CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE CIRCUITOS ELÉCTRICOS DE

DISTRIBUCIÓN DE 13,8 Y 24 kV EN VENZUELA

Dra. Carmen Vásquez1, Ing. Marlon Montesinos2, Ing. Mayerlin Molina1

Dra. Carolina Blanco1, Dr. William Osal1

1Universidad Nacional Experimental Politécnica “Antonio José de Sucre” Vicerrectorado Barquisimeto. 2 C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto. Clasificación según el temario: A

DATOS DE LA EMPRESA Dirección: Av. Corpahuaico con Av. La Salle, Parque Tecnológico. Localidad: Barquisimeto, Estado Lara Código Postal: 3001 País: Venezuela Teléfono: 00582514414654 Fax: 00582514414654 E-Mail: cvasquez@unexpo.edu.ve

Resumen La teoría de confiabilidad es de gran utilidad en los sistemas de distribución, donde se requieren metodologías que permitan evaluar el impacto de las interrupciones a los usuarios. La calidad del servicio brindado se evalúa a través de los índices de confiabilidad, para generar propuestas de mejoras con el objeto de reducir las interrupciones del servicio. Los índices de confiabilidad consideran aspectos como: el número de clientes afectados, la duración y frecuencia de las interrupciones y la cantidad de potencia interrumpida en función de la carga conectada, entre otras. El presente trabajo tiene como objeto determinar los índices de confiabilidad de dos sistemas de distribución aéreos en niveles de 13,8 y 24 kV para lo que se diseña un programa computacional. Los índices que se consideran son: el tiempo medio entre fallas y los establecidos por las normas IEEE 1366 (SAIFI, SAIDI, CAIDI y MAIFI). La metodología es la siguiente: se analiza la estadística de falla a través de los registros diarios de la empresa (fallas registradas en la bitácora de la subestación y las llevadas por los reclamos de los suscriptores), se clasifican las fallas en función de los elementos fallados (transformador, descargador de sobretensión, cortacorriente y desconocidas), se estiman los índices de confiabilidad y se analizan estos resultados, para cada elemento fallado y cada circuito se hizo el cálculo de los índices de confiabilidad mencionados anteriormente. Se demuestra que el cálculo de estos índices es una referencia de la frecuencia y duraciones promedio de las interrupciones y de los suscriptores afectados para cada circuito.

Palabras clave: Confiabilidad, Índices de Confiabilidad, Circuitos eléctricos de distribución.

LISTA DE SÍMBOLOS i Evento de interrupción. IDi Número de interrupciones momentáneas o de operaciones de los dispositivos de

protección.

Ni Número total de clientes interrumpidos por cada interrupción. Nmi Número de clientes interrumpidos por cada evento de interrupción momentánea NT Número total de clientes servidos. ri Tiempo de reposición para cada evento de interrupción. m Número eventos.

INTRODUCCIÓN Hoy en día es importante diseñar y operar sistemas eléctricos que no sólo tengan la máxima eficiencia sino que presten su servicio bajo estándares de calidad. Dichos estándares establecen que la energía eléctrica debe servirse bajo distorsiones de la onda y número de interrupciones en términos de valores aceptables. En tal sentido, la calidad de energía eléctrica se puede definir como los requerimientos de las variaciones de las ondas y de la continuidad que satisfacen las necesidades de sus clientes. Ésta se evalúa en función de los valores admisibles que garanticen el funcionamiento de los equipos eléctricos y electrónicos. La calidad de la energía eléctrica puede dividirse en dos (2) grandes temas: la calidad de la potencia eléctrica (la cual se refiere a las variaciones en la forma, frecuencia y amplitud de las señales de corriente y tensión) y la continuidad del servicio, para la cual se consideran las interrupciones del suministro eléctrico [1].

Los temas de calidad de la potencia y continuidad del servicio están relacionados con las necesidades de los clientes. La continuidad del servicio es un de los primeros indicadores utilizados para evaluar la calidad de la energía eléctrica, ya que la distorsión de las ondas comienzan a afectar a los equipos después de la década de los 70, con la aparición de los dispositivos electrónicos sensibles a las perturbaciones. Su valoración se hace en función de las interrupciones del servicio y su impacto sobre los clientes.

