CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA
La confiabilidad en SEPs depende de la generación de suficiente potencia y de su entrega a los consumidores sin interrupciones interrupcione s en el voltaje de servicio Mayoría de interrupciones por problemas en puntos entre medidores y las subestaciones de distribución. Un sistema de potencia es adecuado si:
Generación disponible mayor que demanda más pérdidas del sistema. Suficiente capacidad de transporte de potencia (demandada por los consumidores) consumidore s) sin sobrecargas del equipo. Consumidores servidos con aceptable nivel de voltaje.
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA Adecuación de la Generación:
Mediante procesamiento de parámetros de disponibilidad de UG a través de cálculos combinatori combinatoriales ales es posible obtener:
Estados operativos con deslastres de carga.
Probabilidad de permanencia en cada estado inadecuado.
Mediante el cálculo del número esperado de interrupciones y la duración esperada de dichas interrupciones se obtienen los siguientes índices:
LOLE (Loss (Loss of Load Expectation Expectation)) — Número esperado de horas por año en las que el sistema debe deslastrar carga. EENS (E EENS (Expe xpecte cted d Ene Energy rgy Not Ser Served) ved) — Valor esperado (MW-h/año) de demanda deslastrada.
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA Transmisión Según el North American Electric Reliability Council (NERC), fundado fundado en 1968, la confiabilidad de un sistema de transmisión se determina mediante evaluaciones de seguridad – se evalúa si el sistema es capaz de suplir el pico de demanda después de que uno o más de sus nexos de transmisión se encuentra fuera de servicio.
Flujos (N-1) validando los voltajes de barras dentro de límites y si equipos en operación no registran sobrecargas Determinación de la carga a ser deslastrada en caso de incumplimiento de límites.
Si el sistema soporta la contingencia de un componente sin necesidad de deslastres de carga se dice que el sistema es N-1 seguro.
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA Sistemas de Distribución. Las subestaciones de distribución reciben potencia a través de líneas de subtransmisión y sus transformadores bajan los niveles de voltaje para alimentar los alimentadores primarios. Los alimentadores de distribución generalmente incluyen un ramal principal 3, ramales laterales 3, 2 y 1, elementos de seccionamiento y transformadores de distribución. Planificación de expansión de empresas históricamente se concentra en aspectos de capacidad, enfocando sus diseños al abastecimiento de consumidores en condiciones de picos de demanda. La confiabilidad, aunque considerada importante, ha sido relegada y usualmente “atendida” mediante incorporación de capacidad extra y lazos de redundancia para cargas especiales
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA
Un sistema de distribución diseñado exclusivamente desde la perspectiva de capacidad (mínimos estándares de seguridad) representa entre el 40% y 50% del costo general de un sistema típico de Estados Unidos.
Sin automatismos para reconfiguración
Sin esquemas selectivos de protección
Sin lazos de redundancia
Sin protecciones contra descargas y sobretensiones
Protecciones de alimentadores se limitan a fusibles
Las empresas eléctricas deben tomar como premisa el concepto de una planificación integrada en la que se considere tanto a la capacidad como a la confiabilidad.
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA
Asumir esta premisa implica contar con un área específica que se encargue de:
Seguimiento adecuado de información de confiabilidad
Incorporación de modelos predictivos de confiabilidad
Adaptación de sistemas de ingeniería para tareas específicas de confiabilidad
Optimización del gasto en base a relaciones costo – beneficio por confiabilidad
Mejora en la confiabilidad de sistema de distribución tiene alto impacto en el servicio a los consumidores y puede justificar ampliamente los costos.
Para un consumidor residencial típico que tenga 90 minutos de potencia interrumpida por año, entre 70 y 80 minutos serán atribuibles a problemas ocurridos en el sistema de distribución.
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE POTENCIA
Las razones por las que se atribuye a la red de distribución su alto impacto en la confiabilidad del servicio son:
Naturaleza radial de la mayoría de sistemas de distribución
Gran número de componentes involucrados
Dispersión de equipos de protección, interruptores y seccionadores
Proximidad de los sistemas de distribución a los usuarios finales
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
En la subestación mostrada si un solo componente entre la línea y la barra de medio voltaje falla o es sacado de servicio, se pierde la conectividad y los alimentadores quedan desconectados.
