TRABAJO FIN DE GRADO
Grado en Ingeniería Eléctrica
REPOSICIÓN DE SUMINISTRO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN
Memoria y Anexos
Autor: Jimmy Christian Toapanta Valdez Director: Roberto Villafáfila Robles Departamento: EE Convocatoria: Mayo de 2017
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
i
Resum
Hoy en día y debido al crecimiento exponencial de las redes de distribución, además de la
incorporación de las fuentes de energía distribuida, la complejidad de la calidad del servicio en las
redes de distribución ha aumentado.
Es por esta razón que se están llevando a cabo a nivel mundial estudios sobre la automatización de
las redes de distribución, dado que es un problema que preocupa a las empresas que se dedican a
este sector. La automatización de las redes de distribución es un punto importante de las Smart
Grids, puesto que garantiza un sistema eléctrico sostenible con menos pérdidas, la eficiencia
económica, altos niveles de calidad, e incluso garantizar la seguridad del suministro eléctrico.
Con lo explicado anteriormente, este documento tiene como objetivo presentar una solución de
automatización de las redes de distribución, con la finalidad de reducir el tiempo de interrupción en
el suministro eléctrico y por consiguiente evitar daños a los dispositivos de protección y pérdidas
económicas a las empresas distribuidoras y a los propios usuarios finales.
Memoria
ii
Resumen
Avui en dia i a causa del creixement exponencial de les xarxes de distribució, a més de la incorporació
de les fonts d'energia distribuïda, la complexitat de la qualitat del servei en les xarxes de distribució
ha augmentat.
És per aquesta raó que s'estan duent a terme a nivell mundial estudis sobre l'automatització de les
xarxes de distribució, degut que és un problema que preocupa a les empreses que es dediquen a
aquest sector. L'automatització de les xarxes de distribució és un punt important de les Smart grids,
ja que garanteix un sistema elèctric sostenible amb menys pèrdues, l'eficiència econòmica, alts nivells
de qualitat, i fins i tot garantir la seguretat del subministrament elèctric.
Amb el que s'ha explicat anteriorment, aquest document té l’objectiu de presentar una solució
d'automatització de les xarxes de distribució, amb la finalitat de reduir el temps d'interrupció en el
subministrament elèctric i per tant evitar danys als dispositius de protecció i pèrdues econòmiques a
les empreses distribuïdores i als propis usuaris finals.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
iii
Abstract
Nowadays and due to the exponential growth of distribution networks, in addition to the
incorporation or distributed energy sources, the complexity of service quality in distribution networks
has increased.
It’s for this reason that they are carrying out studies worldwide which is a problem that concerns the
companies that are dedicated to this sector. The automation of the distribution networks is an
important and point of the Smart Grids, since it guarantees a sustainable electrics system with less
losses, economic efficiency, high levels of quality and even guarantees the security of electrical
supply. With the above explained, this document aims to present a solution of automation of the
distribution networks with the purpose of reducing the time of interruption in the electrical supply
and therefore to avoid damages to the protection devices and economic losses to the distribution
companies and the end users.
Memoria
iv
Agradecimientos
En el ámbito profesional, he de comenzar dando las gracias al director de este Trabajo de Final de
Grado, ya que sin él, este trabajo no hubiese sido posible, al menos de la forma actual. Roberto con
su soporte, ayuda, consejos, ha hecho que hoy pueda presentar uno de mis logros con el cual
culmino una de mis etapas por el camino del conocimiento. Otra persona que también ha sido de
gran ayuda ha sido Ángel Silos (PhD Project), él, con su aportación del algoritmo a estudio y por el
soporte en cuanto a explicaciones del funcionamiento de dicho algoritmo, ha hecho que hoy este
proyecto tenga una explicación lógica y a su vez una simulación para poder comprobar la validez del
algoritmo.
También me gustaría tener un pequeño recuerdo para todos mis compañeros de la Universidad que
con sus ánimos hacen que uno se sienta feliz y puede terminar con éxito este trabajo. En especial,
quiero mencionar por su carisma y su apoyo incondicional a Albert, que con su compañía ha sabido
llenar mis días.
En el ámbito personal, quisiera agradecer a mis padres por todo el sacrificio que han hecho para que
yo pueda realizar estudios superiores, ya que ellos han sido uno de los motores principales para que
hoy esté aquí presentando este proyecto el cual significa un logro más en mis estudios, así mismo le
doy gracias a mis hermanos, por mostrarme su cariño continuamente.
Me gustaría poder continuar aprendiendo más del mundo tecnológico, los avances que día a día van
saliendo y poder contribuir con mi granito de arena para vivir en un mundo más eficiente y con
menos problemas de contaminación.
Para finalizar quiero agradecer a mi futura esposa ya que ella también ha sido parte fundamental en
mis logros, puesto que, me ha sabido respaldar en los momentos difíciles de mi paso por la
Universidad. Además, ella, con gran esfuerzo ha sabido llevar con éxito la llegada de nuestro niño.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
v
Memoria
vi
Índex
RESUM ______________________________________________________________ I
RESUMEN __________________________________________________________ II
ABSTRACT __________________________________________________________ III
AGRADECIMIENTOS __________________________________________________ IV
1. INTRODUCCIÓN _________________________________________________ 9
1.1. Motivación ............................................................................................................... 9
1.2. Requisitos previos .................................................................................................. 10
1.3. Objetivo del trabajo ............................................................................................... 10
1.4. Alcance del trabajo ................................................................................................ 10
2. CALIDAD DE SERVICIO ___________________________________________ 13
2.1. Índices de calidad en la red eléctrica .................................................................... 16
2.1.1. Índice de Interrupción Sostenida o Prolongada ................................................... 16
2.1.2. Índices basados en la carga................................................................................... 19
2.1.3. Otros índices (momentáneos) .............................................................................. 20
3. REDES DE DISTRIBUCIÓN _________________________________________ 23
3.1. Diseño tradicional .................................................................................................. 24
3.1.1. Red de distribución radial ..................................................................................... 26
3.1.2. Red de distribución en anillo ................................................................................ 27
3.1.3. Red de distribución mallada ................................................................................. 28
3.2. Situación Futura ..................................................................................................... 30
3.2.1. Smart Grid ............................................................................................................. 33
3.2.2. Automatización Red de Distribución .................................................................... 34
4. PROPUESTA ___________________________________________________ 41
4.1. Algoritmo de localización de falta ......................................................................... 41
4.1.1. Clasificación de algoritmos ................................................................................... 42
4.1.2. Formulación del algoritmo .................................................................................... 44
4.2. Simulación .............................................................................................................. 55
4.2.1. Ejemplo 1............................................................................................................... 55
4.2.2. Ejemplo 2............................................................................................................... 67
4.2.3. Ejemplo 3............................................................................................................... 76
4.3. Código en Matlab................................................................................................... 84
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
vii
CONCLUSIONES _____________________________________________________ 93
BIBLIOGRAFÍA ______________________________________________________ 95
FIGURAS __________________________________________________________ 98
ANEXO A __________________________________________________________ 99
A1. Bloque localizador de fallo. .................................................................................. 103
A2. Bloque identificar de distancia ............................................................................ 103
A3. Simulación con Matlab (Simulink) ....................................................................... 104
TABLAS
- Tabla 2.1. Índices en redes de distribución _________________________________________ 14
Tabla 2.2. Índices con mayor utilización _______________________________________________ 14
Tabla 2.3. Pro y contra de una Red Radial. _____________________________________________ 27
- Tabla 4.1. Valores de detección de falta. __________________________________________ 49
Tabla 4.2. Valores de detección de falta. _______________________________________________ 61
Tabla 4.3. Valores de detección de falta. _______________________________________________ 71
Tabla 4.4. Valores de detección de falta. _______________________________________________ 79
Tabla A1. Primera parte del algoritmo (localizador de fallo). _______________________________ 99
Tabla A2. Segunda parte del algoritmo (identificador de distancia). _________________________ 100
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
9
1. Introducción
Las afectaciones que el sistema eléctrico padece debido al crecimiento del consumo de energía, la
introducción de fuentes de energías renovables y el avance de la generación distribuida, han hecho
que salten las alarmas en las empresas eléctricas, debido a que las configuraciones actuales en redes
de distribución no podrán sustentar fácilmente los cambios que se vienen en los próximos años. Por
las razones antes mencionadas, este tipo de compañías a nivel mundial centren su interés en dar con
alguna solución para mejorar la calidad del suministro, evitando que el sistema de distribución sufra
un cambio radical en su estructura ya instalada.
Cada vez más existen diferentes propuestas, como un sistema de distribución con una configuración
ya instalada puede hacer frente a los cambios que sufre la red eléctrica, evitando un cambio drástico
en su composición y así evitar que los usuarios finales se vean afectados el menor tiempo posible en
el caso que hubiera alguna interrupción en la red debido a cualquier avería.
Este proyecto presenta las diferentes propuestas que se han ido realizando a nivel global en temas
de:
- Detección de fallos
- Aislamiento de la zona que presenta una falta
- Reposición del suministro
Después del análisis de las diferente propuestas estudiadas se seleccionará una con el fin de
examinar en detalle la estructura que ésta presenta e implementar la configuración de la misma.
1.1. Motivación
El incesante crecimiento del consumo eléctrico y las necesidades de establecer mecanismos que
pudieran suministrar gran parte de este consumo con la mejor calidad. Es por esta razón que este
proyecto tiene como objetivo el análisis de la reposición del suministro eléctrico y de los diferentes
índices de calidad que esta conlleva.
Además con la inserción de las nuevas fuentes de energía renovables, tales como, turbinas eólicas,
generadores fotovoltaicos, pilas de combustibles junto con las centrales de ciclo combinado e
incluyendo las unidades de generación distribuida, han hecho que el sistema de distribución
tradicional aumente el riesgo de una operación inestable y el riesgo de que ocurra una situación
crítica en la fuente de alimentación.
Memoria
10
1.2. Requisitos previos
Gracias a las asignaturas vistas por el paso de la Universidad, materias como Sistemas Eléctricos de
Potencia (SEP), Centrales Eléctricas y Energías Renovables (CEER) y Redes Eléctricas Inteligentes (XEI)
e incluyendo la presentación sobre Smart Grids, han sido de gran apoyo para entender mejor algunos
de los temas que se presentan en este documento y dar algunas pautas en relación a todo lo que
conlleva el sistema eléctrico, desde su generación hasta llegar al consumidor final. Además de los
conocimientos obtenidos en la Universidad, ha habido un trabajo de búsqueda de información de
temas relacionados con la reposición de suministro en redes de distribución que es el tema principal
de este proyecto, detección de fallo y aislamiento del defecto.
1.3. Objetivo del trabajo
El presente proyecto tiene como objetivo la Reposición de Suministro en Redes de Distribución.
Antes de abordar con el objetivo principal de este proyecto, primero se realizará el análisis de los
siguientes puntos.
1. Calidad de Servicio
2. Redes de distribución
3. Propuesta
Como punto final, se elaborará una simulación de la localización de la falta después de haberse
producido un fallo y a ésta se le aplicarán las configuraciones necesarias para efectuar con éxito el
objetivo principal del proyecto.
1.4. Alcance del trabajo
Para llegar a entender con mayor exactitud el objetivo principal del proyecto, primero se realizará un
análisis de los diferentes temas que a continuación se presentan.
- Detección de fallos
- Aislamiento de la zona que presenta una falta
- Reposición del suministro
Todos estos apartados conllevan un análisis de las diferentes propuestas que día a día van saliendo y
dado que el tiempo de realización de este documento, es un tiempo limitado, no se podrá llegar a
analizar todos y cada uno de los diferentes temas.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
11
Por lo que el objetivo principal de este documento será el análisis de la detección de fallos. Para ello
se ha realizado un estudio de este tema y posteriormente se ha llevado a cabo una simulación de
detección de falta para redes de distribución con configuración mallada.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
13
2. CALIDAD DE SERVICIO
Dado que en el siglo 21 la red eléctrica está en continuo estado de evolución lo que muestra un
sistema totalmente complejo con una infraestructura crítica, convirtiéndose cada vez más en una
preocupación crítica para las empresas en este sector. Es por esta razón que las empresas eléctricas
han ido adoptando actitudes concertadoras frente a las dimensiones del sistema. Aunque es muy
importante resaltar que en la última década estas iniciativas han sido desarrolladas e implementadas
en el nuevo sistema para mejorar el control de estas redes y por lo tanto la calidad de éstas.
La red eléctrica está mejorando en la actualidad la calidad en el servicio con la finalidad de
proporcionar seguridad, fiabilidad, continuidad del suministro, calidad de onda, etc. De hecho, la
calidad de suministro eléctrico que proporciona las compañías eléctricas de distribución se evalúa
considerando los siguientes tres conceptos:
1. Continuidad en el servicio.
Este tipo de índices viene cuantificado por el número y la duración de interrupciones del
suministro.
2. Onda de calidad.
En lo que se refiere a la onda de calidad se puede decir que esta es el resultado de la interacción
entre red eléctrica y carga, es decir, una es complementaria de la otra.
3. Calidad comercial.
Este tipo de índice engloba la calidad del servicio al cliente, en relación con las diversas
transiciones entre cliente y compañía.
En la tabla 2.1, encontraremos una pequeña comparación de los índices más utilizados, en función de
las diferentes instituciones que realizan este tipo de estudio.
- UNIPEDE: Unión Internacional de Productores y Distribuidores de Energía Eléctrica.
- IEEE: Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica.
De los índices de calidad que a continuación se enseñan, solo se analizan los que hacen referencia a la
continuidad del servicio, ya que son los que se encuentran dentro del alcance de este proyecto.
