida y efectiva aplicación para la identificación de las fallas en diferentes topologías de red, ya que son métodos que estiman la impedancia a partir de las señales fundamentales de tensión y corriente y los parámetros de la red.

En la Figura 13 se presentan algunos de los métodos de localización de fallas basados en el modelo MBM, descritos en [1].

Figura 13. Métodos Basados en el Modelo.

En la Figura 14 se presenta un diagrama unifilar generalizado utilizado en los métodos basados en el modelo mencionados. Es de acotar que los parámetros de las líneas para algunos autores son parámetros distribuidos, mientras que para otros son parámetros concentrados.

Figura 14.Modelo generalizado de un sistema de distribución. Fuente [1]

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2.2METODOS DE CLASIFICACIÓN BASADOS EN EL CONOCIMIENTO

Los Métodos de Clasificación Basados en el Conocimiento (MCBC) utilizan información adicional al valor eficaz de la tensión para establecer una relación con la localización de la falla, requiriendo de gran cantidad y diversidad de fuentes de información tal como llamadas de clientes, mediciones del sistema SCADA y condiciones climáticas entre otros [1].

La información adicional o entrada de los MCBC está compuesta por las características de la carga, activación de protecciones, comportamiento de los huecos de tensión, comportamiento del perfil de corriente, entre otros. La Figura 15 muestra el diagrama de entradas y salidas utilizados por los MCBC.

Figura 15.Características de los MCBC. 2.3 COMPARACIÓN DE LOS MBM CON LOS MCBC

Siendo los MCBC la herramienta más efectiva para el cálculo de las distancias de falla en una red, presentan dificultades en su implementación para la aplicación en situaciones reales, esto debido a que involucran variables a las cuales el OR no está en capacidad de suministrar, ya que en la gran mayoría de casos no cuenta con datos concernientes a su propia infraestructura de redes, especialmente en redes construidas con una antigüedad relativa.

Algunos de los datos exigidos por este método, involucran las características de la carga, activación de protecciones, comportamiento de los huecos de tensión y del perfil de corriente entre otros [1], haciendo compleja la aplicación de este método, ya que como se menciona anteriormente este tipo de información presenta gran dificultad para ser obtenida.

(32)

32

En la Tabla 4 se presenta una comparación de las ventajas y desventajas en la aplicación generalizada entre los métodos basados en el conocimiento (MCBC) y los métodos basados en el modelo (MBM).

VENTAJAS DESVENTAJAS Métodos Basados en

el Modelo-MBM

* La introducción de conocimientos teóricos sobre el problema es simple y directa y basta con depurarlo y convertirlo al formalismo de representación utilizado.

* Permiten obtener explicaciones sobre las respuestas otorgadas por el sistema con base en el proceso de razonamiento empleado y en los conocimientos cifrados en su base.

* Los conocimientos están representados por fórmulas y estructuras de datos. Son

* El aprendizaje no es un proceso de este tipo de sistemas. La adquisición de conocimientos se hace más bien aproximada o incompleta. Las variables numéricas plantean

* Los métodos están formados por redes con unidades de tratamiento partir de un conjunto de ejemplos son los puntos fuertes y básicos de este tipo de métodos.

* Se adaptan al tratamiento de información aproximada e incompleta. Las variables continuas no plantean problemas para los métodos conexionistas. * Los conocimientos incomprensibles en las redes (clasificadores), representan bien las relaciones existentes entre sus variables de entrada y de salida.

* Generalmente no aprovechan los conocimientos teóricos disponibles sobre el problema. Para adquirir conocimientos son necesarios los ejemplos.

* Normalmente son cajas negras donde conocimientos se cifran en pesos e interconexiones. No se tiene acceso a una forma comprensible del conocimiento, interpretable directamente por un usuario final para explicar las respuestas obtenidas.

(33)

33

2.4 OUTAGE MANAGEMENT SYSTEM (OMS)

Outage Management System o sistema de manejo de interrupciones, es un software que muestra gráficamente las áreas energizadas y desenergizadas en forma diferenciada así como los reportes de llamadas al contact center de clientes sin servicio de energía, la ubicación de las cuadrillas, las ordenes de trabajo, etc, y cuyas tareas principales son identificar, analizar, restaurar, notificar y reportar las fallas de un sistema [13]. Igualmente, el OMS se encarga de registrar las interrupciones, teniendo en cuenta la duración y el cálculo de los indicadores de calidad del servicio según distintas normas y regulaciones [14].