A la izquierda una subestación con configuración H, muy utilizada en sistemas de lazo cerrado, las fallas generalmente causan que uno de los dos secundarios quede desconectado hasta que las maniobras de reconfiguración sean realizadas. A la derecha una configuración con mayor nivel de confiabilidad por inclusión de línea de alimentación adicional, transformador de reserva energizado, configuración en anillo para barra del primario, seccionadores con accionamientos motorizados y configuración barra principal y transferencia en el lado de carga.
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Single Bus, Single Breaker.- todas las conexiones terminan en una barra común.
Bajo costo
Debe ser completamente desenergizada por mantenimiento o falla en la barra.
Para incrementar confiabilidad, la barra es a menudo seccionada mediante un interruptor o seccionador.
Main and Transfer Bus.- una barra de transferencia es conectada a la barra principal a través de un ramal de interrupción.
Los circuitos se encuentran normalmente conectados a la barra principal y pueden ser conmutados a de transferencia
Si los circuitos se conectan a la barra de transferencia no se encuentran protegidos por interruptores y la falla en uno de los circuitos produce la salida de los demás
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Double Bus, Single Breaker.- un solo interruptor por circuito mediante el cual se puede conectar a cualquiera de las barras.
Ramal de interrupción entre barras permite que circuitos sean transferidos sin interrupción de servicio. Debido a que se requiere cuatro seccionadores por circuito, aspectos relativos al espacio, mantenimiento y confiabilidad de elementos deben ser cuidadosamente analizados en AIS. Configuración adecuada en aplicaciones GIS
Double Bus, Double Breaker.- cada circuito está conectado a las dos barras a través de interruptores dedicados.
Uso de dos interruptores por circuito implica confiabilidad, flexibilidad y altos costos.
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Breaker and a Half.- utiliza ramales constituidos por tres interruptores conectados entre dos barras.
Debido a que dos circuitos son conectados por ramal, 1.5 interruptores son requeridos para cada circuito. Configuración más costosa que otras opciones (excepto doble barra, doble interruptor) que provee alta confiabilidad y flexibilidad operativa y de mantenimiento. La configuración de protecciones es más compleja que en los demás esquemas.
Ring Bus.- arreglo de interruptores en lazo cerrado con conexiones de circuitos entre interruptores.
Un interruptor por circuito es requerido por lo que es relativamente más económica con buen nivel de confiabilidad. Para aplicaciones AIS, las configuraciones en anillo son de hasta cinco circuitos. Es común que una subestación arranque con una configuración en anillo para posteriormente convertirse en una configuración interruptor y medio Configuraciones típicas en GIS para cualquier número de circuitos. Al igual que para la configuración de interruptor y medio la configuración de protecciones es relativamente compleja.
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIOS
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS
Conectan los transformadores de distribución con las acometidas de los abonados, pueden ser extremadamente simples como acometidas aéreas o complejos como extensas redes aéreas o subterráneas.
En sistemas caracterizados por bajo número de transformadores de mediana potencia se optimizan los costos en particular para áreas con baja densidad de carga, sin embargo las pérdidas óhmicas se incrementan lo que resulta en una mayor caída de voltaje. Sistemas con mayores distancias de líneas secundarias tienen baja confiabilidad; sistemas que utilización menos transformadores tienen mayor confiabilidad.
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS Redes Secundarias
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIOS
La red secundaria es energizada por al menos dos alimentadores primarios que abastecen a varios transformadores distribuidos a través de la red. Al igual que las spot networks requieren sistemas de protección más sofisticados que los esquemas radiales. Cada transformador cuenta con una protección en su secundario. Esta protección usa relés de potencia inversa para abrir el interruptor cuando se produce una falla en la que el secundario alimenta al primario. Estos elementos de protección son también capaces de cerrar automáticamente cuando el alimentador es re-energizado y se encuentra disponible para abastecer corriente a la carga.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
Factor de Demanda y Factor de Coincidencia
= = σ = σ
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
La coincidencia y diversidad de la carga son importantes para la confiabilidad debido a que los sistemas llegan a ser menos confiables conforme son más intensamente cargados. Los equipos en condiciones de alta cargabilidad se calientan y son propensos a fallas, consecuentemente es más difícil realizar reconfiguraciones para restaurar servicio después de una falla. El incremento en la diversidad de la carga reduce el pico de carga del sistema resultando en una mayor confiabilidad.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA Curvas de Carga Las curvas de carga impactan en la confiabilidad de los sistemas de distribución en el sentido de que determinan cuando y como los picos de carga ocurrirán.