Memoria
14
- Tabla 2.1. Índices de continuidad de servicios en redes de distribución
Índices de calidad
Interrupción sostenida o
prolongada
Basados en la
carga
Otros
(momentáneos)
SAIFI, SAIDI, CAIDI, CTAIDI,
CAIFI, ASAI y CEMEIN
ASIFI y ASIDI MAIFI y MAIFIE
El IEEE en [23], guía de uso de la energía eléctrica (IEEE Trial Use Gruide for Electric Power) aplica el
mismo concepto definido por la UNIPEDE, con la diferencia que la definición de la interrupción de
larga duración, que se define a partir de 5 minutos y no de 3 minutos como lo describe su homólogo.
Tabla 2.2. Índices con mayor utilización
Instituciones Descripción
UNIPEDE
Frecuencia de interrupción
Indisposición del suministro
Duración de interrupción
IEEE
SAIFI
SAIDI
CAIDI
Los índices mostrados en la tabla 2.1, también se pueden encontrar en el territorio Español, pero,
vienen identificados de una manera diferente. Estos índices están basados en función de la potencia
y estos son:
De acuerdo con el Ministerio de Energía Turismo y Agenda Digital, define que la continuidad del
suministro viene definida por el número y la duración de las interrupciones
TIEPI Frecuencia de interrupción
NIEPI Indisposición del suministro
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
15
En la web del Ministerio de Energía se puede encontrar un link donde se representan estos índices
Dichos índices se pueden encontrar a nivel provincial como por Comunidades Autónomas. Esta web
se ha creado gracias a las empresas distribuidoras que remiten al Ministerio de Energía y Turismo,
antes de cada 30 de junio de cada año, información anual sobre calidad servicio relativa a calidad
zonal, calidad de producto y calidad de atención al consumidor.
- TIEPI: Tiempo de Interrupción Equivalente de la Potencia Instalada.
- p
TPTIEPI
n
i ii
1
(Ec. 2.1)
Donde:
iT = Es la duración de la fatal i.
iP = Es la capacidad de interrupción del transformador de MT/BT durante la falta i.
P= Es la capacidad nominal de todos los transformadores de MT/BT en el área considerada.
n= Es el número de interrupciones en el área sobre un periodo de tiempo determinado.
Las interrupciones que se consideran en el cálculo del TIEPI serán las de duración superior a tres
minutos.
- NIEPI: Número de Interrupciones Equivalentes de la Potencia Instalada.
- P
PNIEPI
n
i i 1
(Ec. 2.2)
Las interrupciones que se consideran en el cálculo del NIEPI serán las de duración superior a tres
minutos.
A continuación se realizará un resumen de los índices de calidad más utilizados internacionalmente. A
demás hace falta destacar que se realiza el análisis de los índices de calidad con referencia a la
continuidad del servicio, ya que este afecta a las compañías eléctricas.
La industria eléctrica cada día toma medidas importantes con el fin de mejorar la continuidad
eléctrica y evitar las sanciones económicas que puedan provocar.
Memoria
16
2.1. Índices de calidad en la red eléctrica
En la actualidad existen una cantidad de índices con el fin de clasificar la calidad de la distribución de
la energía eléctrica. De acuerdo a las especificaciones del Instituto de Ingeniería Eléctrica y
Electrónica (IEEE) que define los índices de calidad en su estándar número P1366 “Guide for Electric
Power Distribution Reliability Indices”, estos índices se pueden clasificar en función de la interrupción
y/o carga. Además podemos encontrar otro tipo de índices que se basan en describir situaciones
momentáneas.
De hecho en este Trabajo de Final de Grado se establecerán dos tipos de interrupciones, sostenida o
prolongada y la interrupción momentánea. El concepto de prolongada se define con un tiempo de 5
minutos. En el territorio español ese tiempo es de 3 minutos.
Por otra parte, es importante recordar que los índices con mayor importancia son los que hacen
referencia a la frecuencia y a la duración de interrupción. Estos índices son:
- SAIFI: System Average Interruption Frequency Index.
- SAIDI: System Average Interruption Duration Index.
2.1.1. Índice de Interrupción Sostenida o Prolongada
1. Índice SAIFI
El “Índice de Frecuencia de Interrupción Promedia del Sistema” conocida en su forma abreviada
como SAIFI, del inglés “System Average Interruption Frequency Index”, indica el número promedio de
tiempo que un usuario del sistema experimenta una interrupción durante un año (o periodo de
tiempo bajo estudio). La serie SAIFI se encuentra dividiendo el número total de usuarios
interrumpidos por el número total de usuarios en servicio. SAIFI, que es un número adimensional se
especifica en la ecuación 2.3.
N
I
usuariosdeTotalNúmero
onesInterrupciTotalNúmeroSAIFI
n
i i 1
___
__
(Ec. 2.3)
Donde:
iI = Es el número de interrupciones desde el usuario i.
N= Es el número total de usuarios.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
17
2. Índice SAIDI
La medida más representativa para una interrupción prolongada o sostenida es el “Índice de
Duración de Interrupción Promedia del Sistema” conocida en su forma abreviada como SAIDI, del
inglés “System Average Interruption Duration Index”. Tiene como función medir la duración total de
una interrupción para el consumidor promedio durante un periodo de tiempo. SAIDI, es
normalmente calculado sobre una base mensual o anual; de manera que, también puede ser
calculado diariamente o en otro periodo de tiempo.
Para calcular SAIDI, cada interrupción durante un periodo de tiempo es multiplicado por la duración
de la interrupción para encontrar los minutos de interrupción de los usuarios. Los minutos de los
usuarios del total de interrupciones son después sumadas para determinar el total de minutos de los
usuarios. Para dar con el valor SAIDI, los minutos de los usuarios son divididos por el total de
usuarios. En la siguiente expresión (Ec. 2.4) se puede apreciar este procedimiento.
N
D
usuariosdeTotalNúmero
TotalonesInterrupcideDuraciónSAIDI
n
i i 1
___
___
(Ec. 2.4)
Donde:
iD = Es la duración total de los usuarios.
N= Es el número total de usuarios.
3. Índice CAIDI
Dada una ocurrencia de fallo, el tiempo promedio para restaurar el servicio se encuentra a través del
“Índice de Duración Promedia de Interrupción del Usuario”, más conocido en su forma abreviada
como CAIDI, del inglés “Customer Average Interruption Duration Index”. Para el cálculo de CAIDI, se
procede de la misma forma que SAIDI con la diferencia que el denominador es el número de
interrupción del usuario versus el número total de clientes en servicio. La ecuación 2.5, muestra la
relación entre duración y frecuencia.
n
i i
n
i i
I
D
SAIFI
SAIDI
errupcióndeTotalNúmero
onesInterrupciTotalDuraciónCAIDI
1
1
int___
__
(Ec. 2.5)
Memoria
18
4. Índice CTAIDI
CTAIDI, del inglés “Customer Total Average Interruption Duration Index”, representa el tiempo total
promedio en el periodo de información que los usuarios que realmente experimentan una
interrupción estaban sin energía. Este índice es una hibridación de CAIDI. A diferencia del índice
CAIDI, este índice solo tiene una vez en cuenta a los usuarios que han tenido un fallo, es decir, si un
usuario ha sufrido múltiples interrupciones, CTAIDI, solo contará una vez dentro del número total de
usuarios con interrupción. En la ecuación 2.6, se representa dicho índice.
n
j j
n
i i
U
D
onesInterrupciconUsuariosdeTotal
UsuariosTotalonesInterrupciDuraciónCTAIDI
1
1
____
___
(Ec. 2.6)
5. Índice CAIFI
El “Índice de Frecuencia de Interrupción Promedia del Usuario” conocida en su forma abreviada
como CAIFI, del inglés “Customer Average Interruption Frequency Index”. CAIFI es similar a SAIFI y da
la frecuencia promedia de interrupciones sostenidas de aquellos usuarios que experimentan una
interrupción prolongada. Estos usuarios son contados solo una vez, independientemente del número
de veces interrumpidos para este cálculo. Simplemente es el número de interrupciones que ocurre
dividido por el número de usuarios afectados por el fallo. Matemáticamente este índice viene dado
en la ecuación 2.7.
n
j j
n
i i
U
I
dosInterrumpiUsuariosdeTotalNúmero
ónInterrupcixdosInterrumpiUsuariosTotalCAIFI
1
1
____
____
(Ec. 2.7)
6. Índice ASAI
Este tipo de índice, conocido en su forma abreviada como ASAI, del inglés “Average Service
Availability Index”, representa la fracción de tiempo que un usuario ha recibido energía durante el
período de notificación definido. Éste, a veces es llamado como el índice de disponibilidad del
servicio. ASAI se calcula normalmente sobre una base mensual (730 horas) o base anual (8760 horas),
pero puede ser calculado para cualquier período de tiempo. En la ecuación 2.8, se representa este
índice.
i
n
i
n
i i
n
i
N
D
DemandadasHoras
sDisponibleHorasNúmeroASAI
1
11
8760
8760
_
__
(Ec. 2.8)
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
19
Donde:
iN = Es el número de usuarios del sistema. Por lo tanto se puede considerar un conjunto de 8760
horas por año del suministro del servicio por horas, aunque esta cantidad debería ser otra de
acuerdo el periodo seleccionado para el análisis.
7. Índice CEMIn
El índice “Interrupciones Múltiples Experimentada por el Usuario” o también conocida como CEMI,
del inglés “Customers Experiencing Multiple Interruptions”, muestra un ratio de clientes donde los
usuarios han sufrido más de una interrupción en relación al número total de clientes. Este índice está
definido matemáticamente en la ecuación 2.9 y puede ofrecer una visión sobre el estado general de
la red, enfocándose en la localización de interrupciones. De hecho este índice está analizando la
distribución de las interrupciones en la red
N
I
usuariosdeTotalNúmero
onesInterrupcinmásconUsuariosTotalCEMI n
n
i i
n
1
___
_____
(Ec. 2.9)
Este índice es importante debido a la importancia de conocer la fiabilidad de la red y analizar los sitios
con más interrupciones.
2.1.2. Índices basados en la carga
1. Índice ASIFI
El “Índice de Frecuencia de Interrupción Promedia del Sistema” también conocida como ASIFI, del
inglés “Average System Interruption Frequency Index”, está basado en la carga y no en el cliente
afectado. Este índice se usa a fin de medir la eficiencia de la distribución de energía en áreas donde
existan pocos usuarios pero con una gran concentración de carga (como pueden ser usuarios de
industrias comerciales).
En un sistema con una carga homogénea distribuida, el índice ASIFI puede ser igual al SAIFI. En la
expresión 2.10, se expresa matemáticamente este índice.
T
n
i i
C
C
kVAistradaSuaCTotal
kVAerrumpidaacTotalASIFI
1
)_(min_arg_
)_(int_arg_
(Ec. 2.10)
Memoria
20
Donde:
iC = Es la carga interrumpida en la interrupción es i.
TC = Es la carga suministrada total en la red. En España las empresas de distribución usan un
equivalente llamado NIEPI, “Número de Interrupciones Equivalente de la Potencia Instalada”.
2. Índice ASIDI
El “Índice de Duración Promedia de la Interrupción del Sistema” o más conocido como ASIDI, del
inglés “Average System Interruption Duration Index”, está basado en la carga, de la misma manera
que ASIFI. También este índice contribuye en el análisis de eficiencia de la red a nivel parcial con
pocos usuarios pero relativamente grande. En la expresión 2.11, se muestra este índice.
T
n
i i
C
Cs
kVAistradaSuaCTotal
kVAerrupciónduranteerrumpidaaCASIDI
1
)_(min_arg_
)_(int__int_arg
(Ec. 2.11)
Donde:
iCs = Es la carga interrumpida durante un corte de suministro i. En una empresa eléctrica es difícil
conocer la carga suministrada durante una interrupción que no el número de usuarios sin suministro.
Por otra parte este índice es conocido como TIEPI, Tiempo de Interrupción Equivalente de Potencia
Instalada, del medio ambiente de la red de Media Tensión. El TIEPI y NIEPI son analizadas a nivel
provincial dentro del territorio español.
Después del proceso en red de Media Tensión para implementar Medidores Inteligentes, las
empresas sabrán con buena precisión los diferentes cortes de los usuarios a lo largo de un año. De
hecho conocerán el consumo eléctrico proveniente de cada usuario. Esta precisión permitirá analizar
la fiabilidad de la red con nuevos parámetros.
2.1.3. Otros índices (momentáneos)
1. Índice MAIFI
El “Índice de Frecuencia de Interrupción Media Momentánea” o más conocida como MAIFI, del inglés
“Momentary Average Interruption Frequency Index”. MAIFI, mide el número promedio de
interrupciones momentáneas que un usuario experimenta durante un periodo de tiempo dado.
Muchos sistemas de distribución solo rastrean interrupciones momentáneas en la subestación, que
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
21
no tiene en cuenta los dispositivos ubicados en postes que podría interrumpir momentáneamente al
usuario. MAIFI es raramente usado en el reporte del índice de distribución, ya que presenta la
dificultad de conocer en qué momento ha ocurrido una interrupción momentánea.
MAIFI es calculado mediante la suma del número de operaciones de los dispositivos (apertura y
cierre se cuenta como una actividad), multiplicando las operaciones por el número de usuarios
afectados, y dividido por el número total de usuarios en servicio. En la expresión 2.12, se muestra
este índice.
T
m
n
i i
N
I
UsuariosdeTotalNúmero
UsuariosMomentáneaonesInterrupciTotalMAIFI
1
___
___
(Ec. 2.12)
Donde:
m= Este sufijo hace referencia a interrupciones instantáneas.
2. Índice MAIFIE
MAIFI, del inglés “Momentary Average Interruption Event Frequency Index”, muestra la frecuencia
media de eventos de interrupción momentánea. Este índice excluye aquellas interrupciones de
actividades inmediatamente antes de un bloqueo. En la expresión 2.13, se aprecia este índice.