Las interrupciones tiene una importante repercusión los costos en los sectores comercial e industrial, especialmente en este último ya que se ven mayormente afectados por las pérdidas de producción y por la reparación de equipos dañados. Aunque en menor escala en cuanto a pérdidas económicas, los clientes residenciales de igual manera se ven afectados por las interrupciones, degradando su calidad de vida y el tiempo de vida útil de los equipos electrodomésticos.

En la actualidad, la presencia de las interrupciones ha cobrado gran importancia debida a la existencia de una mayor cantidad de cargas sensibles, aunque éstas sean de corta duración. La Ley Orgánica de Servicio Eléctrico (LOSE) [2], el Reglamento de Servicio (RS) [3] y a las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad (NCSDE) [4] establecen los valores aceptables y las sanciones para las empresas distribuidoras venezolanas por este concepto, en función de la energía dejada de servir y de los factores de penalización por recurrencia.

Por estos motivos, las empresas distribuidores se han dedicado a realizar análisis de sus interrupciones con la idea de minimizar sus causas. Estos análisis se realizan de diversas formas y, entre éstas, la más usada es la basada en la teoría de confiabilidad. Esta teoría se puede aplicar en cualquier sistema o equipo que este en funcionamiento y por consiguiente ésta sujeto a fallar [5].

Para evaluar el impacto de las interrupciones a los usuarios en los sistemas de distribución se han establecido los índices de confiabilidad. Estos índices permiten evaluar el desempeño de estos sistemas y, en muchos casos, establecer las mejoras a implementar para disminuir las interrupciones y, en consecuencia, las pérdidas por este concepto y los costos por las sanciones contempladas en la legislación.

Los índices de confiabilidad recomendados en las normas consideran aspectos como: la duración y frecuencia de las interrupciones temporales, número de interrupciones momentáneas, la cantidad de potencia interrumpida y de la energía no suministrada y el número de clientes afectados. El número de clientes afectados puede ser estimado en función de la porción del sistema que queda sin servicio al ocurrir la interrupción o con técnicas basadas en herramientas estadísticas como la Simulación de Montecarlo. La Tabla 1 muestra los índices de confiabilidad establecidos para los sistemas de

distribución, establecidos con base a las recomendaciones establecidas en las NCSDE [4] y la IEEE 1366-2003 [6].

Tabla 1. Índices de confiabilidad

Índice de Confiabilidad Definición Abreviatura Número medio de fallas λ Tiempo medio entre fallas TMS Tiempo medio de salida anual TMSA

Índices primarios

Tiempo medio entre fallas TMEF Frecuencia media de la interrupciones FMIK Índices basados en la potencia

interrumpida Tiempo total de las interrupciones TTIK Frecuencia media de interrupciones en el sistema

FMIS

Frecuencia media de interrupciones la cliente FMIK Duración media de interrupción del cliente TTIK Frecuencia media de interrupción al cliente CAIFI Duración promedio de interrupción al sistema SAIDI Duración media de interrupción al cliente CAIDI Disponibilidad media del servicio ASAI Indisponibilidad media del servicio ASUI Tiempo promedio de restauración del servicio ATPII

Índices basados en los clientes

Minutos del consumidor por interrupción CMPII Duración media de interrupción del sistema ASIDI Frecuencia media de interrupción del sistema ASIFI Duración media de interrupción del circuito ACIDI

Índices basados en la carga interrumpida

Frecuencia promedio de interrupción del circuito

ACIFI

Energía no suministrada ENS Energía media no suministrada AENS

Índices basado en la energía no suministrada

Corte promedio al cliente ACCI Índices en función de las interrupciones momentáneas

Frecuencia media de interrupción momentánea MAIFI

Es por esta razón, con la realización de este trabajo se busca hacer un análisis del registro de interrupciones del servicio de un sistema de distribución de seis (6) líneas aéreas de 13, 8 y 24 kV, tres (3) de cada tipo, con base a la estadística de interrupciones llevada por las empresas distribuidoras, con el objeto de comparar los índices de confiabilidad de ambos sistemas. El registro de interrupciones es llevado de dos (2) formas: a través de la bitácora de las subestaciones y con base los reclamos de los clientes. Ésta última cuando sólo una porción del sistema se queda sin servicio a causa de una interrupción por la falla en al menos uno de sus elementos.