Debido a que el equipamiento eléctrico tiene inercia térmica, no se calentará instantáneamente cuando altos niveles de corriente fluyen a través de él de forma súbita. Esta inercia térmica permite que el equipamiento soporte altos niveles de sobrecarga de emergencia siempre que los picos de carga no sean prolongados. En sistemas que tienen niveles de carga casi constantes cercanos a valores nominales, no es admisible sobrecargas instantáneas sin significativas pérdidas de vida útil.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
La confiabilidad requerida por consumidores residenciales, comerciales e industriales varía significativamente. Diferentes formas de curvas de carga direccionan en cada caso hacia diferentes características de confiabilidad.
Por ejemplo, los picos de carga residenciales duran entre tres y cuatro horas por periodo permitiendo que los transformadores sean cargados hasta un 200%; durante este tiempo la temperatura de los transformadores alcanza niveles críticos y al terminar el pico residencial empiezan a enfriarse. En contraste, las cargas industriales pueden tener picos de 8 horas o más. Si los transformadores llegan a ser sobrecargados a un 200%, acciones remediales deben ser tomadas antes de que el pico de demanda termine.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA 1 = න =
La integral del histograma de carga, denominado curva de duración de carga, representa el porcentaje de tiempo que un sistema debe abastecer cada nivel de carga El porcentaje del tiempo que es abastecido cada nivel de carga determina su probabilidad de ocurrencia lo que incide en la determinación de la confiabilidad de abastecimiento de la carga.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA Reducción de Voltaje y Confiabilidad La mayoría de cargas pueden ser caracterizadas como impedancia constante o potencia constante, en cargas de impedancia constante como luminarias incandescentes o calentadores de agua, su consumo disminuye si el voltaje es reducido. En general, debido a que la potencia es proporcional al cuadrado del voltaje, una disminución en el nivel de voltaje puede reducir significativamente la demanda del sistema. Las cargas de potencia constante, como motores, usan la misma cantidad de potencia independientemente del nivel de voltaje, de esta forma si el voltaje es reducido en cierto porcentaje, estas cargas incrementan su corriente en un porcentaje equivalente de tal forma de mantener la relación voltaje - corriente constante. Los incrementos en la corriente causan que los motores se calienten y eventualmente podría producirse una falla en el equipo.
CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA
Cuando el voltaje es reducido, las cargas de impedancia constante proporcionalmente disminuyen sus corrientes mientras que las cargas de potencia constante toman más corriente. Para una composición 50% impedancia constante y 50% potencia constante, las corrientes no cambiarán considerablemente. Si un alto porcentaje de las cargas son potencia constante, la corriente se incrementa y la confiabilidad de la distribución puede efectivamente deteriorarse. Adicionalmente, voltajes excesivamente bajos pueden causar recalentamiento de motores y complicaciones en procesos.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Después de que los sistemas de distribución son planificados, diseñados y construidos, deben ser continuamente monitoreados, ajustados, expandidos, mantenidos y reparados. Estas actividades juegan un rol importante en la confiabilidad y son en conjunto referidas como operación de sistemas de distribución.
Centros de Despacho, Operadores y Cuadrillas El control y operación en tiempo real es realizado por operadores en centros de despacho. A cada despachador le corresponde una región para monitoreo y coordinación. Monitorean el SCADA que proporciona: cargabilidad de alimentadores, alarmas, estado operativo de interruptores, temperatura o presión interna en transformadores e información sobre interrupciones recolectada desde centro de llamadas.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Después de que ocurre una falla ciertos elementos son operados remotamente en tanto que cuadrillas operan equipos de forma local. Un escenario común ocurre después de que un operador recibe llamadas de reporte de interrupciones:
El operador identifica el circuito asociado con los consumidores y despacha una cuadrilla para localizar la falla. Una vez localizada, la cuadrilla reporta detalles de la falla y espera por instrucciones. El operador da instrucciones a la cuadrilla para aislar la falla mediante la operación de seccionadores. La cuadrilla también puede cerrar seccionadores de reconfiguración de red para restaurar el servicio a clientes adicionales antes de iniciar las reparaciones La cuadrilla procede a reparar o sustituir el equipo afectado y finalmente retorna el sistema a condiciones pre falla.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Muchas empresas eléctricas mejoran la eficiencia operativa de sus redes mediante el uso de sistemas de manejo de fallas (SMF). Estos sistemas contienen mapas electrónicos de los sistemas y son usados para coordinar reconfiguraciones, gestionar alarmas y llamadas de usuarios; y, despachar cuadrillas. Tienen la capacidad de:
Inferir automáticamente la ubicación de fallas sobre la base de llamadas de usuarios. Monitorear ubicación de cuadrillas y estatus de reparaciones. Actualizar la topología del sistema tan pronto como los seccionadores son abiertos o cerrados.