T
mE
n
i i
EN
I
UsuariosdeTotalNúmero
UsuariosMomentáneaonesInterrupciEventosMAIFI
1
___
___
(Ec. 2.13)
Donde:
mE= Este sufijo hace referencia a actividades momentáneas.
3. Índice CEMSMIn
Este índice más conocido como CEMSMIn, del inglés “Customers Experiencing Multiple Sustained and
Momentary Events”, muestra la relación entre usuarios individuales que experimentan más de n
interrupciones sostenidas y actividades de interrupciones momentáneas con relación al resto de
usuarios. La expresión matemática 2.14, muestra este índice.
T
nm
n
i i
N
I
usuariosdeTotalNúmero
MomentáneaonInterrupciunamásUsuarioCEMSMIn
1
___
____
(Ec. 2.14)
Memoria
22
Este índice tiene como objetivo global ayudar a identificar los problemas que los usuarios no
observan. A veces es difícil detectar a este usuario por medio de algunos promedios.
De hecho es posible encontrar más tipos de índices y métodos a fin de analizar la calidad de la red
con respecto a la disponibilidad.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
23
3. Redes de distribución
Es muy importante tener en cuenta frente a que arquitectura de red nos encontramos puesto que
dependiendo de la tipología de ésta, el proceso de restauración después de un fallo puede ser
sencillo o sofisticado, es decir una tipología compleja requerirá de un control especial, para poder
dominar con éxito el proceso de restauración u otro proceso como es el caso de inyección de energía
óptima.
El sistema eléctrico básicamente está constituido de las siguientes partes:
1. Los centros o plantas de generación donde se produce la electricidad (centrales
nucleares, hidroeléctricas, de ciclo combinado, parques eólicos, etc.).
2. Líneas de transporte de la energía eléctrica de alta tensión.
3. Estaciones transformadoras (subestaciones) que reducen la tensión o el voltaje de la
línea (Alta tensión/ Media tensión, Media tensión/Baja tensión).
4. Líneas de distribución de media y baja tensión que llevan la electricidad hasta los puntos
de consumo.
5. Centro de control eléctrico desde el que se gestiona y opera el sistema de generación y
transporte de energía.
Memoria
24
Figura 3.1. Arquitectura tradicional de la red eléctrica [1].
3.1. Diseño tradicional
La red eléctrica tradicional desde sus orígenes no ha evolucionado tanto como lo lleva haciendo en
las últimas décadas, ya que el nivel de exigencia actual va creciendo muy deprisa. Además con la
evolución de la tecnología en los últimos 10 años ha habido grandes cambios en cuanto a las fuentes
de generación de energía eléctrica. Estas pueden ser:
1. Generación mediante PFV.
2. Generación a través de turbinas eólicas.
3. Pilas de combustible y centrales de ciclo combinado.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
25
Debido a la introducción de las nuevas fuentes de generación eléctrica, la adaptabilidad y la
diversidad de la tipología de red, el Sistema de Distribución necesita de una nueva configuración
en su estructura. Por lo que hoy en día y a nivel mundial existen diversos trabajos de
investigación con el fin de conseguir una mejor fiabilidad de la red eléctrica y evitar reducir el
tiempo de falta para que de esta manera el consumidor final se vea el menor tiempo posible
afectado.
Si la tendencia a la automatización de las redes de distribución va avanzando como pretende ser
en los próximos años, los dispositivos de protección instalados en dichas redes se quedarán
obsoletos puesto que estos elementos son robustos frente una nueva estructura de la red
eléctrica.
Los dispositivos de protección que hoy en día están instalados en redes de distribución son los
siguientes:
1. Interruptor o disyuntor: Estos elementos tienen que ser capaces de poder operar
estableciendo o interrumpiendo cualquier valor de corriente hasta alcanzar su poder de
interrupción (corriente de cortocircuito).
Este tipo de interruptores están asociados a relés que cesan la corriente, y según sea su
valor comandan la actuación.
2. Fusibles: Tiene la característica de la limitación, es decir, impedir que se alcancen los
valores máximos de la corriente de cortocircuito o exceso de carga.
Básicamente está compuesto de un filamento conductor por el cual circula corriente. El
exceso de calor acumulado funde el conductor, generando en su defecto un arco
eléctrico y finalmente ocasionando la interrupción de la corriente.
3. Interruptores de maniobra: Son interruptores con limitado poder de interrupción,
también siendo conocidos como seccionadores con poder de apertura. Estos dispositivos
tienen capacidad de maniobra pero requieren de protección ante cortocircuitos.
A veces estos dispositivos son confundidos con los interruptores dado que algunos
poseen un relé térmico, pero normalmente están protegidos mediantes fusibles.
4. Seccionadores: Tienen como objetivo principal aislar una parte de la instalación de otra,
para poder acceder a ella en condiciones de seguridad.
Estos dispositivos los podemos encontrar tanto en alta como en media tensión dada su
gran cantidad de elementos instalados.
Este tipo de dispositivos solo se pueden operar cuando por ellos no circulan corriente,
están sin carga, o al abrirlos no cambiar el potencial entre sus bornes.
5. Contactores: Estos dispositivos permiten realizar un gran número de maniobras, aunque
su poder de corte sea mucho menor que el interruptor.
Memoria
26
Este dispositivo presenta dos posiciones estables, abierto y cerrado. Cuando la bobina permanece
excitada mantendrá cerrado lo contactos del contactor, mientras que, cuando la bobina se encuentre
sin excitación los contactos volverán a la posición de reposo (abiertos).
3.1.1. Red de distribución radial
Esta forma de estructurar las líneas se caracteriza por la alimentación de un único extremo. Es el tipo
de estructura más simple aunque también la que presenta menos garantías en caso de fallo. Debido a
su simplicidad, es fácil instalar protecciones selectivas.
- La red de transporte presenta normalmente una tipología de red mallada (AT).
- Con lo que respecta a la red de reparto, esta puede presentar dos tipos de
configuraciones, la red mallada o radial (MT).
- Prácticamente todas las redes de distribución presentan una configuración del tipo
radial (BT).
G
Estación
Elevadora
Red de
Transporte
Red de
Distribución
Subestación de
Transformación
Estación Transformadora
de Distribución
Red de
Reparto
3-36 kV a 110-380 kV
110-380 kV a 25-132 kV
25-132 kV a 3-30 kV
Generación
1 2 3 4
51 13
Figura 3.2. Red de Distribución Radial.
En la figura 3.2, se puede observar que antes del tramo de distribución existen otros dos tramos, el
que hace referencia a la red de transporte y la que hace referencia a la red de reparto. Los tramos
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
27
que no tienen que ver con la red de distribución no forman parte de este estudio, ya que, dichos
segmentos no presentan gran dificultad a la hora de adaptarse a nuevos cambios. El sistema de
Transmisión que es como se conoce a estos puntos (red de transporte y reparto) presenta una
circulación del flujo de energía unidireccional por lo que la conexión es de punto a punto, es decir, no
presenta configuraciones de conexionado como las que podemos encontrar en las redes de
distribución.
En la tabla 2.3 se observa las principales ventajas e inconvenientes que este de tipo de estructura
puede presentar.
Tabla 2.3. Pro y contra de una Red Radial.
Ventajas Inconvenientes
Fácil Instalación. Ante un fallo del transformador
toda la red se queda sin energía.
Protecciones sencillas.
3.1.2. Red de distribución en anillo
El inconveniente que muestra el sistema de distribución de energía eléctrica radial puede ser vencido
por la introducción de un sistema de distribución de energía eléctrica en anillo. Este sistema puede
establecer más posibilidades a la hora de restaurar el sistema dado que cada tramo de la red está
separado por dos dispositivos de maniobra.
Las redes de distribución conectadas en anillo son sustentadas por más de una fuente de
alimentación. En este caso si una fuente de alimentación está bajo los efectos de un fallo o se
encuentra en mantenimiento, el anillo distribuidor se queda aún energizado gracias a la conexión de
la otra fuente. De esta forma el suministro de los usuarios no se ve afectado incluso cuando alguna
fuente se encuentre fuera de servicio. Además, el sistema en anillo también está dotado con
diferentes secciones aisladas en diferentes puntos apropiados. Si ocurre un fallo sobre alguna sección
del anillo, esta sección puede fácilmente ser aislada mediante la apertura de los seccionadores de
sección asociados a ambos lados del transformador de la zona directamente defectuosa.
Memoria
28
G2
HV / MV Substation
HV / MV Substation
G1
CT 1
CT 2 CT 3
CT 4
CT 5
Load BT
Load BTLoad BT
Load BTAT
AT
L1
L2
L3
L4
L5
Figura 3.3. Red de Distribución en Anillo.
De esta forma, el suministro a los usuarios conectados a la zona no problemática del anillo, puede ser
fácilmente mantenida incluso cuando una sección del anillo está en parada. El número de fuentes de
alimentación conectadas al sistema de distribución de energía eléctrica conectada en anillo depende
de los siguientes factores.
1. Demanda Máxima del Sistema: Si la demanda supera estos límites, entonces un mayor
número de fuentes alimentará al anillo.
2. Longitud Total de los Distribuidores Principales del anillo: Su cantidad será mayor, para
compensar la caída de tensión en la línea, más fuentes que se conectarán al sistema de
anillo.
3. Regulación de Voltaje Requerido: El número de fuentes conectadas al anillo también
depende de la caída de tensión permitida en la línea.
3.1.3. Red de distribución mallada
Una red con mayor ventaja no es ni mucho menos la mencionada con anterioridad, pues, existe una
nueva configuración con el fin de ayudar con mayor eficacia el proceso de reconfiguración. Esta
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
29
nueva tipología es la conocida como Red de Distribución Mallada, básicamente está compuesta por la
unión de dos anillos conectados radialmente. Por lo tanto, frente a un fallo en la red, este sistema
ofrece una nueva reposición del suministro por otra parte del anillo.
La Red de Distribución Mallada reducirá las perdidas y mejora el nivel de explotación en las líneas y
en los transformadores. Como resumen general, este tipo de distribución tiene la virtud de
beneficiarse de la reducción de pérdidas de potencia, mejorando el perfil de tensión e
incrementando la fiabilidad del sistema.
G
Estación
Elevadora
3-36 kV a 110-380 kV
Generación
G
Genera
ción
G
Estación
Elevadora
3-36 kV a 110-380 kV
Generación
Esta
ción
Ele
vadora
3-3
6 kV
a 1
10-3
80 kV
G
Genera
ción
Est
aci
ón
Ele
vadora
3-3
6 k
V a
11
0-3
80 k
V
Subestación de
Transformación
110-380 kV a 25-132 kV
Subestación de
Transformación
110-380 kV a 25-132 kV
RED DE TRANSPORTE
Figura 3.4. Red de Distribución Mallada.
Además, dado que la corriente de carga en las líneas se dividiría entre los recorridos paralelos, la
operación de mallado podría ayudar a evitar sobrecargas en el transformador y en las líneas. Por otra
parte, tener una red mallada puede tener alguna desventaja. En una estructurada mallada, el sistema
de protección tendría que actualizarse y debería ser más complejo. Además, los reguladores de
tensión se verían afectados. Por lo tanto, las operaciones malladas tendrían un alto coste y
necesitarían operaciones más complejas y esquemas de operaciones.
Memoria
30
3.2. Situación Futura
El sector de distribución eléctrica está previendo incluir una penetración más profunda de los
recursos energéticos distribuidos (DERs), plug-in de vehículos eléctricos, dispositivos de
almacenamiento plug-and-play, y activos de respuesta a la demanda. A fin de integrar eficientemente
estas nuevas tecnologías, sistemas de distribución modernos se espera que experimenten un proceso
de restauración, al igual que lo que ha estado ocurriendo en el sistema de transmisión.
Esta nueva propuesta futura del sistema eléctrico da paso a lo que hoy en día se conoce como Smart
Grid.
A continuación se realiza una comparación entre la situación actual y la situación futura que presenta
las redes de distribución y todo el sistema eléctrico, empezando desde su generación hasta llegar al
consumidor final
En la figura 3.5, se puede apreciar en la parte izquierda la red eléctrica actual y en el lado opuesto
se observa el futuro del sistema eléctrico.
Figura 3.5. Red Eléctrica actual y transición futura [2].
En el sistema eléctrico actual se puede contemplar cómo se produce la generación de energía
eléctrica mediante combustibles fósiles, seguidamente, como esta se transporta desde las
subestaciones principales hasta las subestaciones secundarias, donde desde ahí se distribuye a los
diferentes consumidores finales. Si se hablara en términos de tensión, los valores serían los
mostrados en el siguiente diagrama.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
31
Por lo que respecta la parte derecha de la figura 3.6, se puede observar las diferentes fuentes de
energías renovables que pretenden sustituir en gran parte a la tradicional fuente de energía. Además
se aprecia que el flujo de corriente puede ir desde las diferentes fuentes de energía.
Figura 3.6. Dispositivos de protección actual y futuros [3].
La figura 3.6, muestra la situación actual y pronósticos de futuro de los dispositivos de protección. En
la actualidad el mecanismo más utilizado para la localización de fallos en redes de distribución son los
conocidos como relés de medida. Estos dispositivos en caso de fallo en la red, abren el circuito,
dejando sin tensión a todos los usuarios que cuelguen de esta línea. Con los mecanismos futuros,
Memoria
32
dispositivos de telecontrol y tele supervisión, lo que se pretende, es dejar sin tensión, solo, la sección
donde se produce el fallo e intentar continuar con el suministro normal a los demás usuarios.
Figura 3.7. Situación actual y futura ante la presencia de fallo [4].
Con los nuevos dispositivos de protección, la sección donde se produce el fallo quedara aislada del
resto de la instalación. Donde se ha producido la falta, el tiempo sin suministro será mucho menor al
tiempo existente a día de hoy. La figura 3.7, muestra una representación de la situación actual frente
a un fallo y de la futura situación, siempre y cuando se incorporen dispositivos de control sofisticados.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
33
3.2.1. Smart Grid
Figura 3.8. Arquitectura de una Smart Grid [5].
