Atención de Fallas en Subestaciones de Transmisión de Energía

IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 2, NO. 3, SEPTEMBER 2004
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Atención de Fallas en Subestaciones de
Transmisión de Energía
J. Mora1, G. Carrillo2, y J. Jaimes3
Resumen-- Este documento presenta la evaluación de índices
de confiabilidad del suministro de energía a las líneas de carga, y
el desarrollo de estrategias de restablecimiento del servicio para
diez subestaciones de transmisión de Interconexión Eléctrica S.A.
(ISA), principal transportadora de energía de Colombia.
Las estrategias de restablecimiento del servicio en
subestaciones de transmisión son de dos tipos: Consignas bajo
falla y planes de contingencia. Las consignas bajo falla sirven
para atender las fallas no destructivas de los sistemas de
maniobra, control y protección de las subestaciones. El plan de
contingencias sirve para atender las fallas destructivas de
interruptores y transformadores de potencia.
La aplicación de las consignas bajo falla y los planes de
contingencia tiene como consecuencia la reducción del impacto
económico
de
las
situaciones
de
emergencia
por
malfuncionamiento de los equipos. Estas estrategias permiten
también el cumplimiento de las metas de disponibilidad de los
equipos de potencia y el mantenimiento de la continuidad del
servicio al usuario final.
Palabras claves-- Confiabilidad, consignas bajo falla,
indisponibilidad, planes de contingencia, tasa de falla, tasa de
restauración.
I. INTRODUCCIÓN
L
A obligación de mantener altos estándares de calidad que
tienen las empresas encargadas de proveer el servicio de
energía eléctrica, las ha conducido a realizar una serie de
acciones para satisfacer los requerimientos reguladores
actuales. La influencia de las regulaciones relacionadas con
calidad del servicio, sobre las empresas encargadas del
suministro de energía, ha sido notoria en los últimos años.
Las resoluciones que afectan a los agentes económicos que
prestan los servicios de transporte de energía eléctrica
establecen que se debe mantener la continuidad en el servicio
dentro de niveles de calidad satisfactorios. La Comisión
Colombiana de Regulación de Energía y Gas (CREG), plantea
la medición de la calidad con base en indicadores de
disponibilidad de los activos de las empresas de transmisión.
Como consecuencia del actual panorama, la empresa más
importante de transporte de energía de Colombia,
Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), junto con la Universidad
Industrial de Santander (UIS), mediante una tesis de maestría
1
J. Mora es profesor de la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la
Universidad Tecnológica de Pereira, La Julita, Pereira, Colombia (e-mail:
[email protected])
2
G. Carrillo es profesor de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la
Universidad Industrial de Santander, Cra 27 Cll 9, Bucaramanga, Colombia
(e-mail: [email protected])
3
J. Jaimes es ingeniero de operación de ISA, Km 3 vía Florida-Girón,
Bucaramanga, Colombia (e-mail: [email protected])
en potencia eléctrica y ocho tesis de pregrado, desarrolló un
proyecto que permite agilizar la respuesta en caso de fallas
destructivas en interruptores y transformadores de potencia, y
fallas no destructivas de los sistemas de control y protección
de las subestaciones de transmisión de energía eléctrica.
Por otra parte, y con el propósito de mejorar la capacidad
de respuesta en caso de fallos y por ende la calidad del
suministro de energía eléctrica, se han realizado algunos
estudios, utilizando técnicas de inteligencia artificial (IA)
aplicada a los sistemas de potencia. En el ámbito mundial, el
tema ha sido abordado principalmente usando propuestas
metodológicas que utilizan técnicas tales como: sistemas
expertos, modelos de redes Petri, redes neuronales y lógica
difusa.
Las propuestas de sistemas expertos para el procesamiento
de alarmas, plantean aprovechar la experiencia acumulada por
los operadores, técnicos de mantenimiento, e ingenieros, para
implantar una base de conocimiento que, mediante una
interfase hombre-máquina, sirva para proveer la información
necesaria a una persona no experta [1]-[4].
Mediante la utilización de redes Petri, se plantea una
metodología para restaurar los subsistemas de una subestación
con mayor rapidez y efectividad. La metodología permite
analizar gran cantidad de reglas empíricas que se utilizan para
la restauración de cada sistema en particular, combinando la
experiencia en el manejo de subestaciones con métodos
computacionales de programación [5].
Así mismo, las redes neuronales artificiales han tenido una
gran utilización en sistemas de potencia. En [6], se describen
algunas aplicaciones de las redes neuronales a problemas
reales, ilustrando además algunos aspectos prácticos del
diseño de redes, requerimientos de los datos de entrenamiento,
características de la entrada y los algoritmos de aprendizaje.
De igual manera, en [7] se usan las redes neuronales para
establecer relaciones de entrada-salida a través de un proceso
de aprendizaje, sin tener que realizar una programación
específica. En lo concerniente con la evaluación de la
confiabilidad de sistemas de potencia, se encuentran
aplicaciones de redes neuronales como en [8] y [9].