2.4.1 OMS EN COLOMBIA

Actualmente en Colombia los operadores de red que utilizan OMS realizan la detección de interrupciones en las redes de distribución con base en agrupación de llamadas realizadas por los clientes al contact center y mediante algoritmos capaces de identificar el punto probable de la interrupción [15].

Una vez se identifica el punto probable de interrupción, el operador de red se encuentra en capacidad de enviar una cuadrilla a la zona, la cual debe recorrer el sitio aguas abajo del dispositivo que entro en operación en busca de la falla, en un intento de encontrar la evidencia de corte (por ejemplo, marcas de quemaduras por posibles fallas debidas a rayos, cuerpos de animales muertos) y además para asegurarse que todo es seguro antes de volver a energizar el sistema [16]. La cuadrilla realiza la inspección correspondiente y reporta al operador del centro de control si los dispositivos de protección en el punto de interrupción estimado operaron; después de realizarse el reporte, el OMS realiza la identificación de la red aguas abajo de la interrupción o red en falla del dispositivo que entró en operación mediante código de colores, además de esto el OMS realiza el conteo del tiempo de duración de la interrupción y de los usuarios sin servicio de energía.

Encontrado el punto de falla, la cuadrilla procede a realizar las reparaciones y a restablecer el servicio de energía, reportando las operaciones al centro de control, con dicha información el operario por medio del OMS realiza el cierre del dispositivo que operó en la interrupción, y restablece el estado del sistema en la interfaz gráfica.

2.4.2 OMS IMPLEMENTANDO LOS MBM Y UNA ESTRUCTURA AMI

(34)

34

Figura 17. a) Estado de los indicadores de falla, b) Estimación de la zona de falla combinando las dos técnicas.

Figura 16. Múltiple estimación del punto de falla.

El tiempo que transcurre desde la ocurrencia de la falla hasta el restablecimiento del servicio puede llegar a ser bastante largo, y depende de distintos factores como lo son: la severidad de la falla, el terreno donde se ubica la red fallada, la disponibilidad de cuadrillas en la zona y la topología del sistema.

No basta con calcular la distancia por el método de componentes simétricas, dado que este arroja solo la distancia desde el alimentador hasta la falla, y ya que el sistema es de tipo radial se presenta una múltiple estimación del probable punto de falla. Por ende se propone utilizar la información de los estados de equipos de corte y señalización (reconectadores, seccionalizadores e indicadores de falla) como complemento al cálculo de la distancia usando el método de las componentes simétricas para minimizar la múltiple estimación de la zona de falla. En la Figura 17 se describe el aporte de las señales de equipos instalados en la red para la localización del ramal en falla.

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35

3. REVISION DE LA LITERATURA DE ALGORITMOS DE

LOCAZACION DE FALLAS

3.1ALGORITMOS DE LOCALIZACION DE FALLAS

La aplicación de algoritmos para localización de fallas en redes de media tensión, permite la interconexión de las señales de estado provenientes de los equipos de corte y señalización con el OMS, con una etapa de localización de distancia de falla calculada mediante el método de componentes simétricas. En la Figura 18 se muestra un esquema con la cronología de algunos trabajos acerca de algoritmos para la localización de fallas en redes de media tensión.

Figura 18. Algoritmos de localización de fallas.

Las pérdidas económicas experimentadas por las empresas de energía eléctrica son proporcionales a la duración de las interrupciones del servicio, por lo tanto la reducción del tiempo de localización de fallas en las redes de distribución es de primordial importancia. Néstor Julián Estrada C, Juan José Mora F. y Sandra Milena Pérez en 2007, presentaron una estrategia para localización de fallas monofásicas en sistemas de distribución, a partir de un algoritmo de aprendizaje estadístico basado en lógica difusa y con estructura conexionista. En esta investigación, las señales de voltaje y corriente medidas en la subestación durante una falla son utilizadas para obtener los atributos que sirven de entrada al localizador [19].

