prestaciÓn de servicios para determinar los niveles … · están agrupadas por tipo de equipo,...

PRESTACIÓN DE SERVICIOS PARA DETERMINAR LOS NIVELES DE

CALIDAD EXIGIBLES EN LAS REDES DEL SIN: STN y STR

Junio de 2015

2

Índice

Objetivo y Alcance

Antecedentes Regulatorios

Benchmarking Internacional

Externalidades del SIN

Análisis de la Información de eventos y activos

Niveles de Calidad Reales por Equipo y Grupo

Estimación de los Niveles Alcanzables y Exigibles

Análisis de Confiabilidad

Conclusiones

3

Objetivo y Alcance

El objetivo del proyecto es identificar:

Niveles de calidad alcanzables en las redes del STN y del STR,

en términos de duración de las indisponibilidades.

Niveles de calidad exigibles en las redes del STN y del STR a

partir de los niveles de reales de cada TN o cada OR.

Alcance de las tareas:

Análisis de la información de la base suministrada.

Determinación de los Niveles de Calidad Reales.

Estimación de los Niveles de Calidad Alcanzables.

Estimación de niveles de Calidad Exigibles.

4

Etapas del Estudio

Información Base

• Regulación del sector

• Procedimientos y Normativa

• Externalidades del SIN

Análisis de Datos

• Benchmarking Internacional

• Adecuación de los Registros de Eventos y Activos

Niveles de Calidad de Reales

• Por Equipo

• Por Grupo de Equipo

Estimación de los Niveles de Calidad

• Alcanzables en el Mediano Plazo

• Exigibles en el Largo Plazo

• Confiabilidad

5

Etapas del Estudio I

Información Base




Análisis de Datos




• Por Equipo





• Confiabilidad

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Información Base: Antecedentes Regulatorios (1)

STN

Resolución CREG 011-2009, sobre la Metodología y Fórmulas Tarifariaspara la Remuneración de la Actividad de Transmisión de EnergíaEléctrica en el STN.

Resolución CREG 093-2012, Reglamento para el Reporte de Eventos yel Procedimiento para el Cálculo de la ENS y Disposiciones de Calidaddel Servicio en el STN.

STR

Resolución CREG 097-2008, Principios Generales y Metodología para elEstablecimiento de los Cargos por Uso de los STR y SDL.

Resolución CREG 094-2012, Reglamento para el Reporte de Eventos yel Procedimiento para el Cálculo de la ENS, y Disposiciones de Calidaddel Servicio en los STR.

Índices de referencia utilizados por la CREG:

Horas anuales de indisponibilidad (salidas forzadas y mantenimiento) y

Energía No Suministrada (ENS).

7

Información Base:Externalidades del SIN (2)

Las externalidades que se utilizaron para verificar la correlación conel resultado de los indicadores de referencia son: Altitud, nivelceráunico, Densidad de Descargas a Tierra (DDT), Nivel deprecipitaciones, Temperatura promedio, Índice medio de laruralidad del municipio, y riesgo: función de riesgo paramétrica queemplea seis variables, cinco variables numéricas (nivel ceráunico,Precipitación, Elevación, Densidad de Descargas a tierra, Días conlluvia) y una categórica (Salinidad). Se obtuvieron valores medios,máximos y mínimos.

Para aquel equipamiento que atraviesan más de un departamentoy/o municipio, como el caso líneas de alta tensión, se sacaronvalores promedio de las externalidades

Se verificó la relación entre los indicadores de indisponibilidad(cantidad de salida y tiempo de indisponible el equipamiento) y lasexternalidades. Para ello se utilizó el Coeficiente de Correlación dePearson: medida de la relación lineal entre dos variables aleatorias.