CONSIDERACIONES BÁSICAS La teoría de la confiabilidad se basa en evaluar los indicadores de tasa de falla, tiempo entre fallas y la duración de las fallas en cualquier sistema que este sujeto a fallar [6,7]. La Figura 1 muestra, de forma esquemática, la forma de obtener el tiempo entre fallas. Esta teoría se basa, en forma general, en determinar la confiabilidad de un sistema en función de la ocurrencia de las fallas. Para el caso de sistemas de distribución se consideran que estas fallas provocan una suspensión o interrupción del servicio. El TMEF representa el intervalo de tiempo más probable entre la ocurrencia de una falla y la falla siguiente en el circuito y en los elementos del circuito, como se muestra en la ecuación (1).

m

TEFiTMEF

m

1i∑== (1)

En la década de los 90, empresas eléctricas y organizaciones internacionales ligadas a los procesos de normalización oficializaron los índices de confiabilidad para los sistemas de distribución de electricidad. Estos índices se determinan en función del número de clientes del sistema de distribución para un período de un año. La norma IEEE 1366 – 2003 [6] es una guía para determinar estos índices. Entre los índices que consideran la valoración en función del número de clientes afectados se encuentran:

TEF

F1 F2 Fm

Figura 1. Tiempo Entre Fallas (TEF)

El SAIFI es un índice que establece la frecuencia promedio de interrupciones sostenidas del sistema al año.

T

m

1i i

N

NSAIFI ∑ == (2)

El SAIDI es el índice que establece al tiempo, en minutos u horas, que los clientes son interrumpidos.

T

m

1i ii

N

NrSAIDI ∑ == (3)

El CAIDI representa el índice de duración promedio de las interrupciones a los clientes.

SAIFISAIDI

N

NrCAIDI m

1i i

m

1i ii==

∑∑

=

= (4)

El MAIFI especifica el índice de la frecuencia promedio de interrupción momentánea.

T

m

1i ii

N

NIDMAIFI ∑ == (5)

La ENS especifica la energía no suministrada en el año para la totalidad de los clientes.

∑≡

≡m

iiENSENS

1

(6)

La AENS especifica la energía no suministrada en el año para la totalidad de los clientes.

T

m

ii

N

ENSAENS

∑≡≡ 1 (7)

METODOLOGÍA Se analizan dos (2) sistemas aéreos, ubicados en sitios geográficos y administrados por empresas diferentes, de niveles de tensión de operación de 13,8 y 24 kV. La forma de llevar el registro de las fallas en ambos sistemas es diferente en tal forma que la metodología para analizarlos es diferente.

El sistema de 13,8 kV consiste en tres (3) líneas aéreas de 13,8 kV con las características que se muestran en la Tabla 2. Ya que la empresa lleva registrado la energía en (MWh) interrumpidos se determinan los índices ENS, AENS y MAIFI. Se analiza la estadística de falla desde el año 2005 al 2006.

Tabla 2. Características De Las Líneas de 13, 8 kV

LÍNEA POTENCIA INSTALADA

(kVA)

LONGITUD (km)

A1 13.960 23,45

A2 14.810 21,28

A3 12.280 20,33

El sistema de 24 kV analizado corresponde a tres (3) líneas de distribución aéreas de 24 kV con las características descritas en la Tabla 3. Ya que la empresa lleva registrado son los números de clientes interrumpidos se determinaron los índices SAIFI, SAIDI, CAIDI y MAIFI. Se analiza la estadística de falla llevada por la empresa desde el año 2005 y 2006.