¿Qué es una Smart Grid?
Una Smart Grid es una red eléctrica que puede integrar inteligentemente el comportamiento y
acciones de todos sus usuarios para asegurar una economía sostenible y un suministro eléctrico
seguro. Como una herramienta que proporciona la flexibilidad necesaria, las Smart Grids ofrecen
beneficios potenciales a toda la cadena eléctrica (generadores, TSOs, DSOs, proveedores y
consumidores) y a la sociedad en su conjunto.
Smart Grids permitirá a los DSOs (Distribution System Operators) controlar la electricidad que fluye
dentro de sus redes. Sobre la base de la información reunida, ellos serán capaces de ajustar las
condiciones de cambio mediante la reconfiguración automática de la red y/o tomando el control de
la demanda conectada y generación distribuida.
Mientras tanto Smart Grids equipa a DSOs con nuevas herramientas para mantener el sistema
altamente fiable y asequible, también crearan nuevas oportunidades a los usuarios y proveedores de
servicio.
Memoria
34
1. Objetivos.
- Distribución óptima.
- Calidad del suministro.
- Gestión de la red.
- Integración de las Energías Renovables.
- Autoconsumo.
- Objetivos 20-20-20.
2. Tendencias de la Smart Grid.
- Red Inteligente: Para poder tener control de todo el sistema eléctrico, este sin duda sería el
primer punto en el cual nos deberíamos de centrar. Por lo tanto es importante automatizar
las subestaciones, líneas y los sistemas de protección.
- Operación Inteligente: Es necesario establecer un sistema para controlar globalmente la
energía, es por esta razón que nace el concepto “Operación Inteligente”. Este nuevo
mecanismo puede recopilar el estado de los dispositivos de maniobra de la red y gestionar la
distribución de energía.
- Dispositivo de Medidas Inteligente: Estos dispositivos han sido pensados para obtener la
información de cada punto de la red y establecer una relación entre DSO (Distribution
System Operator) y los usuarios. De esta manera permitirá a los DSOs conocer mejor los
hábitos de consumo y además abrirá un nuevo mercado con relación las ofertas.
- Generación Inteligente: En este apartado se incluiría principalmente la integración de las
nuevas formas de generar energía eléctrica, que han ido apareciendo en la última década y
otro nuevo concepto que es el de autoconsumo.
3.2.2. Automatización Red de Distribución
1. Red de distribución con generación distribuida
El sistema tradicional de la red de distribución eléctrica está cambiando debido a la aparición de un
gran número de unidades de generación distribuida incluyendo las fuentes de energía renovable,
tales como turbina eólica, generadores PFV, celdas de combustible junto con plantas de energía de
ciclo combinado. Con la introducción de las Generaciones Distribuidas (DGs), el sistema de
distribución de energía tradicional cambia los pequeños circuitos de energía, el nivel de fallos
actuales y la característica de los mismos, tales como la amplitud, dirección y distribución.
De acuerdo con [23], la mayoría de estrategias de protección en redes de distribución, inicialmente
fueron diseñadas sin tener en cuenta las DGs. La tendencia de la red de distribución puede ser radial
o mallada. Tradicionalmente, las redes radiales son protegidas mediante el uso de relés de sobre-
corrientes coordinadas mientras que las redes malladas están protegidas a través del uso de relés de
sobre-corriente direccional.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
35
Lidiar con el problema de protección de redes de distribución con la inserción de DGs, empresas
distribuidoras imponen regulaciones de interconexión. Estas regulaciones a menudo están basadas
en IEEE Std. 1547, 2003 [24] y recomienda el disparo de DGs incluso en fallos lejanos a fin de
mantener la coordinación de protección durante un fallo.
De acuerdo con [24], se recomienda también el disparo inmediato de DGs si se crea una isla de
potencia. Es por eso que se requiere estrategias de protección, que sean capaces de identificar
inmediatamente y aislar el defecto después de la ocurrencia de este. Estas estrategias pueden
facilitar el requisito para la desconexión de DGs para asegurar la coordinación de protección y
permitir islas de potencia intencional.
El objetivo de la propuesta técnica para localizar y aislar una sección deficiente en un sistema de
distribución con DGs, se basa en el cálculo de la entropía del coeficiente de Wavelet de las señales de
corriente de las tres fases. Este método solo usa las señales de corrientes medidas mediante los relés
ubicados en los límites de las secciones de red para identificar el tipo de fallo y si este ocurre en las
tres fases y tierra (3LG), entre una fase y tierra (LG), entre dos fases y tierra (2LG) o entre fases.
Además determina la fase incluida en el defecto y el bus o la línea donde se produce la falta.
1. Análisis de transitorios del sistema de potencia trifásica.
a) Transformación modal.
En el sistema trifásico, pueden ocurrir diferentes tipos de fallos dependiendo la fase involucrada o
implicación de tierra. Con el fin de diagnosticar estos tipos de falta, corriente i/o tensión de todas las
tres fases deben ser analizadas. Aunque, la cantidad de proceso puede ser reducido mediante la
transformación de las tres fases en componentes modales.
La transformación modal convierte la señal trifásica en una red acoplada en tres componentes
modales desacopladas, específicamente, en las siguientes componentes; modo de tierra, modo aéreo
1 y modo aéreo 2. Para sistemas multifásicos no transpuestos, se requiere de una matriz de
transformación dependiente de la frecuencia basada en un vector propio, para convertir el dominio
de fases en dominio modal. Para líneas equilibradas e idealmente transpuestas, una matriz de
transformación real independiente de la frecuencia, tal como la transformada de Clarke, puede ser
usada.
La ecuación 3.1, muestra la relación que hay entre las componentes de Clarke y las componentes de
fase.
Memoria
36
c
b
a
I
I
I
I
I
I
330
112
111
3
10
(3.1)
Donde:
cba III ,,= Son las corrientes de fase.
III ,,0 = Son las componentes respectivas de Clarke. El transitorio de las corrientes de fase
también son reflejadas en las componentes de Clarke.
Transformada de Wavelet y cálculo de entropía.
La mayoría de información está incluida en las componentes transitorias. De manera, puede ser
usada para identificar la falta o anomalía de los equipos o sistemas de potencia. Además, puede ser
usado para lidiar con la falta y analizar sus razones. De esta forma, la fiabilidad del sistema de energía
será mejorada considerablemente.
Las señales transitorias tienen algunas características tales como alta frecuencia e instant break. La
transformada de Wavelet es capaz de revelar aspectos de información que otras técnicas de análisis
de señales no son capaces y además satisface la necesidad de análisis de señales transitorias
eléctricas. Normalmente, la transformada de Wavelet de señales transitorias se expresa mediante un
algoritmo rápido de descomposición multi-revolución que utiliza las bases ortogonales para
descomponer la señal a componentes bajo diferentes escalas. Es igual a filtrar recursivamente la
señal con un par de filtros paso alto y paso bajo. Las aproximaciones son componentes de alta escala
y baja frecuencia de la señal producida a causa de filtrar la señal mediante un filtro paso bajo. Los
detalles son componentes de baja escala y alta frecuencia de la señal producida a causa de filtrar la
señal mediante un filtro paso alto. El ancho de banda de estos dos filtros son similares. Después de
cada nivel de composición, la frecuencia de muestreo se reduce a la mitad.
Dada una señal discreta “x(n)”, siendo transformada rápidamente en el instante “k” y escala “j”, tiene
un coeficiente de componente de alta frecuencia “Dj (k)” y un coeficiente de componente de baja
frecuencia “Aj (k)”. La banda de frecuencia de la información contenida en los componentes de señal
“Dj (k)” y “Aj (k)”, obtenidos por reconstrucción son las siguientes [24].
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
37
),....,2,1(20:)(
2,2:
)1(
)1(
mjfkA
ffkD
s
j
j
s
f
s
j
j
(3.2)
Donde:
sf= Es la frecuencia de muestreo.
La secuencia de la señal original “x(n)” puede ser representada mediante la suma de todas las
componentes como se muestra en [24].
J
j
jj nAnDnAnDnDnAnDnx1
22111 )()()()()()()()(
(3.3)
2. Propuesta de diagnóstico de falta agent-based.
Los relés de protección detectan la ocurrencia de falta en un sistema de energía y aísla la parte del
sistema de energía para prevenir que el defecto afecte a todo el sistema de energía. Las estrategias
de protección tradicional generalmente usan sistemas duales del primario y relés de protección de
respaldo de alta sensibilidad y protección fiable del sistema. Los relés de protección primaria son
normalmente diferenciales de corriente que tiene una alta precisión de detección de fallos. Los relés
de protección de respaldo son normalmente relés de distancia que solamente funcionan con la
información del sistema de alimentación local.
Con la introducción de la generación distribuida y desregulación, la impedancia del sistema de
energía y corrientes de fallo a través de dispositivos de protección cambiarán. Por lo tanto, los
dispositivos de protección son difíciles de coordinar.
Las técnicas de automatización del sistema de energía de distribución han sido ampliamente
adoptadas y la infraestructura de comunicación ha sido desarrollada. Se utilizan estrategias de
protección basada en microprocesadores con capacidades de comunicación, de manera que el
estado de los relés y los disyuntores pueden ser obtenidos por el supervisor de control del sistema de
distribución de energía y el sistema de adquisición de información, que puede servir con una
plataforma de intercambio de información.
Memoria
38
a) Método basado en Multiagente
La calidad de la energía en los últimos años, se ha convertido cada vez más en una preocupación
importante para los usuarios del servicio eléctrico. Es por esta razón, que sistemas de automatización
en redes de distribución deben ser implementados como forma inteligente de mejorar la fiabilidad y
la eficiencia de operación de sistemas de distribución.
De acuerdo con [17], la detección de fallos, aislamiento y la restauración o más conocida como
“”FDIR” del inglés “Fault Detection Isolation and Restoration”, es considerada como un punto clave
en las redes futuras. El objetivo de FDIR es reducir el tiempo de restauración del servicio de un
promedio de 58 minutos a un tiempo inferior de 5 minutos para una contingencia de fallo
permanente en las fuentes de distribución. Para lograr esta situación, se debería establecer un
sistema automático de distribución tal como se puede apreciar en la figura 3.8. Este sistema está
diseñado para incluir una estación principal (MS) con un software de aplicación, en las subestaciones
se albergarán unidades terminales remotas (RTUs), unidades terminales alimentación (FTUs) y
conmutadores de líneas automáticos a lo largo de la alimentación primaria.
Con el progreso de monitorización y funciones de control de un Sistema automático de Distribución,
la identificación de la falta y el aislamiento en tiempo real puede ser posible. Cuando una falta
permanente ocurre en el sistema de distribución, FDIR es activado mediante el disparo automático
del interruptor en funcionamiento en tiempo real y empieza a detectar la localización del defecto
basándose en indicadores generados por la falta mediante los relés de sobre-corriente de las FTUs a
lo largo de la línea de alimentación. Los indicadores de defecto son después reportados al MS des del
RTUS de las subestaciones para determinar la sección de línea defectuosa de acuerdo con la
combinación de los indicadores de falta y la tipología de la red.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
39
Figura 3.8. Sistema Automático de Distribución.
Cuando se detecta un defecto, el FDIR inmediatamente abre los interruptores automáticos situados
en los límites de las líneas más cercanas para aislar en ambas direcciones la sección de alimentación
defectuosa. Aguas arriba de la sección sin servicio después se restaura mediante el cierre del
interruptor automático de la fuente de distribución. Para restaurar el servicio eléctrico aguas abajo
de la sección no defectuosa, una estrategia de restauración se deriva para maximizar el área de
restauración de servicio con el mínimo número de operaciones de conmutación. Cuando la sección
de la fuente defectuosa se repara, FDIR puede ser activado para proporcionar la secuencia de
conmutación inversa para devolver el sistema de distribución a la configuración previa al defecto.
FDIR está diseñado para ser capaz de manejar simultáneamente múltiples ocurrencias de fallos o
dentro de una ventana de tiempo. El número de operaciones de conmutaciones puede reducirse
previniendo una nueva reconfiguración dentro de varias horas después de la ocurrencia de falta
considerando la estimación de carga de todas las secciones de línea para las próximas horas. Debido
a la complejidad y a la expansión del sistema de distribución, sistemas convencionales de control
centralizado y regulado tienden a ser inadecuados debido a su deficiencia en robustez, apertura y
flexibilidad. Además, el sistema de control centralizado son altamente sensibles a los defectos del
sistema, ya que estos sistemas se basan en componentes de software de toma de decisiones
individuales o en operadores humanos para manejar una gran cantidad de procesamiento de
información en una potente central de cómputo con altas capacidades de comunicación.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
41
4. Propuesta
En el presente punto se dará a conocer una de las diferentes alternativas para la Reposición de
Suministro en Redes de Distribución. En [22], se define la utilización de detectores de paso de falta
(DPF) para encontrar el fallo en la red, con una exactitud aproximadamente exacta, así, de esta
manera evitar que la localización de fallos se vuelva en una odisea para las empresas
suministradoras. Una vez localizado el fallo se pasará al aislamiento de la zona defectuosa para
realizar el o los procedimientos necesarios para solventar con este fallo. Como punto final
encontramos el tema de la reposición de suministro eléctrico.
El algoritmo presentado en [22] está basado en un modelo de acuerdo [24]. De hecho, este tipo de
algoritmo está basado en el análisis de dispositivos de campo porque estos contemplan la
información de la red después de una falta con el fin de reportar la información al área del centro de
control, localizar el fallo y aislar dicha falta.
El objetivo de este algoritmo es ayudar a localizar la falta en la red; la zona donde se ha producido la
falta y la localización de ésta, dentro de la red. Para conseguir con lo descrito en el objetivo de este
algoritmo, en [22], se describen dos partes importantes: bloque de localización de falta (FLB) y bloque
identificador de distancia (DB).