8

Etapas del Estudio II

Información Base




Análisis de Datos




• Por Equipo





• Confiabilidad

9

Análisis de Datos:Benchmarking Internacional (1)

Se revisó la información de estándares del ámbito internacionalsobre estadísticas de desempeño, de: Brasil (ANEL y ProyectoBDConf), Venezuela, Canadá, Chile, Jordania, Bolivia, Argentina, ypaíses de Centroamérica. Las estadísticas de fallas en estos paísesestán agrupadas por tipo de equipo, nivel de tensión, grupo deequipo, y son especificadas a través los indicadores de tasa de fallay tiempo de reposición.

Por otro lado de referencias internacionales se obtuvieron valoresde tiempos de referencia para eventos programados demantenimiento.

Los valores así obtenidos fueron utilizados para comparar y formarobjetivos alcanzables y exigibles de calidad.

10

Análisis de Datos: Adecuación de los Registros de Eventos (2)

Se analizó la información de los eventos considerando las estadísticasde indicadores presentadas por: Activos, en el modo que describe laregulación, y Grupo de activos, para obtener indicadores comparablescon resultados internacionales.

Análisis que considera estadísticas reales por equipo/activo

Determina los niveles de calidad reales de la indisponibilidad delequipamiento del STN y STR.

Compara con las referencias de indisponibilidad de la normativa.

Considera indisponibilidad por causa forzada y de mantenimiento.

Análisis que considera estadísticas reales para un grupo deequipos/activos

Forma grupos, constituidos por la línea de alta tensión o eltransformador de potencia, con las bahías que se operan para suconexión al STN y STR, según corresponda.

Compara con indicadores internacionales.

Considera indisponibilidad forzada del equipamiento del STN y STR.

11

Análisis de Datos: Adecuación de las Causas de Indisponibilidad (3)

Tipos de Indisponibilidad: se particularizó en aquellos tipos deindisponibilidades que no son excluidas (o son incluidas) de lacontabilización y que generan compensación en los términos quedefine la normativa.

STNCausas

Actos de terrorismo

Catástrofe natural

Cierre Pruebas

Evento no programado Otro Sistema

Expansión

Forzado

Instrucción CND

Mantenimiento

Mantenimiento mayor

No Programado en Consignación

STRCausas

Actos de terrorismo

Catástrofe natural

Cierre Pruebas

Evento no programado Otro Sistema

Expansión

Forzado

Instrucción CND

Mantenimiento

Mantenimiento mayor

No Programado en Consignación

Forzado externo

Plan ordenamiento territorial

Maniobra apertura

Maniobra cierre

Condición operativa

Derrateo Disponibilidad

Nota: En gris están aquellasindisponibilidades que NO sonexcluidas para el cálculo de laIndisponibilidad de los activos

12

Etapas del Estudio III

Información




Análisis de Datos




• Por Equipo





• Confiabilidad

13

Niveles de Calidad por Equipo: Indisponibilidad del STN

Se obtuvieron resultados de los reportes de eventos con base en lainformación del HEROPE. Se analizó aquellas indisponibilidades que sonconsideradas como no excluidas de ser compensadas en términos de lanormativa vigente. Con los valores de duración y cantidad de eventos seobtuvieron las horas promedio de indisponibilidad (de eventos forzados ymantenimiento), por tipo de equipo y por tensión (sólo STN):

Los equipos decompensación están porarriba del máximo de horasanuales permitidas (módulode compensación: 15horas), considerando en laindisponibilidad la sumaentre salidas forzadas yaquellas que corresponden aeventos de mant.(programadas).

() Máximas horas anuales deindisponibilidad.

Tipo de Equipo 34.5 G-220 500 GT-500 S/D

Bahía Acople 0.1 5.1 0.1

Bahía Central 6.2 3.7

Bahía Compensación (16 h) 8.6 7.4

Bahía Línea (15 h) 5.8 4.0

Bahía Seccionamiento 1.9

Bahía Trafo (15 h) 6.2 4.3 8.7

BahiaTransferencia 5.2

BarraEquivalente 5.9 5.2

Condensador (15 h) 26.9

Línea (20 h/ 37 h) 6.3 2.8

Reactor 5.7

SistemaScada 6.0

Subsistema 5.9 19.8

Svc 18.1

Transformador (28 h) 8.4

Vqc (5 h) 4.2 28.2

14

Niveles de Calidad por Grupo de Equipos: Información (1)

Se contó con información del HEROPE y RVEM, que tiene registrosde los eventos con la indisponibilidad de los equipos, caracterizadapor: tiempo de ocurrencia, tiempo instrucción, tiempo reporte,movimiento, disponibilidad, etc.

