REPOSICIÓN DE SUMINISTRO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

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.


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.


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


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 A1. Primera parte del algoritmo (localizador de fallo). _______________________________ 99

Tabla A2. Segunda parte del algoritmo (identificador de distancia). _________________________ 100


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.


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.


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


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.


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


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)


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


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


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


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.


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.


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


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


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.


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.


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.


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].


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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)


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)


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


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)


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.


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.


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


59


- 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


- 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:


la red existe un anillo cerrado. La corriente llega hasta el fallo en dos direcciones.


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.


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).


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.


Figura 4.12. Almacenamiento de localización de falta.

Memoria

62


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.


- 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.


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.


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.


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


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.




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




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.


69


c) Identificar el estado de los DPFI

En el presente escenario, todos los DPFI funcionan correctamente, es decir ninguno de ellos presentan ningún defecto.


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.


g) Localizar la falta

En ese punto se indica la localización donde se ha producido la falta.


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.


if ig Tipo




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.


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


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.


e) Distancia desde DPFI 21FL hasta el fallo


f) Máximos y mínimos


g) Enlace entre DPFI con DPFI 21FL




75

Figura 4.40. Diferencia y enlace entre DPFI with DPFI 21FL

h) Distancia final


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:




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.


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.


m) Identificar el estado de los DPFI

En el presente escenario, todos los DPFI funcionan correctamente, es decir ninguno de ellos presentan ningún defecto.


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.


q) Localizar la falta

En ese punto se indica la localización donde se ha producido la falta.


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.


if ig Tipo




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.


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


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.


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

82


m) Distancia desde DPFI 21FL hasta el fallo


n) Máximos y mínimos


o) Enlace entre DPFI con DPFI 21FL



Figura 4.59. Diferencia y enlace entre DPFI with DPFI 21FL

p) Distancia final



83

Memoria

84

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.


85

Memoria

86


87

Memoria

88


89

Memoria

90


91

Memoria

92


93

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.


95

Bibliografía

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Madrid. II Congreso de Smart Grid. Octubre 2014, p. 2, 2014

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Figuras

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[2] Red Eléctrica actual y transición futura. Fuente: Universidad Icesi, Colombia.

[3] Dispositivos de protección actual y futuros. Fuente: Universidad Politécnica de Cataluña (EEBE -

UPC).

[4] Situación actual y futura ante la presencia de fallo. Fuente: II Congreso de Smart Grid. Octubre

2014

[5] Arquitectura de una Smart Grid. Fuente: worldwatch.org


99

Anexo A


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


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


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.


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

104

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.

REPOSICIÓN DE SUMINISTRO EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

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