Otro objetivo que tiene este algoritmo es que puede trabajar con diferentes direcciones de flujo en
una red eléctrica.
El módulo FLB del algoritmo tiene la misión de localizar la falta en la red entre los indicadores de paso
de falta. Después el DB detectará la distancia exacta dentro de la malla. De hecho este algoritmo fue
diseñado para trabajar en redes malladas en anillo abierto o cerrado, sin ninguna variación.
4.1. Algoritmo de localización de falta
La restauración en una red eléctrica no es un proceso inmediato ni nada simple, porque es necesario
conocer el estado actual antes de la restauración. Por lo tanto en frente a una rápida restauración de
la red es importante realizar una validación de comunicación previa con el fin de poner en marcha los
automatismos de restauración. En este proceso automatizado es importante que el control pueda ser
tomado por el operador del sistema [5]. La figura 4.1, muestra el diagrama que define la verificación
en tiempo real.
Memoria
42
START
END
Detección
falta?
NO
SI
Análisis conectividad
circuito
Restauración
Automática
Sistema óptimo de
reconfiguración o restauración
Comunicación de alerta
de sucesos al operador
NO
SI
Figura 4.1. Algoritmo de conectividad en tiempo real.
En este diagrama se observa un paso donde se encuentra la decisión de la restauración automática.
Después de este punto los posibles sucesos son comunicados al operador del sistema. Cuando la
restauración no es automática, la ADMS ofrecerá un conjunto de sugerencias con el fin de restaurar
confortablemente la red y en el menor tiempo posible [1]. Si la restauración es centralizada o
descentralizada el operador del sistema recibirá sugerencias de la ADMS. Estas sugerencias tienen
como objetivo ayudar al operador sobre eventos pasados y/o futuros durante el proceso.
4.1.1. Clasificación de algoritmos
Hoy en día existe un sinnúmero de algoritmo capaz de detectar un fallo en las redes de distribución,
por lo que se puede realizar una clasificación de los diferentes tipos de algoritmos. [24] clasifica estos
algoritmos en dos formas de investigación para detectar un fallo en la red; a través de información de
magnitudes a partir de dispositivos de campo y el otro a través de información local generada por
estos dispositivos.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
43
En el primer caso se almacena información de corriente, tensión, etc. proveniente de varios
dispositivos, después esta información es enviada al centro de control. Ahí en el centro se analizará
con el fin de determinar donde se ha producido el fallo en la red.
El otro método almacena información parcial sobre la trayectoria de la falta. El primer método es un
modelo centralizado porque la localización de la falta es totalmente completada en el centro de
control, por otra parte el segundo método se trata de un modelo distribuido.
Es importante resaltar que existe una clasificación adicional sobre estos métodos que incluye el
primero de ellos. De hecho, los métodos previos se basan en una red modelo; por lo tanto estos
algoritmos son clasificados como métodos basados en el modelo.
Por otro lado es interesante pensar en el conocimiento adquirido por el sistema como un sistema
artificial inteligente. [25]. Es posible que utilice herramientas estadísticas comparando con otros
fallos que conozcan el tipo de fallo y su localización.
En la figura 4.2 podemos encontrar una representación gráfica de esta clasificación.
En la última década un montón de algoritmos se han desarrollado con el fin de mejorar las redes de
distribución. Como se ha comentado con anterioridad existen algoritmos basados en el modelo tales
como [26], donde existe una comparación entre impedancia y tensión. Este tipo de metodología
basada en el modelo es una buena idea para líneas de transmisión de redes de distribución, es difícil
usar en líneas comunes debido a que no existe un buen conocimiento de la red y existen cargas
distribuidas a lo largo de la línea.
Algoritmos
Localización
de Falta
Método
basado en
Modelo
Método
basado en
Conocimiento
Análisis
de Magnitudes
Análisis
de Dispositivos Campo
Medida
Impedancia
Análisis
forma de Ondas
Figura 4.1. Clasificación, algoritmos localizador de falta.
Memoria
44
Además es posible encontrar DER’s en las redes actuales; bajo esta situación es difícil definir un buen
algoritmo que pueda localizar la falta en la red.
Los métodos basados en el modelo, incluye los primeros métodos que los controladores de las redes
han aplicado durante años. Es importante resaltar que existen modelos que almacenan información a
través de dispositivos de campo y la funcionalidad intrínseca que estos dispositivos presentan.
Mientras que los métodos basados en el conocimiento adquirido, es una nueva forma donde un
montón de investigadores están trabajando con bases radiales de la red neuronal.
En [24], se realiza una clasificación de los diferentes tipos de algoritmos que hoy en día podemos
encontrar. En base a estos algoritmos el PhD ha realizado su investigación de un nuevo algoritmo
capaz de localizar fallos en redes con DER’s.
A continuación se presenta la formulación del algoritmo en estudio, cabe destacar que este algoritmo
está en proceso de investigación por lo que los fallos encontrados en la simulación se han mejorado
con el fin de que el algoritmo tenga la funcionalidad que pretendía tener.
4.1.2. Formulación del algoritmo
El algoritmo está compuesto por dos grandes bloques, cada uno de ellos está pensando para
determinar una función en concreto. Estos bloques son:
1. Bloque localizador de fallo.
2. Bloque identificador de distancia.
A continuación se definirá con más detalle la funcionalidad de cada uno de estos puntos del
algoritmo.
- Bloque Localizador de fallo.
El primero de ellos y gracias a los detectores de paso de falta direccionales (DPFI), permite identificar
el camino de la red donde se ha producido el fallo. Estos DPFI son capaces de indicar con una
exactitud razonable donde se encuentra la falta.
Si uno de los DPFI presenta algún defecto, dicho DPFI deberá ser extraído del algoritmo, es decir, no
tener en cuenta a la hora de la realización de la simulación. Estos DPFI básicamente estarán ubicados
en cada tramo de la red, indicando el inicio y el final de cada tramo.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
45
Otro punto importante es poder identificar un nodo, de acuerdo con [25], se define un nodo como
una caja con “n” entradas y “s” salidas con diferentes direcciones. Si la corriente entra en el nodo el
criterio será positivo y si la corriente sale del nodo el criterio será negativo.
En la figura 4.3, se representa el criterio antes comentado.
F2 F3 F4
+
- -
Figura 4.3. Criterio del flujo de corriente.
En la figura 4.3, también se puede observar que este alberga DPFI capaces de indicar la dirección
de la falta. Dentro de estos nodos también se puede encontrar DPFI con 21FL, que son capaces
de indicar la distancia aproximada donde se ha producido la falta.
También es importante conocer la estructura de la red, ya que permite definir la relación que
presentan los nodos en la red, y así poder ayudar a la localización de la falta. Para poder realizar
la relación entre nodos, únicamente solo se tiene que indicar la relación que presentan cada uno
de los DPFI’s y el código de Matlab se encarga de indicar la relación que presentan los diferentes
nodos. Hace falta destacar que solo existirá relación entre DPFI de nodos diferentes y nunca
entre DPFI’s del mismo nodo.
Cuando existe relación, el valor que presenta dicho vínculo podrá ser:
- 0, sí no existe relación entre DPFI (i) y DPFI (j).
- 1, si existe relación en relación entre DPFI (i) y DPFI (j) o cuando el termino está en la
diagonal de la matriz, es decir, cuando i es igual a j.
El resultado de esta relación se guardará en una matriz de dimensiones “n”.
Memoria
46
Donde:
- En el eje de abscisas podemos encontrar los diferentes nodos que presenta la red, mientras
que en el eje de coordenadas encontraremos los diferentes DPFI.
En cada nodo se indicarán los DPFI’s que le corresponde.
En la figura 4.6 del primer ejemplo, se puede observar lo mencionado con anterioridad.
Además, será importante conocer el estado de los diferentes DFPI’s, pues, es un punto clave a la
hora de establecer la relación entre estos dispositivos (DPFI’s). En la ecuación 4.1 se puede
apreciar la presencia del estado del DPFI
ijiij abc · (4.1)
Donde:
ib = Es el estado de cada DPFI
ija = Define la relación entre DPFI’s.
El valor que puede presentar cada estado DPFI será:
- 0, sí el DPFI está defectuoso.
- 1, sí el DPFI está en correcto funcionamiento.
Se mantendrá la información del estado del DPFI en el vector “B”. En la siguiente expresión
(ecuación 4.2) se puede observar el vector que mantiene dicha información.
nbbbB ..........· 21 (4.2)
Es importante destacar que si uno de los DPFI’s presenta el estado defectuoso, en este caso será
necesario extraer del sistema dicho DPFI y volver a obtener una nueva matriz “C”.
A fin de establecer la relación no será necesario un flujo de corriente entre ambos DPFI’s fuera
del nodo, el algoritmo puede trabajar independientemente en anillo abierto o en anillo cerrado.
Por lo tanto la matriz de enlace es la que se representa en la ecuación 4.3.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
47
mmmm
m
m
ccc
ccc
ccc
C
..........·
..........................
..........·
..........·
21
22221
11211
(4.3)
Una de las propiedades que presenta esta matriz es su simetría, otra propiedad que presenta es
que los elementos de su diagonal son iguales y de valor “1”, excepto cuando el DPFI está
defectuoso. Cuando uno de los DPFI’s presenta un estado defectuoso, será necesario establecer
una nueva matriz “C”, donde en esta no se tenga en cuenta dicho DPFI.
Otro punto importante será conocer si el flujo de corriente entra o sale del nodo. Para ello se
establecerá un nuevo vector. En el vector “D” se establecerán los valores del flujo de corriente.
mdddD ..........· 21 (4.4)
Los valores que pueden presentar el flujo de corriente pueden ser:
- -1, sí el flujo de corriente en el DPFI (i) sale del nodo.
- 0, sí el interruptor está abierto.
- 1, sí el flujo de corriente en el DPFI (i) entra al nodo.
En este punto también es importante tener en cuenta el estado que presentan los DPFI’s. Y
después se multiplicará el estado del DPFI por el valor que presente el flujo de corriente. El
resultado de dicha operación se mantendrá en un nuevo vector llamado, vector “E”.
iii bde · (4.5
En la expresión 4.5, se puede observar lo antes mencionado.
neeeE ..........· 21 (4.6)
Es importante mantener este vector (vector E), ya que, más adelante será necesario a la hora de
encontrar la ubicación del defecto.
Una vez establecida la matriz “C”, matriz que indica la relación que presentan los diferentes DPFI
y también establecido el vector E, se procederá a la realización de la operación que indique la
localización de la falta.
Memoria
48
nfffFEC ..........·· 21 (4.7)
La ecuación 4.7, es la encargada de establecer previamente la localización de la falta.
Donde cada componente de esta operación tendrá los siguientes valores:
- -2, sí existe un fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i). Este valor se debe a que en
la red existe un anillo cerrado. La corriente llega hasta el fallo en dos direcciones.
- -1, sí existe un fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i). Este valor se debe a que en
la red existe un anillo abierto. La corriente llega hasta el fallo en una dirección.
- 0, cuando no existe ningún fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i).
Si el vector “F” presenta “0” en sus componentes, quiere decir que no existe ningún fallo o que
el fallo se encuentra en el embarrado de uno de los nodos. Para evitar esta confusión es
necesario establecer un segundo análisis.
Para ello se ha creado un vector “g”, vector que indica si el fallo se ha producido en el nodo.
ngggG ..........· 21 (4.8)
Cada componente del vector “G” viene definido por la ecuación 4.9.
n
kk
n
kii ebefg11
··1 (4.9)
Donde k es uno de los DPFI de cada nodo x, El DPFI i es un miembro del nodo x, por lo que n es el
número de miembros del DPFI del nodo x. Es decir, si el nodo x tiene cuatro DPFI, entonces n será
igual a cuatro. Por lo tanto x es un conjunto de DPFI donde DPFI i estará incluido.
nkkixk 1,!
Las componentes de dicho vector pueden ser:
- 0, si no existe ningún fallo en el nodo al que pertenece el DPFI.
- 1, sí existe fallo en el camino donde está el DPFI (i), en un anillo abierto.
- 2, sí existe fallo en el nodo al que pertenece el DPFI (i), en un anillo cerrado.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
49
En la tabla 4.1, se representan los posibles valores que puede adoptar el resultado de las
componentes del vector “f” y vector “g”.
- Tabla 4.1. Valores de detección de falta.
if ig Tipo
-1 1 Fallo en la estructura donde DPFI (i)
se encuentra en anillo abierto.
-2 2 Fallo en la estructura donde DPFI (i)
se encuentra en anillo cerrado
0 2 Fallo en el nodo donde se encuentra
el DPFI (i).
Para finalizar con el primer bloque del algoritmo, se establecerá un nuevo vector que mantenga la
información de los vectores F y G. Por lo tanto el valor de vendrá establecido por el resultado de la
combinación entre if y ig .
n ...............21 (4.10)
Cada componente del vector “ ” será el resultado de la ecuación 4.11.
i
g
iii
f
fgi
2
·2 (4.11)
Donde el valor de cada componente será:
1, sí la combinación entre if y ig son las marcadas por la tabla 4.1.
Es importante indicar que todos los vectores antes mostrados presentan en sus componentes
números naturales (B, D, E, F, G y Ɛ N).
- Bloque identificador de distancia.
Con el primer punto del algoritmo ya podríamos localizar donde ha ocurrido el fallo, ya que si en
caso de falta, uno o más DPFI’s indicarán la presencia de fallo en la red. Pero la segunda parte del
algoritmo permite identificar con mayor exactitud la ubicación del fallo.
Memoria
50
En función de la distancia de los DPFI’s se podrá identificar la falta con mayor o menor facilidad,
es decir:
1. Si la distancia entre DPFI’s es corta, probablemente solo con el primer punto del algoritmo
será suficiente para detectar el fallo visualmente en la zona.