Se adecuó la caracterización original de eventos con el objetivo deobtener resultados consistentes con las prácticas de valorización deindicadores de calidad que se encuentran en el sector(internacional), e incluir aquellos atributos necesarias paraencontrar patrones de fallas de los equipos (de niveles de tensión,año de ingreso, etc.).

Se utilizaron como referencia indicadores de tasa de falla y tiempomedio de reparación. La tasa de falla en líneas considera los km.

El ejercicio de adecuación incluyó tareas que vinculan y completanla información de los activos y eventos.

15

Niveles de Calidad por Grupo de Equipos: Información (2)

Se adecuó la clasificación del tipo de causas de eventos, y seagruparon los tipos de causas en aquellos eventos que debenconsiderarse como realmente forzados por no ser programados(que considera una falla del sistema), respecto de las demantenimiento y otras.

Como resultado de la adecuación, para los registros de eventos yequipos se obtuvieron grupos de activos para el STN (líneas otransformadores con sus bahías correspondientes). Se consideróaño de ingreso a la fecha de entrada en operación de los equipos yse asociaron externalidades a los registros.

16

Niveles de Calidad por Grupo de Equipos: Metodología (3)

Metodología:

Se obtuvieron estadísticas reales por grupo de equipo y niveltensión (transformadores, líneas, y compensación) para todo elperíodo de estudio (STN y STR).

Se identificaron aquellos resultados de indicadores que teníandiferencias sustanciales con los indicadores de referenciaobtenidos en el Benchmarking, y se analizó la descripción de lacausa y el detalle de las observaciones.

Se analizaron aquellos grupo de activos que registraron y/otuvieron eventos que son considerados como atípicos, ya seapor la suma de tiempo de indisponibilidad que genera en lamuestra, o por la cantidad de salida que tuvo el equipo.

17

Niveles de Calidad por Grupo de Equipos: Metodología (4)

Continúa…

Se tomaron como aceptables aquellos grupos de activos queregistraron valores que no superan el valor promedio de la muestramás dos desviaciones estándar:

𝑅𝑒𝑔𝐴𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑏𝑙𝑒

≤ Y ̄𝑗𝑖 + 2 𝜎𝑌

En algunos casos se recurrió al análisis de clúster, que consiste en laclasificación de todos los elementos de una muestra o población endiferentes grupos (G Grupos) de elementos homogéneos entre si, enfunción de la similitud entre ellos.

En base a los puntos anteriores, se formaron los indicadores para serobjetivos alcanzables y exigibles plausibles de cumplirse en elmediano y largo plazo

18

Resultado de los Niveles de Calidad Reales por Grupo (1)

Algunas estadísticas del STN:

Evolución total de tasa de falla de líneas de 500 kV y 220 kV.

19


Algunas estadísticas del STN:

Evolución total de tiempo de reparación de líneas de 500 kV y 220 kV.

20


Continúa…

Evolución de la tasa y tiempo de líneas de 500 kV: Elem. emergentes.