Tabla 3. Características De Las Líneas de 24 kV

LÍNEA POTENCIA INSTALADA

(kVA) *

LONGITUD (km)*

NÚMERO DE

CLIENTES*

L1 15.668 154 10.792

L2 5.240 37 3.609

L3 6.567 170 4.254

*Para el año 2006

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Del sistema de 13,8 kV se analizaron 405 fallas, de las cuales 136, 139 y 117 corresponden a las líneas A1, A2 y A3, respectivamente. La Tabla 4 muestra los índeces para el período en estudio. De la misma forma la Tabla 5 muestra los índices de confiabilidad para el período en estudio.

Tabla 4. Índices de confiabilidad calculado para el sistema de 13,8 kV

ENS

(MWh)

AENS

(MWh)

MAIFI

(falla/año)

LÍNEA

2005 2006 2005 2006 2005 2006

A1 474,85 163,86 5,46 2,30 25 31

A2 226,50 103,05 2,98 1,43 20 28

A3 159,57 110,07 3,06 2,12 17 14

Se puede observar en la Tabla 4 que la línea de mayor longitud (A1) es la que presenta, para los dos años en estudio, los índices de confiabilidad más alto. De forma análoga, la línea A2, de menor longitud, también registra menor valor de estos índices. En tal sentido se puede sugerir a la empresa, sean redistribuidos los cliente más equitativamente entre los circuitos para seccionarlos y hacerlos más cortos.

Tabla 5. Índices de confiabilidad calculada para el sistema de 24 kV

SAIFI

(falla/cliente)

SAIDI

(min/año)

CAIDI

(min/cliente)

MAIFI

(falla/año)

LÍNEA

2005 2006 2005 2006 2005 2006 2005 2006

L1 8,44 5,67 3,45 2,21 4,10 3,91 27 14

L2 1,92 1,40 1,04 5,92 5,06 4,24 10 40

L3 1,82 1,41 1,04 7,07 5,33 4,25 23 133

Se puede observar en la Tabla 5 que la línea de mayor potencia instalada (L1) es la que presenta, para los dos años en estudio, los índices de confiabilidad más alto. Similar al caso anterior, la línea de menor longitud, es la que registra menores interrupciones. En tal sentido se puede sugerir a la empresa, sean redistribuidos los cliente más equitativamente entre los circuitos para seccionarlos y hacerlos más cortos.

CONCLUSIONES Se analizaron los índices de confiabilidad de ENS, AENS, SAIFI, SAIDI, CAIDI y MAIFI de

un sistema de distribución de 13,8 y 24 kV compuesto de seis (6) líneas de diferentes longitudes, potencia instalada y número de clientes.

Los índices de confiabilidad, calculado para diferentes empresas, no deben ser utilizados para compararlas, son una buena muestra para determinar la calidad del servicio percibida por el cliente.

REFERENCIAS [1] Torres-Sánchez, H. y otros. Energía Eléctrica, Un Producto con Calidad –CEL-. Editorial ICONTEL. 2da edición. Colombia, 2003. Pp 73,74.

[2] República Bolivariana de Venezuela. Ley Orgánica del Servicio Eléctrico. Venezuela, 2001.

[3] República Bolivariana de Venezuela. Reglamento de Servicio, 2002.

[4] República Bolivariana de Venezuela. Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad. Venezuela, 2003.

[5] Nava, J. Teoría de mantenimiento. Definiciones y organización. Consejo de Publicaciones ULA. Venezuela, 2006. Pp 43-49.

[6] IEEE Std 1366-2003. IEEE Trial-Use Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. 2003. Pp 16.

[7] EPRI. Reliability Centered Maintenence (RCM) Technical Referente for Power Delivery. Electric Power Research Institute, Inc. 2003. Pp 11-1, 11-3

[8] Cacique, J. Diseño de un programa para calcula la confiabilidad en un sistema de distribución de energía eléctrica. Trabajo Especial presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista. UNEXPO. Venezuela, 2007. Pp. 138.

[9] Vásquez, C. Montesinos, M. Osal, W. y Blanco, C. Índices de Confiabilidad de Líneas Aéreas de Distribución. IV Simposio Internacional sobre la Calidad de la Energía Eléctrica SICEL2007. Ciudad de Medellín, Colombia, 2007.