2. Si la distancia entre DPFI’s es grande, entonces será necesario tener más información
sobre la distancia de la falta.
Hay varios dispositivos que permiten la función 21FL a la salida de DER’s o subestaciones
AT/MT. El uso de estos dispositivos no presenta una buena precisión debido a que hay
muchos cambios en la red de distribución, ya que las características de los conductores son
diferentes y la propia red ha sufrido innumerables cambios.
Si usamos una gran cantidad de 21FL podemos aumentar más o menos la precisión de la
detección de falta en la red. Además 21FL es una función simple que se puede ajustar en las
salidas de los DER’s o de las subestaciones.
Para la implementación del segundo bloque del algoritmo empezaremos por definir la tipología
de la red, para ello se construirá una matriz. Las componentes de esta matriz albergarán
información sobre las distancias de 21FL.
De hecho, en el eje de abscisas encontraremos los diferentes DPFI’s que llevan incorporado la
función 21FL (relés de distancia), mientras que en el eje de coordenadas encontraremos el
número total de DPFI’s (con o sin 21FL). En la figura 4.14 del primer ejemplo, se puede encontrar
lo mencionado.
La ecuación 4.12, podría ser un representación de como estarían distribuidas las componentes de
la matriz “H”.
mmmm
m
n
hhh
hhh
hhh
H
..........·
..........................
..........·
..........·
21
22221
11211
(4.12)
Además las componentes de esta matriz “H”, se componen por la distancia entre DPFI i con 21FL
del resto de DPFI’s. Hace falta destacar que solo algunos DPFi’s tendrán incorporado la función
21FL. Finalmente, a través de la respuesta de DPFI, será posible tener una mezcla de información
desde diferentes distancia de fallos.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
51
Por lo tanto será necesario establecer una segunda matriz “L”, de las mismas dimensiones que la
matriz “H” que determinará si los diferentes caminos son partes o no del flujo de corriente del
DPFI i.
mmmm
m
n
LLL
LLL
LLL
L
..........·
..........................
..........·
..........·
21
22221
11211
(4.13)
Por lo tanto será necesario establecer una segunda matriz “L”, de las mismas dimensiones que la
matriz “H” que determinará si los diferentes caminos son partes o no del flujo de corriente del
DPFI i.
Para conocer cada una de las componentes de la matriz “L”, será necesario conocer el valor de
los DPFI’s definido en los vectores E y . En la ecuación 4.14 se define la operación matemática
que describe cada valor de la componente de la matriz “L”.
ijii
ii
ij heee
L ·12
1
(4.14)
Con la obtención de la matriz “L”, el siguiente paso será simplificar en un vector la distancia
acumulada. Es decir el vector “M” será el resultado de sumar cada una de las columnas de la
matriz “L”.
nmmmM ..........· 21 (4.15)
En la ecuación 4.16, se puede encontrar la expresión matemática que describe cada componente
del vector “M”.
n
i
ijj Lm1
(4.16)
Después de esta operación será necesario establecer la diferencia entre M y el vector distancia a
partir del resultado de 21FL
Memoria
52
nnnnN ..........· 21 (4.17)
Un punto importante que se tiene que tener en cuenta en la segunda parte del algoritmo es la de
evitar que DPFI’s con 21FL no participen en la localización de falta, por esta razón será necesario
crear un nuevo vector, vector “O”.
noooO ..........· 21 (4.18)
En la ecuación 4.19, se puede encontrar la expresión matemática que describe cada componente
del vector “O”.
jjjj qpo 1·· (4.19)
Donde los términos jp y jq corresponden a:
0,1
0,0
j
j
jm
mp ;
0,1
0,0
j
j
jn
nq ; nj ,.....,1
Hace falta destacar que j tiene el mismo valor que i . Además el algoritmo solo tiene en
cuenta la distancia detectada por el DPFI i cuando el fallo se encuentra fuera del centro, en otras
palabras, cuando ie = -1.
Después de encontrar este término será posible definir la diferencia ente distancias en el vector
“R”
nrrrR ..........· 21 (4.20)
En la ecuación 4.21, se puede encontrar la expresión matemática que describe cada componente
del vector “R”.
jjjj onmr · (4.21)
Después de esta operación, R puede proporcionar la diferencia de distancia dentro de la red
donde se encuentra el fallo. Como se mencionó con anterioridad este marco ha sido localizado
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
53
por el bloque localizador. Aunque la referencia ir se puede proporcionar desde diferentes partes
del camino. Por lo tanto, será necesario definir una buena posición de la distancia dentro del
tramo.
Con el fin de definir una buena posición será necesario analizar cada uno de los nodos donde se
encuentren DPFI con 21FL. Después para cada tipo de estos nodos será necesario analizar el
mínimo en cuanto a la distancia desde la función 21FL y la diferencia de R.
Para cada nodo y DPFI será necesario desmarcar el siguiente DPFI que cumpla las siguientes
características sin excluir distancias 0.
RMIN
Donde:
MINN
MINNs
j
j
j,1
,0 ; nj ,.....,1 (4.22)
Después de esto, los DPFI’s afectados pueden cambiar la distancia mediante la siguiente
expresión.
j
j
jj
j
jjkjjjjk oo
roo
rhssru2
1
2
1·1· (4.23)
niik ,.....,1;
Donde k es el DPFI opuesto al DPFI con 21FL. Es decir, el punto contrario de la relación entre
DPFI’s. De hecho este detector opuesto se puede encontrar en otro nodo. El resto de DPFI’s
mantendrá la distancia seleccionada.
La información de la distancia entre un DPFI y un DPFI con 21FL se almacena en el vector “U”.
nsssU ..........· 21 (4.24)
Este vector puede proporcionar la distancia de la falta desde el final del tramo. Después de este
punto será posible sumar las diferentes distancias y obtener la distancia final. Estas distancias
Memoria
54
están referidas desde el final del tramo donde se encuentra la falta. Por lo tanto, se establecerá
una distancia media.
La ecuación 4.25, se muestra lo comentado con anterioridad.
w
u
v
n
j 1
(4.25)
Donde w, es la distancia efectiva y se puede calcular a través de la ecuación 4.26.
n
jow1
(4.26)
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
55
4.2. Simulación
Para comprobar la eficacia del algoritmo, se ha realizado diferentes escenarios. Todos los ejemplos
realizados tienen como conclusión final el resultado que se esperaba, tanto la parte del bloque
localizador como la parte del bloque de distancia.
Los diferentes escenarios son:
1. Ejemplo 1: en este escenario se ha considerado que los diferentes DPFI funcionan
correctamente, es decir que no existe ningún DPFI que presente algún defecto. El flujo
de corriente es diferente al ejemplo 2.
2. Ejemplo 2: tiene la misma condición con respecto al ejemplo 1, (DPFI funcionan
correctamente) pero en este escenario se ha modificado el flujo de corriente.
3. Ejemplo 3: este ejemplo se llevara a cabo el día de la exposición del proyecto.
A continuación se muestran los resultados obtenidos para los diferentes casos a estudio.
4.2.1. Ejemplo 1.
En este ejemplo se realizará la simulación de una red mallada con 16 DPFI’s, distribuidos en 7 nodos.
Cinco de los 16 DPFI’s tendrán incluidos la función 21FL, estos DPFI con 21FL siempre se encontrarán
en los nodos próximos a la salida de una subestación o en la salida de DER’s.
En este caso se producirá un fallo entre los DPFI 13 y DPFI 15.
1. Bloque localizador de fallo.
Esta parte del algoritmo ayuda a identificar el camino de la red donde se ha producido la falta
mediante la instalación de DPFI.
Finalmente, se realiza la simulación para comprobar que el método matemático del algoritmo
funciona correctamente y dar validez a dicho algoritmo. Para la ejecución de la simulación se ha
utilizado una red con distribución mallada. En la figura 4.4, se puede apreciar el ejemplo a seguir.
Memoria
56
G2
F1
F2 F3 F4 F5
F6 F7
F8 F9 F10F11
F12 F13 F14 F15 F16
HV / MV Substation
+
- -
+
+
-
-
-
+
-
+
-
HV / MV Substation
G1
Figura 4.4. Red con distribución mallada.
En la figura 4.4, se puede apreciar la red con distribución mallada, la cual presenta una falta entre los
DPFI’s (detectores de paso de falta direccionales) 13 y 15. También se puede observar que los
interruptores (switchgears) 4 y 15 permanecen abiertos, por lo que los DPFI’s instalados en estos
interruptores no podrán detectar ninguna falta. El resto de interruptores se encuentran cerrados, de
esta manera forman una red mallada.
Las flechas intentan indicar si la corriente entra/sale del nodo, siendo las marcadas en la figura 4.5.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
57
+
-
Nodo (i)
Figura 4.5. Flujo de corriente en el nodo (i).
Donde:
- Si la corriente circula en sentido entrante al nodo, dicha corriente adoptará signo positivo.
- Si la corriente circula en sentido saliente al nodo, dicha corriente adoptará signo negativo.
Los DPFI pueden detectar si el fallo se ha producido en líneas aéreas o líneas subterráneas, debido
que presentan características similares en ambos tipo de fallo.
Antes de empezar con la formulación matemática, es muy importante conocer la característica que
presenta la red, ya que de esta se puede sacar una importante información, que es la relación que
tienen los diferentes nodos a través de los DPFI’s. Los DPFI’s pueden indicar la exactitud aproximada
de donde se ha producido el fallo.
La relación de los diferentes DPFI están establecidos en una matriz de dimensión “n”.
Donde el valor de la relación puede tomar dos posibles valores:
- 0, sí no existe relación entre DPFI (i) y DPFI (j).
- 1, si existe relación en relación entre DPFI (i) y DPFI (j) o cuando el término está en la
diagonal de la matriz, es decir, cuando i es igual a j.
La relación se establece con DPFI’s de nodos diferentes y no entre DPFI’s del mismo nodo.
Memoria
58
Figura 4.6. Relación de nodos
En el eje de abscisas podemos encontrar los diferentes nodos que presenta la red, mientras que en el
eje de coordenadas encontramos los diferentes DPFI’s.
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
- En el eje de abscisas: 7 nodos.
- Y en el de coordenadas: 16 DPFI
A parte de la relación que puede existir entre los diferentes DPFI, otro punto importante es el estado
de cada DPFI, ya que es el punto clave a la hora de tener una relación entre DPFI. El estado del DPFI
se almacena en un vector para después proceder a la búsqueda de la matriz “C”.
Los valores de cada uno de los DPFI pueden ser:
- 0, sí el DPFI está defectuoso.
- 1, sí el DPFI está en correcto funcionamiento.
Figura 4.7. Estado de los DPFI
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
59
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
- Todos los 16 DPFI’s funcionan correctamente.
Si uno de los DPFI’s presenta el estado defectuoso, dicho DPFI no se podrá tener en cuenta a la hora
de crear la matriz “C”.
Como antes se ha mencionado la matriz “C” se formará teniendo en cuenta la relación de los
diferentes DPFI y del estado de estos.
Una de las propiedades que presenta la matriz “C”, en su simetría y que los elementos de su diagonal
son igual a 1.
Si un DPFI está defectuoso, se borrará fila y columna de la matriz “C”, creando una nueva matriz “C”.
Figura 4.8. Matriz C
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
- La relación que existe con el propio DPFI y la relación que existe con otro DPFI (j).
- Dado que los 16 DPFI funcionan correctamente, tenemos una matriz 16x16.
También se tendrá que tener en cuenta el sentido de la corriente, es decir, si entra o sale del nodo.
Para ello se creará un vector con la misma dimensión que los DPFI.
Memoria
60
Los valores que pueden tomar cada uno de los componentes de este vector es el siguiente:
- -1, sí el flujo de corriente en el DPFI (i) sale del nodo.
- 0, sí el interruptor está abierto.
- 1, sí el flujo de corriente en el DPFI (i) entra al nodo.
Figura 4.9. Dirección del flujo de corriente.
Se tendrá en cuenta el estado del DPFI.
Figura 4.10. Dirección de la corriente y estado de DPFI.
Además, teniendo en cuenta la matriz “C” y el vector “s”, se debe mantener el resultado para poder
finalmente localizar el fallo. Ya que este vector mantiene información del camino donde se ha
producido el fallo. Los elementos de este vector pueden ser:
- -2, sí existe un fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i). Este valor se debe a que en
la red existe un anillo cerrado. La corriente llega hasta el fallo en dos direcciones.
- -1, sí existe un fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i). Este valor se debe a que en
la red existe un anillo abierto. La corriente llega hasta el fallo en una dirección.
- 0, cuando no existe ningún fallo en el camino donde se encuentra el DPFI (i).
Si el vector “f” presenta 0 en sus componentes, quiere decir que no existe ningún fallo o que el fallo
se encuentra en el embarrado de uno de los nodos. Para evitar esta confusión es necesario
establecer un segundo análisis.
Para ello se ha creado un vector “g”, este vector indica si el fallo se ha producido en el nodo.
Las componentes de dicho vector pueden ser:
- 0, si no existe ningún fallo en el nodo al que pertenece el DPFI.
- 1, sí existe fallo en el camino donde está el DPFI (i), en un anillo abierto.
- 2, sí existe fallo en el nodo al que pertenece el DPFI (i), en un anillo cerrado.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
61
En la tabla 4.2, se representan los posibles valores que puede adoptar el resultado de las
componentes del vector “f” y vector “g”.
Tabla 4.2. Valores de detección de falta.
if ig Tipo
-1 1 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo abierto.
-2 2 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo cerrado
0 2 Fallo en el nodo donde se encuentra el DPFI (i).
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
Figura 4.11. Resultado de la localización.
- Tendríamos fallo en la estructura donde el DPFI (i) se encuentra en anillo cerrado.
- El fallo se encuentra entre los DPFI 13 y 15.