-

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

Promedio de Tasa de Falla2007








[1/año]x100km BACATA - PRIMAVERA 1 500 kV BOLIVAR - EL COPEY 1 500 KV CERROMATOSO - CHINU 1 500 kV

CERROMATOSO - CHINU 2 500 kV CERROMATOSO - PORCE III 1 500 kV CERROMATOSO - PRIMAVERA 1 500 kV

CERROMATOSO - SAN CARLOS 1 500 kV EL COPEY - OCAÑA 1 500 KV LA VIRGINIA - SAN MARCOS 1 500 kV

OCAÑA - PRIMAVERA 1 500 KV PORCE III - SAN CARLOS 1 500 kV PRIMAVERA - SANCARLOS 1 500 KV

SABANALARGA - CHINU 2 500 kV SABANALARGA - CHINU 1 500 kV SAN CARLOS - LA VIRGINIA 1 500 kV

Nombre linea afectada

Valores

Promedio de Tasa de Falla 2007 Promedio de Tasa de Falla 2008 Promedio de Tasa de Falla 2009 Promedio de Tasa de Falla 2010 Promedio de Tasa de Falla 2011 Promedio de Tasa de Falla 2012 Promedio de Tasa de Falla 2013 Promedio de Tasa de Falla 2014

Tipojunta Tension

0

1

2

3

4

5

6

7

Promedio de Tiempo mediode Falla2007








[h] BACATA - PRIMAVERA 1 500 kV BOLIVAR - EL COPEY 1 500 KV CERROMATOSO - CHINU 1 500 kV CERROMATOSO - CHINU 2 500 kV

CERROMATOSO - PORCE III 1 500 kV CERROMATOSO - PRIMAVERA 1 500 kV CERROMATOSO - SAN CARLOS 1 500 kV EL COPEY - OCAÑA 1 500 KV

LA VIRGINIA - SAN MARCOS 1 500 kV OCAÑA - PRIMAVERA 1 500 KV PORCE III - SAN CARLOS 1 500 kV PRIMAVERA - SANCARLOS 1 500 KV

SABANALARGA - CHINU 2 500 kV SABANALARGA - CHINU 1 500 kV SAN CARLOS - LA VIRGINIA 1 500 kV


Valores

Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de... Promedio de Tiempo medio de...Promedio de Tiempo medio de...

Tipojunta Tension

21


Continúa…

Evolución de la tasa y tiempo de líneas de 220 kV: Elem. emergentes.

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00









[1/año]x100km

ALTAMIRA - BETANIA 1 230 KV ALTAMIRA - MOCOA (JUNIN) 1 230 kV ALTAMIRA - MOCOA 1 230 KVALTO ANCHICAYA - PANCE 1 230 kV ALTO ANCHICAYA - YUMBO 1 230 kV ANCON SUR (EPM) - ANCON SUR (ISA) 1 220 kVANCON SUR (EPM) - MIRAFLORES 1 220 kV ANCON SUR (EPM) - OCCIDENTE 1 220 kV ANCON SUR (ISA) - ESMERALDA (ISA) 1 230 kVANCON SUR (ISA) - ESMERALDA (ISA) 2 230 kV ANCON SUR (ISA) - SAN CARLOS 1 230 kV ANCON SUR (ISA) - SAN CARLOS 2 230 kVANCON SUR (ISA) - SAN CARLOS 1 230 kV BACATÁ - NOROESTE 1 230 kV BACATÁ - NOROESTE 2 230 kVBACATÁ - TORCA 1 230 KV BACATÁ - TORCA 2 230 KV BALSILLAS - LA MESA 1 230 kVBALSILLAS - NOROESTE 1 230 kV BANADIA - CANO LIMON 1 230 kV BANADIA - SAMORE 1 230 kVBARBOSA - PORCE II (ANTIOQUIA) 1 220 kV BARBOSA (ANTIOQUIA) - EL SALTO 4 220 kV BARBOSA (ANTIOQUIA) - GUADALUPE IV 1 220 kVBARBOSA (ANTIOQUIA) - GUATAPE 1 220 kV BARBOSA (ANTIOQUIA) - LA TASAJERA 1 220 kV BARBOSA (ANTIOQUIA) - MIRAFLORES 1 220 kV


Valores

Promedio de Tasa de Falla 2007 Promedio de Tasa de Falla 2008 Promedio de Tasa de Falla 2009 Promedio de Tasa de Falla 2010 Promedio de Tasa de Falla 2011 Promedio de Tasa de Falla 2012 Promedio de Tasa de Falla 2013 Promedio de Tasa de Falla 2014

Tipojunta Tension

-10

10

30

50

70

90

110

130

150

Promedio de Tiempo medio deFalla2007








[horas]

Valores

Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall... Promedio de Tiempo medio de Fall...