Ya que los SMF realizan un seguimiento del número de interrupciones para cada estado del sistema en restauración y reparación, estos sistemas permiten mejorar la base de datos de confiabilidad del servicio en comparación con métodos manuales basados en reportes de cuadrillas.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Mantenimiento de equipos y manejo de vegetación Las estrategias de mantenimiento pueden ser categorizadas en:
Run-to-failure .- estrategia simple, después de la instalación el
equipo no es inspeccionado ni mantenido hasta que una falla ocurre. Estrategia efectiva en costo para equipos no críticos con mínimos requerimientos de mantenimiento. Mantenimiento periódico.- siguiente estrategia en simplicidad. Intervalos específicos de tiempo, procedimientos de mantenimiento son realizados independientemente de condición o de características de los equipos.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Mantenimiento de equipos y manejo de vegetación Mantenimiento basado en condiciones.- implica monitoreo de
equipos, intervenciones de mantenimiento ante evidentes indicios de deterioro. Técnicas: inspección visual, inspección acústica, termografía por infrarrojo, pruebas no disruptivas de voltaje, pruebas de descargas parciales y ensayos de laboratorio. Mantenimiento centrado en la confiabilidad (RCM).-
requerimientos de mantenimientos son determinados en base a condiciones, criticidad y costos. Aplicaciones efectivas de RCM implican programas de mantenimiento que maximizan la confiabilidad del sistema a través del mantenimiento de los componentes que son más propensos a falla y que pueden ser intervenidos a costos razonables
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Mantenimiento de equipos y manejo de vegetación
El RCM ha sido exitosamente aplicado a centrales de generación, las aplicaciones en subestaciones están en auge y se encuentra en una etapa preliminar para el mantenimiento de alimentadores y manejo de la vegetación. El manejo de la vegetación (tree trimming), es el ítem mayor en los presupuestos de mantenimiento y la principal causa de desconexiones en empresas eléctricas. Para mantener la confiabilidad en niveles aceptables, las empresas eléctricas podan las ramas, utilizan retardantes de crecimiento y remueven árboles peligrosos en un ciclo de 2 a cinco años. En detrimento de la confiabilidad, el manejo de la vegetación es a menudo reducido debido a recortes de presupuesto u oposición pública que generalmente se vincula con razones estéticas o conservacionistas.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Respuesta ante contingencias
En sistemas de distribución la confiabilidad es mejorada mediante esquemas en que las fallas se extinguen por si solas. El objetivo es minimizar el número de clientes afectados por la operación de equipos de protección y restaurar rápidamente el servicio mediante reconfiguraciones del sistema.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Falla en un Alimentador Principal.- falla trifásica en sección L5.
La corriente inmediatamente fluye desde las líneas de subtransmisión hacia la falla, causando una caída de voltaje a través del transformador T1 Se presenta un hueco de tensión para los usuarios en L9 a L12. Los clientes en L2 a L4 experimentan severas caídas de voltaje en tanto que los usuarios en L5 y L6 observan voltajes cercanos a cero. Las corrientes de falla provocan que el interruptor B1 dispare y un relé emite señal de re cierre del interruptor.