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Figura 19. Estrategia basada en clasificación.

G. Morales-España y J. Mora-Flórez en 2009, presentaron un enfoque conceptual para eliminar el problema de la múltiple estimación de los métodos de búsqueda de fallas basados en la impedancia aplicados a los sistemas de distribución de energía, mediante las mediciones disponibles de los valores fundamentales de corriente y tensión en la subestación de distribución. Se utilizaron tres sistemas de ensayo para identificar las fallas y obtener el rendimiento para diferentes tipos, falla a tierra, fase a fase, bifásico a tierra y fallas trifásicas, incluyendo configuraciones de alimentación similares. Este enfoque muestra que es posible obtener una ubicación de la falla única, eliminando el problema de la estimación de múltiples puntos de falla en sistemas radiales mediante las mediciones de gama única en la subestación de distribución y detección del nodo en falla. Por último, este enfoque también contribuye a mejorar los índices de continuidad en sistemas de distribución por la ubicación oportuna de la zona de falla [20].

Juan Carlos Bedoya Ceballos en 2010, propuso una metodología para resolver el problema de localización de fallas en sistemas de distribución; para ello, se construyó una base de datos con las características más importantes del sistema en estado de prefalla y postfalla, obtenidas mediante el modelamiento y simulación eléctrica de la red. La información almacenada en la base de datos es adaptada y aprovechada por una metodología basada en el conocimiento para luego estimar, de manera oportuna, la zona y la distancia de localización de la falla. La Figura 20 muestra el algoritmo planteado en [21].

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Figura 20. Metodología basada en el conocimiento.

Misagh Alaie Faradonbeh, Hazlie Bin Mokhlis y otros en 2011, describieron una técnica basada en la impedancia y su aplicación para determinar la localización de una falla en un sistema de distribución. El sentido práctico de la técnica basada en la impedancia se muestra probándola en la localización de una falla en una red de distribución canadiense. El método basado en la impedancia usa tensión y corriente para encontrar la reactancia aparente a partir de la medición del terminal al lugar de la falla, con lo que el método puede calcular la distancia a la falta en kilómetros o millas basado en la reactancia aparente. El algoritmo de la técnica basada en la impedancia es desarrollado e integrado en el software PSCAD / EMTDC utilizando una interfaz en C y lenguaje FORTRAN. Varios casos de prueba mostraron la viabilidad de la técnica basada en la impedancia en la localización de un fallo [22].

N.H.Shamsudin, A.Abdul Latiff, y N.Abas en 2012, realizaron un intento por combinar el trabajo de identificación de la localización de fallas utilizando el método basado en impedancia y el enfoque en bases de datos, mediante la implementación de un algoritmo de falla de tres fases, teniendo como fin hacer frente a la falta de homogeneidad de los cables en el sistema de distribución actual en Malasia que cuenta con 38 nodos y es modelado del sistema bajo estado de falla

Implementación de la MBC para la estimación de la zona y la

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38

adquiridos a través del simulador y el cálculo de la distancia de localización de fallas es llevado a cabo por el software MATLAB. El algoritmo propuesto presenta buenas aproximaciones en la localización de fallas en los sistemas de distribución no homogéneos [23].

D.S. Gazzana y G.D. Ferreira en 2013 realizaron un método hibrido de localización de fallas en sistemas de distribución usando mediciones en un terminal, a través de un algoritmo basado en la impedancia aparente que considera los desbalances del sistema, admitancias en derivación, cargas intermedias y laterales, desarrollado para estimar la distancia de falla. Por otro lado, para detectar la zona de la falla tuvieron en cuenta las características de las componentes espectrales de los transitorios de alta frecuencia que se reflejan desde el punto en falla hasta el terminal donde se encuentra la medición, las cuales brindan información relacionada con la ubicación de la falla [24].

Farzad Dehghani y Hamid Nezami en 2013, propusieron una técnica para ubicar la zona en falla usando los valores de corrientes medidos en la subestación mediante el uso de una red neuronal artificial (ANN), donde primero se identifica el tipo de falla, y luego se calcula la distancia de falla desde la subestación (FDANN). La Figura 21 muestra el algoritmo planteado en [25].