Tipojunta Tension

22

Etapas del Estudio IV

Información




Análisis de Datos




• Por Equipo





• Confiabilidad

23

Niveles de Calidad por Grupo:Ejemplo de la Metodología (1)

STN, Líneas de 220 kV

Estadísticas reales

Tasa de falla:

Criterio de extraer atipicidades: 3.1 [1/año por 100 km]

Propuesto como Alcanzable

Referencia internacional: 2.5 [1/año por 100 km]

Propuesto como Exigible

Tiempo medio de reparación

Referencia internacional: 4.6 [h]

Idéntico valor propuesto como Alcanzable y Exigible

Tiempo medio de reparación [h]

Sistema Equipo Tensión [kV] Reales

STN Línea 220 3.3 (3.26)

Tasa de Falla (por cada 100 km)


STN Línea 220 4.3

24

Niveles de Calidad por Grupo:Ejemplo de la Metodología (2)

STR, Líneas de 115 kV

Estadísticas reales

Tasa de falla:

Criterio de benchmarking internacional: 4.0 [1/año por 100 km]

Idéntico valor propuesto como Alcanzable y Exigible

Tiempo medio de reparación

Criterio de extraer atipicidades : 7.7 [h]

Propuesto como Alcanzable

Análisis de Clúster: 3.7 [h]

Propuesto como Exigible



STN Línea 115 28.72

Tasa de Falla (por cada 100 km)


STN Línea 115 28.74

Grupo de

Clúster

Promedio de Tiempo

medio de reparación

Cantidad de

Eventos

1 5.77 20

2 3.70 268

3 308.53 4

25

Resumen de los Niveles Indicadores de Calidad (1)

Tasa de falla

Tasa de Falla (en caso de líneas los valores son por cada 100 km)

Sistema Equipo Tensión [kV] Reales Alcanzables Exigibles

STN Línea 500 1.1 1.0 1.0

STN Línea 220 4.3 3.1 2.5

STN Transformador Grupo 500/220 0.7 0.7 0.4

STR Línea 115 28.7 4.0 4.0

STR Línea 66 46.9 9.0 9.0

STR Transformador Grupo 500/115 0.9 0.6 0.4

STR Transformador Grupo 220 1.0 0.8 0.7


26


Tiempos medios de reparación


Sistema Equipo Tensión [kV] Reales Alcanzables Exigibles

STN Línea 500 0.4 2.3 2.3

STN Línea 220 3.3 4.6 4.6

STN Transformador Grupo 500/220 1.6 40.0 40

STR Línea 115 28.7 7.7 3.7

STR Línea 66 20.2 8.4 5.9

STR Transformador Grupo 500/115 3.5 40 40

STR Transformador Grupo 220 105.9 13 13


27


Eventos de Mantenimiento Programado: Reales

Eventos de Mantenimiento Programado: Alcanzables y Exigibles

AplicaciónIndisponibilidad Programada para Transformadores

Horas/año/unidad Salidas/año/unidad

Alcanzables 45.0 3.0

Exigibles 45.0 2.0

AplicaciónIndisponibilidad Programada para Compensación

Horas/año/unidad Salidas/año/unidad

Alcanzables 15.0 2.0

Exigibles 15.0 2.0

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Indisponibilidad Programada - Alcanzable

STN/STR

Voltaje

[kV]

Horas /

año-100km

Salidas /

año-100km

500 30.0 8.0

200 a 230 30.0 8.0

60 a 138 30.0 10.0

LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Indisponibilidad Programada - Exigible

STN/STR

Voltaje

[kV]

Horas /

año-100km

Salidas /

año-100km

500 30.0 8.0

200 a 230 30.0 8.0

60 a 138 30.0 8.0

Sistema Equipo Tensión [kV]Tiempo de

Mantenimiento

Salidas

program.