Si la corriente de falla ya no es detectada, la falla ha sido exitosamente extinta y todos los usuarios aguas abajo de B1 experimentan una interrupción instantánea. Si la corriente de falla persiste, B1 dispara y re cierra nuevamente.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Después de algunos intentos de re cierre, B1 se bloquea y todos los consumidores aguas abajo de B1 experimentan una interrupción prolongada. B1 envía señal de alarma y las llamadas de usuarios guían al operador para despachar una cuadrilla para localizar la falla. Localizada la falla, el operador instruye a la cuadrilla para abrir el seccionador S15 y procede a cerrar B1 remotamente - consumidores en L2 a L4 restaurados. Cuadrilla estima que reparaciones tomarán 5 horas. Debido al largo tiempo, operador ordena a cuadrilla abrir S56 y cerrar S67. Usuarios en L6 pasan a ser abastecidos desde la Subestación 2. El primer paso de seccionamiento es llamado restauración aguas arriba y el segundo paso de seccionamiento es llamado restauración aguas abajo. Finalmente después de que la falla es reparada, la cuadrilla retorna al sistema a su estado pre falla.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Fuse Saving (conservación de fusibles).- considérese una falla en L4.
Relé instantáneo abre B1 antes que el elemento fusible F4 inicie su fundición. Si la falla es extinguida cuando B1 re cierra, todos los consumidores aguas abajo de B1 experimentarán una interrupción momentánea. Si no es así un relé de sobre corriente con retardo coordinado permite a F4 soplarse antes que B1 opere nuevamente. Los consumidores en L4 experimentan una interrupción prolongada y los usuarios en el resto del alimentador experimentan una interrupción momentánea. Fuse saving es también referida como feeder selective relaying.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Fuse Clearing.-considérese una falla en L4.
El esquema fuse saving interrumpe temporalmente un alimentador completo ante todas las fallas que ocurren en ramales protegidos por fusibles.
Para reducir el alto número de clientes con interrupciones momentáneas a menudo se bloquean los relés instantáneos que operan a los interruptores.
En lugar de que un relé instantáneo abra B1, un relé con retardo coordinado permite a F4 fundirse antes que B1 se abra. L4 experimenta una interrupción prolongada y al resto del alimentador se le evita experimentar una interrupción. Fuse Clearing no permite a las fallas en ramales protegidos por fusibles la posibilidad de extinguirse por sí solas. Esto último puede incrementar el número total de interrupciones prolongadas y el tiempo total de interrupción de usuarios abastecidos desde los ramales. Los usuarios a los que se les evita experimentar interrupciones momentáneas seguirán viendo un hueco de voltaje que puede tener un impacto similar a una interrupción en cargas sensibles.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Recloser/Fuse Coordination
Considérese una falla en L2 con fuse saving
Falla cerca de la subestación, la impedancia de T1 limita su magnitud. T1 tiene una potencia base de 20 MVA a 12.47 kV y una impedancia de 10%. Esto resulta en una corriente de falla de:
= 9260 = 100000 ∗ 3 ∗ %
El relé instantáneo en B1 detectará la falla en aproximadamente 4 ms, pero el interruptor requiere alrededor de 80 ms para abrir. Mientras tanto, 9.26 kA de corriente fundirán el fusible en aproximadamente 40 ms. Los consumidores en L2 experimentarán una interrupción prolongada y todos los demás experimentarán una interrupción momentánea
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Para falla en L2
La imposibilidad de coordinar las operación instantánea de los re conectadores con los fusibles en áreas de altas corrientes de falla ha llevado a muchas empresas eléctricas a implementar el método fuse clearing.
Una alternativa viable es bloquear el instantáneo en la subestación e instalar un re conectador en el alimentador principal en un punto donde las corrientes de falla sean lo suficientemente bajas para coordinar re cierres instantáneos con fusibles aguas abajo Otra alternativa es instalar seccionadores automáticos.
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
OPERACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Seccionadores automáticos.- Considérese una falla en L9 con una magnitud
de 10 kA - bastante alta para coordinar una estrategia fuse saving.
Como una alternativa, un seccionador automático AS9 es usado para proteger el ramal. El seccionador automático detecta la falla e incrementa su contador a C=1. B8 abre y re cierra para permitirle a la falla la posibilidad de extinguirse por sí sola. Si la falla persiste el contador del AS9 se incrementará a C=2. Cuando el contador alcanza un valor predeterminado, AS9 automáticamente abre la próxima vez que B8 abre. La falla es aislada, B8 cierra una última vez y los consumidores experimentan interrupciones equivalentes a un esquema fuse saving.