Figura 21. Diagrama de flujo del método de búsqueda de fallas usando FDANN. No obstante, debido a la implementación de este método en redes radiales de distribución y la múltiple estimación de la zona en falla, recomiendan el uso de otros instrumentos de protección y señalización como indicadores de falla para ganar precisión en la ubicación de la falla.

Kapildev Lout y Raj K. Aggarwal en 2013, investigaron el uso de señales de corriente para determinar las fases en falta durante una falla y aparte también se propuso un nuevo enfoque para distinguir si la falla se encuentra en el alimentador o en alguna otra parte de la

Corrientes de las 3 fases Potencia activa de las 3 fases

Voltajes de las 3 fases

Corrientes de las 3 fases

Determinar el tipo de falla

Estimador de la distancia de falla desde la subestación (FDANN)

Seleccionar la localización real de la falla con la ayuda de instrumentos de protección como indicadores de falla

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red. Para evaluar la distancia de la falla desde la subestación se usaron técnicas de redes neuronales artificiales y pruebas de sensibilidad, que permiten demostrar aún más la utilidad del método propuesto. El principio subyace en comparar los parámetros del sistema de medición, como señales de tensión y corriente en caso de falla con los valores simulados, de forma que la falla puede ser localizada. La principal ventaja de estos OMS es que los parámetros del sistema se obtienen a partir de los dispositivos que ya están instalados en la red, lo que es muy atractivo desde el punto de vista industrial, ya que no hay costos adicionales por la instalación de nuevos dispositivos para realizar las mediciones [26].

Lihan He, Zhilin Wu, Zhihan Xu, and Ilia Voloh en 2014 desarrollaron un nuevo método para la localización de fallas utilizando sensores de corriente y voltaje distribuidos a lo largo de la red, adicional a las mediciones que se toman en la subestación. Dependiendo de la localización de los sensores que se activen al ocurrir la falla, el algoritmo busca cada posible camino y calcula la distancia y resistencia de falla, reduciendo la múltiple estimación. En este trabajo se desarrollan dos métodos de estimación de carga basados en la optimización y regresión; obteniendo como resultado un método robusto y de gran precisión en distintas redes de distribución [27].

En 2015, Mohammad Daisy y Rahman Dashti propusieron un nuevo método combinado para la localización de fallas monofásicas a tierra en redes de distribución, mediante un algoritmo basado en la impedancia (MBM) y el uso de un algoritmo que tiene en cuenta los huecos de tensión. Una vez ocurre la falla monofásica se calcula la posible localización mediante el algoritmo basado en la impedancia, y a la vez, la misma falla es simulada en diferentes ubicaciones. Luego, el voltaje medido al inicio del alimentador es guardado y se determinan la magnitud y el ángulo de las diferencias de voltaje para ser guardadas en una base de datos [28].

3.2 ALGORITMOS DE LOCALIZACION USANDO SEÑALES DE EQUIPOS

TELEGESTIONADOS

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Existen diferentes métodos para la localización de las fallas en la red de distribución de energía, los cuales cuentan con dos etapas: en la primera, se determina la distancia de la falla, y en la segunda, se estima la sección en falla. En la Figura 22 se muestra un esquema con la cronología de algunas investigaciones sobre la localización de fallas en redes de distribución utilizando las señales de dispositivos inteligentes.

Jen-Hao Teng, Wei-Hao Huang, and Shang-Wen Luan en 2004 mencionaron la importancia de los dispositivos indicadores de falla (FI) con interfaces de comunicación dentro de lo que se denomina “automatización de la distribución”, puesto que juegan un papel importante en la reducción del tiempo de búsqueda de las fallas al enviar al centro de control el estado de cada uno de estos dispositivos ante la presencia de una corriente de falla. Al producirse una falla en el sistema de distribución, se activan diferentes alarmas y gran cantidad de información es recibida en el OMS, acompañada de las llamadas problemas de los usuarios afectados; lo que hace que el operador de red tenga que condensar estos datos para poder dar una ubicación exacta de la falla, pero esto solo es posible si los estados de los FI son integrados dentro de un sistema SCADA o un OMS [29].