Finalmente para concluir con el primer punto del algoritmo, se definirá un vector “E”, que mantendrá
la información de los vectores “f” y “g”.
Donde las componentes del este vector es igual a “1” siempre y cuando se cumpla la combinación
mencionada en la tabla 4.2.
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
Figura 4.12. Almacenamiento de localización de falta.
Memoria
62
2. Bloque identificador de distancia.
Por último y a través del bloque de distancia se podrá determinar con mayor exactitud la posición de
la falta, para ello es importante conocer la distancia entre DPFI y si estos tienen incorporado la
localización de falta ANSI 21FL (relé de distancia). El 21FL es una función que se puede instalar a la
salida de las subestaciones o a la salida de los DER’s.
F1
F2 F3 F4 F5HV / MV Substation
+
- -
-
G1
Figura 4.13, a). DPFI con 21FL, a la salida de una
subestación
G2
F8 F9 F10F11
+
-
DER
Figura 4.13,b). DPFI con 21FL, a la salida de
DER’s
En la figura 4.13,a), los DPFI que lleva incorporado the function 21FL, son los que están marcados con
un punto rojo, de la misma forma podemos encontrar en la figura 4.13,b). La única diferencia de unos
y otros es que algunos (DPFI 3, 4 y 5) están incorporados a la salida de una subestación y otros (DPFI 8
y 9) a la salida de DER.
Una vez conocida la estructura de la red a ensayo y los diferentes DPFI que llevan instalados el 21FL,
se procederá a la simulación de la segunda parte de este algoritmo. Para ello primero se creará una
matriz “H”, las componentes de esta matriz básicamente son:
- Eje de abscisas: DPFI con 21FL
- Eje de coordenadas: la totalidad de DPFI.
Además en esta matriz incorporaremos la distancia que tienen los DPFI con DPFI que llevan
incorporado el 21FL. En la figura 4.14, se puede apreciar dicha relación.
En el ejemplo que nos ocupa, tendríamos:
- De los 16 DPFI, los únicos que tendrían el 21FL son: 3, 4, 5, 7 y 8
- Eje de abscisas, los tres primeros DPFI corresponden a los que están instalados a la salida de
una subestación, mientras que los dos restantes están instalados a la salida de DER.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
63
Figura 4.14. Distancia entre DPFI con 21FL y el resto de DPFI.
Además se establecerá una segunda matriz “L” de la misma dimensión que la matriz “H” que
determine si los diferentes caminos forman parte del flujo de corriente del DPFI (i).
Figura 4.15. Distancia entre DPFI con 21FL y el resto de DPFI.
Memoria
64
Después de tener establecida la matriz “L” se simplificará en un vector “M”, donde se aprecia la
distancia calculada. Este vector será el resultado de haber sumado cada columna de la matriz “L”.
Figura 4.16. Distancia acumulada.
También se creará un vector con la distancia desde los DPFI con 21FL. Las componentes del vector
serán introducidas manualmente, para indicar la distancia apropiada que cada uno de estos DPFI’s
tienen.
Figura 4.17. Distancia desde DPFI con 21FL.
Se tiene que evitar que los DPFI’s con 21FL no participen en la localización de falta, para ello se creará
otro vector para evitar este pequeño inconveniente.
Figura 4.18. Distancia desde DPFI con 21FL.
En el vector “R”, se almacenará la información de la diferencia de distancia entre el vector “M” y el vector “N”, especificados anteriormente.
Figura 4.19. Diferencia entre distancia.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
65
Con el fin de definir una posición exacta, será necesario analizar cada nodo donde existan DPFI 21FL, después en cada nodo se realizará el análisis de máximos y mínimos.
Figura 4.20. Diferencia entre distancia.
Finalmente se realiza una matriz “New_H”, indicando el enlace entre DPFI 21FL con aquellos que no presentan esta opción.
En la figura 4.13, a) y figura 4.13, b) se puede observar esta relación.
Figura 4.21. Diferencia y enlace entre DPFI con DPFI 21FL
Por último se indica la distancia a que la que se encuentra el fallo, visto desde el DPFI que detecta el fallo.
Memoria
66
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
67
4.2.2. Ejemplo 2.
En este ejemplo se realizará la simulación de una red mallada con 16 DPFI, distribuidos en 7 nodos.
Cinco de los 16 nodos tendrán incluidos la función 21FL, estos DPFI con 21FL siempre se encontraran
en los nodos próximos a la salida de una subestación o en la salida de DER’s.
Debido al cambio del flujo de corriente, el fallo será diferente al ejemplo 1. En este caso el fallo se
producirá entre el DPFI 5 y el DPFI 16.
1. Bloque localizador de fallo.
Esta parte del algoritmo ayuda a identificar el camino de la red donde se ha producido la falta
mediante la instalación de DPFI.
G2
F1
F2 F3 F4 F5
F6 F7
F8 F9 F10F11
F12 F13 F14 F15 F16
HV / MV Substation
+
- -
+
+
-
-
-
+
-
+
-
HV / MV Substation
G1
-
+
-
+
Figura 4.22. Red con distribución mallada con diferente flujo de corriente.
En este caso, el fallo se producirá entre los DPFI 3 y DPFI 6. También hace falta destacar que este
escenario todos los interruptores (switchgears) permanecen cerrados, es decir que todos los
interruptores pueden detectar la presencia de falta, no como en el ejemplo 1, que los interruptores 4
y 15 no pueden detectar el fallo, ya que estos permanecen abiertos.
A continuación se indican los pasos a seguir para realizar una correcta simulación. Estos pasos son:
Memoria
68
1. Bloque localizador de fallo.
Esta parte del algoritmo ayuda a identificar el camino de la red donde se ha producido la falta
mediante la instalación de DPFI.
a) Tipología de la red
En este punto se indicarán el número de DPFI, independientemente de si llevan o no la función 21FL, también se indicaran el número de nodos. En este caso tendremos 8 DPFI y 4 nodos.
Figura 4.23. Tipología de la red, n indica la número de DPFI y m indica el número total de nodos.
b) Que DPFI se encuentra en cada nodo.
En la estructura de la red, figura 4.22, se puede apreciar que DPFI se encuentra en cada nodo.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
69
Figura 4.24. Relación de nodos
c) Identificar el estado de los DPFI
En el presente escenario, todos los DPFI funcionan correctamente, es decir ninguno de ellos presentan ningún defecto.
Figura 4.25. Estado de los DPFI
d) Enlace entre DPFI
De acuerdo la figura 4.22, (estructura de la red), se puede observar que el DPFI 1 está enlazado con el DPFI 2.
A continuación se representa los siguientes enlaces:
Memoria
70
Figura 4.26. Enlace entre DPFI, en X se indican el inicio de cada enlace y en Y se indican el final de cada enlace.
e) Matriz “C” teniendo en cuenta el estado y la relación entre DPFI
Figura 4.27. Matriz “C”
f) Flujo de corriente
En este apartado se indica el flujo de corriente, es decir, si la corriente entra o sale del nodo.
Figura 4.28. Dirección del flujo de corriente.
g) Localizar la falta
En ese punto se indica la localización donde se ha producido la falta.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
71
Figura 4.29. Tipo de fallo y DPFI que lo detectan
h) Verificar la localización de la falta
En caso que el vector “f” tenga como valor “0”, quiere decir que no detecte ningún fallo o que el fallo se encuentre en el nodo (busbar). Si el fallo se encuentra en el interior del nodo el indicador “f” no será capaz de dar un resultado coherente. Por esta razón se ha creado otro vector, para que indique si el fallo se encuentra dentro del nodo.
Figura 4.30. Verificación de la ubicación del fallo.
i) Localización y tipología de la falta
Si el resultado de los localizadores de fallo son los que se indican en la tabla 4.3.
Tabla 4.3. Valores de detección de falta.
if ig Tipo
-1 1 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo abierto.
-2 2 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo cerrado
0 2 Fallo en el nodo donde se encuentra el DPFI (i).
De acuerdo con el resultado obtenido por los indicadores de la localización, podemos asegurar que el fallo se encuentra entre el DPFI 3 y el DPFI 6, tal y como lo habíamos esperado. Otro información que se puede obtener de este resultado, es el tipo de fallo, en este caso tenemos fallo en anillo cerrado.
Memoria
72
Figura 4.31. Tipo de fallo y DPFI que lo detectan.
j) Información de la ubicación de la falta
En este punto se almacenará la información de donde se produce el fallo.
Figura 4.32. Información de localización de fallo.
2. Bloque identificador de distancia.
Por último y a través del bloque de distancia se podrá determinar con mayor exactitud la
posición de la falta, para ello es importante conocer la distancia entre DPFI y si estos tienen
incorporado la localización de falta ANSI 21FL (relé de distancia). El 21FL es un función que se
puede instalar a la salida de las subestaciones o la salida de los DER’s.
F1
F2 F3 F4 F5HV / MV Substation
+
- -
-
G1
-
Figura 4.33,a). DPFI con 21FL, a la salida de
una subestación
G2
F8 F9 F10F11
+
-
HV / MV Substation
+
-
Figura 4.33,b). DPFI con 21FL, a la salida de
DER’s
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
73
a) DPFI con la función 21FL
De los ocho DPFI tres de ellos presentan la función 21FL, estos DPFI 21FL son los que se marcan en color rojo en la figura 4.33,a) y figura 4.33,b) respectivamente.
Figura 4.34. DPFI 21FL, en este caso son el 2, 3 y 7.
b) Distancia entre DPFI con DPFI 21FL
En este punto se incorpora la distancia que tienen los DPFI con DPFI 21FL.
Figura 4.35. Distancia entre DPFI with DPFI 21FL
c) Distancia desde DPFI 21FL
Esta distancia se inserta manualmente.
Figura 4.36. Distancia desde DPFI 21FL
d) Evitar que DPFI 21FL no detecten la presencia de falta
Memoria
74
A continuación se crea un vector para evitar que los DPFI 21FL no participen en la localización de fallo.
Figura 4.37. Distancia desde DPFI 21FL
e) Distancia desde DPFI 21FL hasta el fallo
Figura 4.38. Diferencia entre distancia.
f) Máximos y mínimos
Figura 4.39. Diferencia entre distancia.
g) Enlace entre DPFI con DPFI 21FL
Finalmente se realiza una matriz “New_H”, indicando el enlace entre DPFI 21FL con aquellos que no presentan esta opción.
En la figura 4.33, a) y figura 4.33, b) se puede observar esta relación.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
75
Figura 4.40. Diferencia y enlace entre DPFI with DPFI 21FL
h) Distancia final
Por último se indica la distancia a que la que se encuentra el fallo, visto desde el DPFI que detecta el fallo.
Memoria
76
4.2.3. Ejemplo 3.
Este último ejemplo será simulado en la presentación del proyecto, de esta manera se verificará la
eficacia del código realizado en Matlab.
En este ejemplo se realizará la simulación de una red mallada con 8 DPFI, distribuidos en 4 nodos.
Tres de los 8 DPFI tendrán incluidos la función 21FL, estos DPFI con 21FL siempre se encontraran en
los nodos próximos a la salida de una subestación o en la salida de DER’s.
F1
F2 F3 F4HV / MV Substation
+
-
-
G1
F5 F6
+
-
F7
-
G2
F8
DER
-
Nodo 1
Nodo 3Nodo 2
Nodo 4
Figura 4.41. Red con distribución mallada (tipología de red).
En este caso, el fallo se producirá entre los DPFI 3 y DPFI 6. También hace falta destacar que este
escenario todos los interruptores (switchgears) permanecen cerrados, es decir que todos los
interruptores pueden detectar la presencia de falta, no como en el ejemplo 1, que los interruptores 4
y 15 no pueden detectar el fallo, ya que estos permanecen abiertos.
A continuación se indican los pasos a seguir para realizar una correcta simulación. Estos pasos son:
3. Bloque localizador de fallo.
Esta parte del algoritmo ayuda a identificar el camino de la red donde se ha producido la falta
mediante la instalación de DPFI.
k) Tipología de la red
En este punto se indicarán el número de DPFI, independientemente de si llevan o no la función 21FL, también se indicaran el número de nodos. En este caso tendremos 8 DPFI y 4 nodos.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
77
Figura 4.42. Tipología de la red, n indica la número de DPFI y m indica el número total de nodos.
l) Que DPFI se encuentra en cada nodo.
En estructura de la red, figura 4.41, se puede apreciar que DPFI se encuentra en cada nodo.
Figura 4.43. Relación de nodos
m) Identificar el estado de los DPFI
En el presente escenario, todos los DPFI funcionan correctamente, es decir ninguno de ellos presentan ningún defecto.
Figura 4.44. Estado de los DPFI
n) Enlace entre DPFI
De acuerdo la figura 4.41, (estructura de la red), se puede observar que el DPFI 1 está enlazado con el DPFI 2.
A continuación se representa los siguientes enlaces:
Memoria
78
Figura 4.45. Enlace entre DPFI, en X se indican el inicio de cada enlace y en Y se indican el final de cada enlace.
o) Matriz “C” teniendo en cuenta el estado y la relación entre DPFI
Figura 4.46. Matriz “C”
p) Flujo de corriente
En este apartado se indica el flujo de corriente, es decir, si la corriente entra o sale del nodo.
Figura 4.47. Dirección del flujo de corriente.
q) Localizar la falta
En ese punto se indica la localización donde se ha producido la falta.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
79
Figura 4.48. Tipo de fallo y DPFI que lo detectan
r) Verificar la localización de la falta
En caso que el vector “f” tenga como valor “0”, quiere decir que no detecte ningún fallo o que el fallo se encuentre en el nodo (busbar). Si el fallo se encuentra en el interior del nodo el indicador “f” no será capaz de dar un resultado coherente. Por esta razón se ha creado otro vector, para que indique si el fallo se encuentra dentro del nodo.