STN Línea 500 9.3 1.0

STN Línea 220 24.2 2.9

STN Transformador Grupo

500/220

19.8 2.2

STN Reac./Comp. - 9.1 1.0

Sistema Equipo Tensión [kV] Tiempo de

Mantenimiento

Salidas

program.

STR Línea 115 125.9 15.7

STR Línea 66 28.8 4.0

STR Transformador Grupo 500 16.0 1.9



STR Reac./Comp. - 13.1 1.9

28

Análisis de Confiabilidad:Modelos Utilizados (1)

En base a la red de transmisión se parametrizaron las líneas ytransformadores (según nivel de tensión) con los indicadoresrecomendados como alcanzables y exigibles en un escenario de2015. La red utilizada tiene topología que considera lasampliaciones sobre el sistema de transporte y generación, conescenarios de demanda y de generación para las bandas demáxima, media y mínima.

Se utilizó la herramienta de Confiabilidad del software DIgSILENTque permite obtener indicadores de referencia internacional, yparticularmente las interrupciones de suministro a la demanda delsistema mediante la aplicación de métodos estadísticos.

El análisis de confiabilidad constituye una extensión probabilista delanálisis de contingencias, considerándose en cada contingencia losdatos estadísticos de frecuencia y duración de falla de cada uno delos equipamientos modelados.

29

Análisis de Confiabilidad: Herramienta de Simulación (2)

El análisis considera la respuestadel sistema en los diferentesestados de falla para determinarqué situaciones conducen ainterrupciones de suministro, yrealiza las adaptaciones necesariaspara cumplir las restricciones decálculo (sobrecarga y perfil detensión).

Modelo del Sistema

Eléctrico

Modelo de Carga

Modelo de Fallas

Estado del

Sistema de

Generación

Análisis de

Efecto de Falla

Evaluación

Estadística

Diagrama de flujo de la metodología :Análisis de Confiabilidad

30

Análisis de Confiabilidad: Resultados (3)

ENS con indicadores Alcanzables (escenario 2015)

Se obtiene una ENS de 191 543 MWh, que representa 2,9 de la energía suministrada por milpara el año 2015.

ENS con indicadores Exigibles (escenario 2015)

Se obtiene una ENS de 118 989 MWh, que representa 1,8 de la energía suministrada por milpara el año 2015.

ENS [MWh/a] (Alcanzables)

Máxima Medio Mínima

18 228 149 289 24 026

ENS [MWh/a] (Exigible)

Máxima Medio Mínima

8 452 98 929 11 607

31

Información

•Regulación del sector

•Procedimientos y Normativa

•Externalidades del SIN

Análisis de Datos

•Benchmarking Internacional

•Adecuación de los Registros de Eventos y Activos


•Por Equipo

•Por Grupo de Equipo


•Alcanzables en el mediano Plazo

•Exigibles en el Corto Plazo

•Confiabilidad

Conclusiones

32

Conclusiones (1)

Generalidades:

La normativa se caracteriza por aquellos indicadores de duraciónde la indisponibilidad de los activos determinando las MáximasHoras Anuales de Indisponibilidad Ajustadas y la ENS. Por elcontrario, no considera el número o tasas de falla deindisponibilidad, al igual que se utiliza en parte de la normativainternacional.

Es necesario adoptar una metodología para registrar los reportesde evento con una descripción de las condiciones que originaronel evento. Todas estas recomendaciones están orientadas aenriquecer el análisis de una futura revisión de los objetivos decalidad asociados fundamentalmente a los equipos clave (líneas ytransformadores).

33

Conclusiones (2)

Es necesario una correcta colección de datos de los registroshistóricos de los eventos, causa, responsables, compensacionesequipo involucrados, etc. que permita formar indicadoresconsistentes en futuras revisiones.