H. Falaghi, M, R. Haghifam y M. Osouli Tabrizi en 2005, trabajaron sobre el hecho de que la aplicación adecuada de la gestión efectiva de manejo de fallos en los sistemas de distribución puede verse afectada en los índices de confiabilidad. Por lo tanto una de las maneras de mejorar la fiabilidad de las redes de distribución en el procedimiento de gestión de fallas es la instalación de indicadores de fallas en las redes primarias generales. Los indicadores de falla permiten a los operadores identificar rápidamente la ubicación de una falla en las líneas aéreas, además de que pueden reducir la localización de las fallas y, por tanto, la reducción en la duración de la interrupción y costos por tiempo de duración de falla. El estudio y desarrollo de modelos muestra que los indicadores de fallas representan un efecto directo en el incremento de los índices de confiabilidad de los sistemas de distribución [30].

I Dzafic, P. Mohapatra, en 2010, presentaron el problema de la localización de falla como parte integral del sistema de manejo de interrupciones (OMS). A la vez de que expusieron un método de localización de fallas en redes asimétricas radiales y en malla, en donde la información en tiempo real del estado topológico de la red y las actualizaciones de estado de los indicadores de fallas se utiliza como entrada para el algoritmo de localización de fallas (FLOC). El algoritmo en sí se basa en dividir las diferentes partes de la red para detectar posibles áreas defectuosas, donde los indicadores de fallo son los enlaces que conectan estas áreas. Por último, analizaron la operación de cierre del FLOC, para el aislamiento del circuito y la Restauración. Esta opción se presenta como una solución para la oportuna restauración del servicio en una red de distribución [31].

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desarrolló una función objetivo económico, la cual es resuelta a través de un algoritmo genético (GA) que permite indicar el número y la ubicación óptima de estos dispositivos. Esta función objetivo está compuesta por 4 factores: Costo de la energía no suministrada (ENS), costos de operación y restauración, costo de clientes insatisfechos y los costos de compra e instalación de los indicadores de falla [32].

Por otra parte, Yanfeng Gong y Armando Guzmán en 2011, describieron un nuevo método basado en el modelo (MBM) que utiliza la impedancia y la longitud de cada sección del alimentador, y además los informes de los eventos del relé para calcular las posibles ubicaciones de falla; adicionalmente se complementa con indicadores de falla con capacidad de comunicación, para reducir el número de posibles zonas de falla. El método propuesto utiliza mediciones de corriente y tensión adquiridas por relés o reconectadores durante la falla; esta información se utiliza para determinar el tipo de falla y luego calcular la reactancia total desde la ubicación del dispositivo hasta la zona en falla [33].

En cuanto a la localización óptima de los indicadores de falla, M.C. de Almeida, F.F. Costa, S. Xavier-de-Souza, F. Santana, en 2011 mencionaron la importancia de mejorar los métodos basados en la impedancia para disminuir el problema de la múltiple estimación de la zona bajo falla, a través de la ubicación de indicadores de circuito en falla (FI), los cuales ayudan a reducir o eliminar la incertidumbre del resultado arrojado por los MBM. El uso de los FI por parte de las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica es cada vez más frecuente, puesto que estos permiten agilizar el tiempo de restauración, evitando penalizaciones y mejorando los indicadores de calidad. Cuando una falla ocurre aguas abajo de la ubicación del FI, este envía automáticamente una señal al centro de control, lo que reduce la incertidumbre de los métodos actualmente utilizados. Desafortunadamente, debido a las restricciones económicas, es imposible adquirir todos los FI necesarios para cubrir las redes, por lo que se hace necesario el desarrollo de un algoritmo que indique la ubicación óptima de estos elementos. En este trabajo se aborda la asignación de FI como un problema de optimización, estableciendo tres criterios relacionados con: el número de posibles ubicaciones de la falla, la distancia entre ellas y la presencia de nodos prioritarios (aquellos que atienden hospitales, edificios públicos, industrias estratégicas) [17].