Figura 4.49. Verificación de la ubicación del fallo.
s) Localización y tipología de la falta
Si el resultado de los localizadores de fallo son los que se indican en la tabla 4.4.
Tabla 4.4. Valores de detección de falta.
if ig Tipo
-1 1 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo abierto.
-2 2 Fallo en la estructura donde DPFI (i) se encuentra en anillo cerrado
0 2 Fallo en el nodo donde se encuentra el DPFI (i).
De acuerdo con el resultado obtenido por los indicadores de la localización, podemos asegurar que el fallo se encuentra entre el DPFI 3 y el DPFI 6, tal y como lo habíamos esperado. Otro información que se puede obtener de este resultado, es el tipo de fallo, en este caso tenemos fallo en anillo cerrado.
Memoria
80
Figura 4.50. Tipo de fallo y DPFI que lo detectan.
t) Información de la ubicación de la falta
En este punto se almacenará la información de donde se produce el fallo.
Figura 4.51. Información de localización de fallo.
4. Bloque identificador de distancia.
Por último y a través del bloque de distancia se podrá determinar con mayor exactitud la
posición de la falta, para ello es importante conocer la distancia entre DPFI y si estos tienen
incorporado la localización de falta ANSI 21FL (relé de distancia). El 21FL es un función que se
puede instalar a la salida de las subestaciones o la salida de los DER’s.
F1
F2 F3 F4HV / MV Substation
+
-
-
G1
Nodo 1
Nodo 2
Figura 4.52, a). DPFI con 21FL, a la salida
de una subestación
F5 F6
+
-
F7
-
G2
F8
DER
-
Nodo 3
Nodo 4
Figura 4.52, b). DPFI con 21FL, a la salida de
DER’s
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
81
i) DPFI con la función 21FL
De los ocho DPFI tres de ellos presentan la función 21FL, estos DPFI 21FL son los que se marcan en color rojo en la figura 4.52, a) y figura 4.52, b) respectivamente.
Figura 4.53 DPFI 21FL, en este caso son el 2, 3 y 7.
j) Distancia entre DPFI con DPFI 21FL
En este punto se incorpora la distancia que tienen los DPFI con DPFI 21FL.
Figura 4.54. Distancia entre DPFI with DPFI 21FL
k) Distancia desde DPFI 21FL
Esta distancia se inserta manualmente.
Figura 4.55. Distancia desde DPFI 21FL
l) Evitar que DPFI 21FL no detecten la presencia de falta
A continuación se crea un vector para evitar que los DPFI 21FL no participen en la localización de fallo.
Memoria
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Figura 4.56. Distancia desde DPFI 21FL
m) Distancia desde DPFI 21FL hasta el fallo
Figura 4.57. Diferencia entre distancia.
n) Máximos y mínimos
Figura 4.58. Diferencia entre distancia.
o) Enlace entre DPFI con DPFI 21FL
Finalmente se realiza una matriz “New_H”, indicando el enlace entre DPFI 21FL con aquellos que no presentan esta opción.
En la figura 4.52, a) y figura 4.52, b) se puede observar esta relación.
Figura 4.59. Diferencia y enlace entre DPFI with DPFI 21FL
p) Distancia final
Por último se indica la distancia a que la que se encuentra el fallo, visto desde el DPFI que detecta el fallo.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
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Memoria
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4.3. Código en Matlab
Para finalizar con el presente proyecto, a continuación se presentara el código en Matlab. Es
importante destacar que esta programación es validad para cualquier tipo de red, ya sea de grandes
o pequeñas dimensiones, con o sin DER’s (Distributed Energy Resources). Además está pensando
para que en caso de que un DPFI presenta un estado defectuoso, se vuelva a reestructura, tanto la
relación entre DPFI’s como la creación de una nueva matriz “C”. En esta nueva matriz “C” ya no se
contemplará dicho DPFI.
Para iniciar con la simulación es importante tener en cuenta la estructura de la red, es decir, por
cuantos DPFI’s está compuesta e indicar el número total de nodos que esta presenta.
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Memoria
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Conclusiones
La reposición de suministro en redes de distribución es un proceso que tiene en cuenta diversos
aspectos antes de llevar a cabo la restauración del suministro eléctrico. Este proceso se conoce como
FLISR del íngles “Fault Location Isolation and Supply Restoration”.
Los aspectos que tiene en cuenta la restauración del suministro son:
- Localización de la falta.
- Aislamiento de la falta
- Reposición del suministro.
En este proyecto se ha llevado a cabo el análisis de la localización de la falta, ya que es un punto muy
importante a tener en cuenta antes de la reposición del suministro. Se considera que la localización
de la falta es un punto importante, ya que encontrar un fallo en la red tan diversa que tenemos hoy
en día resulta un proceso con mayor dificultad que no el resto de punto antes de la reposición. Dada
la dificultad que tiene encontrar una falta en la red, ha hecho que este proyecto se centre más en
este punto y no en el resto de apartados.
Para abordar con la localización de la falta primero se ha realizado una búsqueda de información de
los diferentes estudios que tratan este tema y que cada día podemos encontrar más en el mercado,
ya que es un tema que preocupa a las empresas distribuidoras a nivel mundial.
Otro punto que se ha tenido en cuenta es el análisis de los índices de calidad, dentro de estos índices
se ha contemplado el estudio de la calidad del servicio. El presente proyecto se ha centrado más en el
análisis de la calidad de servicio ya que es otro de los temas que preocupa a las empresas eléctricas,
ya que estas son penalizadas cuando el servicio que prestan se ve afectado por alguna falta que se
produzca en las redes. Básicamente a nivel mundial casi siempre se fijan en los mismos índices,
índices que hacen referencia a la frecuencia y al tiempo de duración de una falta. En los diferentes
continentes estos índices no presentan el mismo nombre pero si presentan el mismo principio de
funcionamiento.
Como tema final se hablará de la simulación del algoritmo. Se puede concluir que este presenta la
eficacia que pretendía tener. Tanto para la simulación de Matlab como la de Excel se ha utilizado la
misma estructura de la red, es decir, ambas simulaciones fueron realizadas con 16 DPFI’s, de los
cuales, 5 de ellos tienen incorporada la función 21FL y en ambas representaciones se ha contemplado
el mismo número de nodos (7 nodos). Además en estos dos escenarios de simulación se ha supuesto
que todos los DPFI’s están en correcto funcionamiento, es decir, todos y cada uno ellos pueden
Memoria
94
detectar la presencia de falta en la red, con excepción de los DPFI’s 4 y 14. Estos últimos no pueden
detectar la presencia de falta ya que los interruptores donde están instalados estos mecanismos, se
encuentran abiertos, por lo tanto no existe ningún flujo de corriente entre estos dos DPFI’s.
De esta parte también se ha podido que concluir y dado que el algoritmo a estudio aún está en
proceso de investigación, se ha encontrado algunos puntos de mejora. Estos cambios se han ido
modificando junto con el PhD (Ángel Silos), para que el algoritmo hoy presentando pueda funcionar
con la eficacia que se pretendía tener desde un principio. Es necesario destacar que el algoritmo en
cuanto a la localización del tramo del defecto trabaja en n-1, es decir, ante un fallo continúa dando
respuesta.
Por último y para finalizar, se considera importante comentar que habrá una tercera prueba de
simulación para validar aún más la eficacia del algoritmo. Este último simulacro se llevará a cabo a
través de una de las diversas herramientas que presenta Matlab, la herramienta seleccionada para
llevar a cabo la simulación es Simulink. En esta herramienta, se realizará el diseño de una red mallada
con las mismas características que se han tenido en cuenta en las dos últimas simulaciones.
En el presente proyecto no se ha podido incorporar este último punto ya que como se ha comentado
con anterioridad este algoritmo está en proceso de investigación y aún no está del todo detallado. En
anexos de este proyecto se puede observar la red que se pretende en un futuro simular y verificar la
eficacia del algoritmo. La figura A1, muestra la futura red comentada anteriormente.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
95
Bibliografía
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Reposición de Suministro en Redes de Distribución
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2014
[5] Arquitectura de una Smart Grid. Fuente: worldwatch.org
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
99
Anexo A
1. Bloque localizador de fallo.
Tabla A1. Primera parte del algoritmo (localizador de fallo).
System Matrix
FPI Value Fault detection
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
FPI Status FPI Value FPI Vector Operation FIS Fault
1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 -1 -1 0 0 0
2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 1 1 0 0 0
3 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 -1 -1 0 0 0
4 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
1 0 0 0 0 0
5 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1
1 -1 -1 0 0 0
6 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 1 1 0 0 0
7 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0
1 -1 -1 0 0 0
8 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0
1 1 1 0 0 0
9 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0
1 -1 -1 0 0 0
10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0
11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0
1 0 0 0 0 0
12 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0
1 1 1 0 0 0
13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0
1 -1 -1 -2 2 1 P Fault close ring
14 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
1 0 0 0 0 0
15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0
1 -1 -1 -2 2 1 P Fault close ring
16 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1
1 1 1 0 0 0
Annexos
100
2. Bloque identificador de distancia.
Tabla A2. Segunda parte del algoritmo (identificador de distancia).
Advanced fault location algorithm for Distribution Networks with DERs System Matrix (distancia segmentos)
FPI Value
P2 P3 P4 P7 P8 PD FPI Value P2 P3 P4 P7 P8 1 0 0 0 20 20 0 -1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 3 0 0 0 20 0 0 -1 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 20 0 -1 0 0 0 0 0 6 20 0 0 0 0 0 1 20 0 0 0 0 7 0 20 20 20 0 0 -1 0 0 0 0 0 8 20 0 0 0 0 0 1 20 0 0 0 0 9 0 20 20 0 0 0 -1 0 0 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11 20 20 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12 20 0 0 0 20 0 1 20 0 0 0 20 13 0 0 20 0 0 1 -1 0 0 0 0 0 14 0 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 15 20 20 0 0 20 1 -1 0 0 0 0 0 16 0 0 20 0 0 0 1 0 0 20 0 0 Dist 69 0 31 29 29
Dist acumulada 60 0 20 0 20 Total distancias
Dist efectiva 1 0 1 0 1 3
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
101
Dif -9 0 -11 0 -9 9 0 11 0 9 17 20 17 0 17
Dif (Abs) 17 0 17 0 17
17
Distancia desde el nodo que contiene la distancia base
Centro 1
Max Min Nodos a sumar distancia
69 9 69 9
31 11 1 1 1 17
0 0
1 1 1 20
31 11 31 11
0 1 0 17
Centro 2
29 0 29
29 9 1 0 0 0
29 9 29 9
1 1 1 17
Annexos
102
3. Simulación con Matlab (simulink).
Figura A1. Futura red para la simulación en Simulink.
Reposición de Suministro en Redes de Distribución
103
A1. Bloque localizador de fallo.
Como se ha mencionado con anterioridad el ejemplo a estudio (ejemplo 1) se realizó una simulación
a través código de Matlab, pero también se ha realizado una reproducción en Excel. Las dos
simulaciones servirán para comprobar la validez del algoritmo o realizar modificaciones en caso de
que el algoritmo presente algún defecto en su implantación.
Es importante resaltar que en ambos casos se ha considerado que todos los DPFI’s no presentan
ningún defecto, es decir, todas las componentes del vector “B” presentan un valor igual a 1. Además
en los dos ensayos los interruptores 4 y 14 se encuentran abiertos por lo que los DPFI’s instalados en
estos interruptores no podrán detectar ninguna falta ya que no existe ningún flujo de corriente entre
este enlace (DPFI 4 y DPFI 14).
Finalmente se ha realizado una comparación de los resultados y se puede apreciar que, tanto en
Excel como en Matlab los resultados son iguales, lo que se puede interpretar como una simulación
valida.
Ambos resultados muestran que la falta en la red, se produce entre los DPFI’s 13 y 15, también
indican que se trata de un fallo en anillo cerrado.
A2. Bloque identificador de distancia
Este punto del algoritmo, bloque identificador de distancia, permite conocer con mayor exactitud
donde se ha producido la falta en la red, e identificar la distancia donde se encuentra éste.
La tabla A2, muestra la simulación realizada en Excel y prácticamente se puede apreciar que tanto
Matlab como Excel muestran la misma distancia, por lo que se puede validar la eficacia del algoritmo.
Se puede conocer con mayor exactitud la distancia donde se encuentra la falta, gracias a que la red
tiene incorporada en las salidas de subestaciones (AT/MT) y en las salidas de DER’s (fuentes de
energía distribuida) DPFI con 21FL, que básicamente son relés de distancia.
Este tipo de relés puede detectar la distancia ya que compara valores fijados de admitancia,
impedancia o reactancia con valores que se muestran en cada instante de tiempo. Estos valores se
encontraran almacenados en el centro de control que aquí se utilizarán programas específicos para
este funcionamiento.
Annexos
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A3. Simulación con Matlab (Simulink)
Es muy importante resaltar que este algoritmo está en proceso de elaboración por lo que después de
encontrar dificultades en algunos aspectos, se ha modificado, llevando al algoritmo a una mejor
resolución y mejor entendimiento. Es por esta razón que aparte de las simulaciones realizadas tanto
en Excel como en Matlab, se procederá a la realización de una tercera simulación en Simulink
(herramienta de Matlab).
Esta última simulación servirá para validar aún más la eficacia de este algoritmo “Advanced fault
location algorithm for Distribution Networks with DERs”.
En éste, la figura A1 de este anexo se representa la red futura a simulación. En esta red, también se
tendrá en cuenta que se realizará una simulación con red mallada, todos los DPFI’s funcionan
correctamente, el número de nodos serán 7 y que existirán 16 DPFI’s, cinco de los cuales tendrá
incorporado la función 21FL.
La función 21FL, son relés de distancia, que funcionan cuando la admitancia, impedancia o reactancia
del circuito disminuye a unos límites que fueron fijados con anterioridad.