Del análisis de las externalidades y de los eventos deindisponibilidad, no se obtuvo una correlación significativa entre lasexternalidades y los indicadores de referencia. Esto supone que losvalores se relacionan con las prácticas de operación ymantenimiento.

34

Conclusiones (3)

Análisis de los Indicadores:

Por grupo de equipos se concluye que para el STN:

Las tasas de falla en promedio resultan aceptable para laslíneas de 500 kV y se encuentran por debajo de los valoresobtenidos en el ámbito internacional. Los tiempos para líneasen 500 kV resultaron ser mejores en comparación con losvalores internacionales por lo que se propone valores másrelajados en cuanto a las exigencias.

Para las líneas de 220 kV, los indicadores obtenidos seencuentran en el orden de los vistos en el ámbito internacional,y mas exigentes, por lo que las expectativas son posibles delograr en el mediano y largo plazo. Esto supone que esnecesario adecuar los programas de operación ymantenimiento que permitan mejorar los indicadores.

35

Conclusiones (4)

Continúa..

En cuanto a los transformadores 500/220 kV, las tasas de fallaobtenidas son aceptables, y es necesario implementar mejorasmínimas en los programas. Los valores registrados de tiemposde reposición del servicio de los transformadores deben sercorrectamente discriminados para que en la descripción de losregistros de eventos se distingan salidas forzadas (por fallapermanente propia del transformador que requiera sureemplazo o reparación), respecto de aquellas que se atribuyana eventos del tipo operativos (maniobra, sobrecargas, etc.)

36

Conclusiones (5)

Por grupo de equipos se concluye que para el STR:

Las tasas de falla para líneas de 115 kV y 66 kV son elevadas,y no están dentro del orden de los indicadores del ámbitointernacional. No se puede concluir que el valor elevado deeste indicador esté asociado a la falta de adecuación de estosprogramas, o sólo se debe a una inadecuada descripción oidentificación en el tipo de causa en los reportes. De todosmodos, adaptar las tasas a los valores objetivos requerirá deprogramas de operación y mantenimiento adecuados teniendoen cuenta los tiempos de accesos a las instalaciones, ubicaciónde los centros de operación, considerando las condicionesgeográficas y climáticas del emplazamiento de los equipos.

En cuanto a los tiempos de reparación en líneas de 115 kV y 66kV, están por arriba de los valores internacionales, y serecomienda adecuar los programas que optimicen losresultados sobre el STR.

37

Conclusiones (6)

Continúa..

Para los transformadores que se encuentran en el grupo de500/115 kV, 220 kV y 115 kV, se tendrá que realizar unesfuerzo en los programas que apunten al mediano y largoplazo, ya que las tasas se encuentran ligeramente por arriba delos valores del ámbito internacional (caso mayor es el 115 kV).

Los tiempos de reposición del servicio de transformadores en elcaso de 220 kV están por arriba a los del ámbito internacional,mientras que los 500/115 kV y 115 kV están por debajo por loque se propone valores mas relajados. Estos valores detiempos de reposición de transformadores deben sercorrectamente discriminados para que en la descripción de losregistros de eventos se distingan salidas forzadas (por fallapermanente propia del transformador que requiera sureemplazo o reparación), respecto de aquellas que se atribuyana eventos del tipo operativos (maniobra, sobrecargas, etc.).

38

Conclusiones (7)

Del Análisis de confiabilidad:

En cuanto a la ENS, se obtuvieron resultados en función de lasexigencias esperadas de los niveles de calidad, ya seaalcanzable o exigibles, aunque estos valores resultan aúnelevados. Es necesario identificar aquellos equipamientos queson críticos en términos de indisponibilidad.

Por otro lado, son de interés el ASAI y ASUI en redes que sonidentificadas como servicio de transmisión, que para lascondiciones en que fueron modelados de niveles de calidadexigible resultaron valores ligeramente por abajo (99.83 % deASAI) al valor límite (mínimo) que surge de la experienciainternacional de 99.9 %.

39

Web: www.me-consultores.com

¡Muchas gracias por la atención!

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