Por otra parte, W. Usida, D. V. Coury, R. A. Flauzino, and I. N. da Silva, en 2012 hablaron sobre la localización del circuito bajo falla es el principal problema que enfrenta la gestión del sistema de distribución cuando se produce un corte de energía, ya que el tiempo necesario para buscar la falla puede ser costoso al afectar directamente la calidad del servicio; por esto la importancia de contar con información sobre la localización de la falla en tiempo real, para ubicar la zona y reconectar el servicio de energía tan pronto como sea posible.

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estratégicos del sistema de distribución puede asegurar que la cuadrilla encargada del mantenimiento encuentre rápidamente la falla y así reducir los índices que representan la duración de la interrupción en un 60% [34].

R.Amarnath, N.Kalaivani, V.Priyanka en 2013, comentaron acerca del cambio que debe experimentar la red eléctrica, en especial las redes de distribución por ser las que se encuentran más expuestas a pérdidas de energía y ser las más vulnerables. Dicho cambio incluye pasar de una red tradicional a una red con dispositivos inteligentes que permitan no solo la inclusión de fuentes de energías renovables si no la mejora en la calidad del servicio a través de la medición de parámetros eléctricos en tiempo real. Con el uso de los datos en tiempo real del alimentador y de los dispositivos de la red, los IED’s detectan los puntos débiles o los posibles tramos en falla para advertir a tiempo y tomar la medida preventiva correspondiente [4].

Aleksandar Vukojevic, Paul Frey, Mike Smith, en 2013, iniciaron la implementación en Baltimore Gas and Electric (BGE), procesos de automatización en sus operaciones de redes de distribución desde principios del 2000. Con los avances en las comunicaciones y la tecnología, el número de solicitudes de automatización en distribución disponibles han aumentado considerablemente. Con el fin de mejorar la fiabilidad del sistema, BGE decidió utilizar indicadores de circuito de falla (FI) como parte de su Programa Piloto de Red Inteligente. El propósito fue presentar la técnica de optimización que se ha desarrollado con el fin de determinar la ubicación óptima para cualquier número de indicadores de circuito por falla en los seis alimentadores de prueba, y proporcionar los valores Caidi, el análisis de flujo de los costos, beneficios esperados y descontados de efectivo, con el fin de hacer una propuesta para la implementación de los FI en todo el sistema [35].

Jen-Hao Teng, Wei-Hao Huang y Shang-Wen Luan en 2014 propusieron un método automático y ágil para la localización de líneas en falla en sistemas de distribución basado en las señales de indicadores de falla (FI). Las secciones de línea entre indicadores de falla adyacentes pueden ser tratada como una posible ubicación de la falla (PFL) y la corriente de falla detectada por los indicadores de falla puede ser considerada como una corriente de línea fluyendo entre las posibles localizaciones de falla adyacentes. Se usa una matriz de relación entre los PFL y las corrientes de línea, la cual es derivada y usada para diseñar el método de localización [36].

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4. SELECCIÓN DEL CIRCUITO Y MODELAMIENTO DE LA RED

4.1 SELECCIÓN DEL CIRCUITO

La selección del circuito donde se realizarán las simulaciones, debe contar con características que permitan comprobar el funcionamiento del OMS bajo las peores condiciones a las que se puedan ver expuestas las redes de Bogotá y Cundinamarca.

Por lo tanto para la aplicación del OMS el circuito debe ser el que mayor número de interrupciones tenga por fallas en media tensión, debido a que estas características permitirán tomar como base este circuito para evidenciar la influencia del software.

Con base en las incidencias ocurridas durante el año 2014 sobre las redes de 11,4 kV en la ciudad de Bogotá y el departamento de Cundinamarca, se determinó que el circuito más afectado es el circuito A de la subestación UQ. Entre los eventos que se tuvieron en cuenta para este análisis se encuentran las fallas causadas por: animales, arboles, cometas y/o cuerpos extraños, degradación del material, descargas atmosféricas, lluvias, vendavales, movimientos naturales de tierra, sobrecargas, vandalismo y accidentes de tránsito; que causaron el disparo de la protección de cabecera del circuito o de las protecciones intermedias. En la Tabla 5 se detalla el listado de los circuitos con más interrupciones durante el 2014.

Tabla 5. Detalle de incidencias por circuito.

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