Finalmente, la lógica difusa aplicada a sistemas de potencia
se referencia en [10], donde se realiza una comparación e
integración con otras técnicas para resolver problemas propios
de sistemas de potencia. Las técnicas con las cuales se
compara la lógica difusa son: Sistemas expertos, redes
neuronales, sistemas difusos y programación evolutiva.
Además, se compara con sistemas híbridos tales como:
sistemas expertos-difusos, expertos-neuronales, neuro-difusos
184
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 2, NO. 3, SEPTEMBER 2004
e híbridos de redes neuronales y algoritmos genéticos.
i. Deducir todos los caminos entre las fuentes y la carga.
Las técnicas mencionadas constituyen una herramienta ii. Construir una matriz de incidencia que identifique todos
los equipos en cada camino. En esta matriz existen tantas
fundamental para la implementación de las estrategias de
columnas como elementos posee el sistema a evaluar y
restablecimiento en un sistema de soporte a la decisión.
tantas filas como caminos mínimos. Para la construcción
Como contenido, en II se presenta la metodología usada
de esta matriz el elemento aij es igual a cero (0), si el
para la evaluación cuantitativa de confiabilidad de
elemento j no se encuentra en el camino mínimo i; y es
subestaciones de transmisión. Mediante esta técnica se
igual a uno (1), si el elemento j pertenece al camino i.
determinan los equipos a los que se debe brindar especial
iii.
Verificar
si todos los elementos de una de las columnas de
atención en de la subestación, y éstos son considerados como
la matriz de incidencia son diferentes de cero (0). Los
“equipos críticos” para la confiabilidad en el servicio del
componentes asociados con estas columnas forman
sistema. Posteriormente, en III se presenta el diseño de los
conjuntos de corte de primer orden.
procedimientos de atención de fallas no destructivas en
iv. Realizar la unión de dos columnas de la matriz de
sistemas de maniobra, protección y control de subestaciones
incidencia a la vez. Si todos los elementos de las columnas
(consignas bajo falla), y para atención de fallas destructivas en
combinadas son diferentes de cero, los componentes
transformadores de potencia (planes de contingencia).
asociados con esas columnas forman un corte de segundo
Finalmente, en IV se presenta un ejemplo de aplicación de las
orden. Eliminar los cortes contenidos de primer orden,
estrategias elaboradas, enfatizando en la reducción del índice
para obtener los cortes mínimos de segundo orden.
que mide la energía no suministrada por el sistema.
v. Repetir el procedimiento anterior con tres columnas al
Como resultado se determinaron los modelos de
mismo tiempo, para obtener los cortes de tercer orden.
confiabilidad y los índices de tasas de falla, de restauración y
Eliminar los cortes de primer y segundo orden.
energía no suministrada para 22 líneas de carga. Se elaboraron vi. Continuar hasta alcanzar el máximo orden de corte.
2246 consignas bajo falla no destructiva, y los planes de
A partir de la aplicación del método propuesto reduce el
contingencia para 9 transformadores y 66 interruptores de sistema de la figura 1, en el equivalente de la figura 2.
potencia. Mediante la aplicación de estas estrategias se mejora
S1
S2
la capacidad de respuesta en caso de fallas en subestaciones de
G2
G3
G1
T2
transmisión. Actualmente, las consignas bajo fallas y los
planes de contingencia están siendo implementados en un
B
software de apoyo a la toma de decisiones para ponerlos en
A
S3
S4
funcionamiento en el CTE Oriente de ISA.
G4
II. EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LA CONFIABILIDAD DE
SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN
Una de las principales diferencias entre el análisis de
confiabilidad de un sistema de potencia con respecto al de una
subestación, consiste en que ésta última involucra arreglos
mucho más complejos de interruptores [12]. Debido a lo
anterior, es necesario desarrollar modelos que consideren el
efecto de la operación de los interruptores, dentro de una
configuración específica de la subestación.
En este numeral, se presenta la evaluación de subestaciones
mediante la identificación de sus modos de falla, y los cambios
en las configuraciones que aseguren altos índices de
confiabilidad. Los equipos identificados como críticos deben
contar con estrategias que permitan el restablecimiento de las
condiciones normales, en caso de la ocurrencia de alguna falla.
A. Conjuntos de corte mínimos
Para determinar los equipos críticos del sistema utilizando
las técnicas de confiabilidad propuestas en [11] y [12], se
deben determinar los conjuntos de corte del sistema a evaluar.
En términos de confiabilidad, un conjunto de corte es un
arreglo de bloques (elementos del sistema bajo estudio),
dispuestos de tal forma que la falla simultánea de todos éstos
causa una ruptura entre la entrada y la salida de la red de
confiabilidad del sistema. Para la deducción de los conjuntos
mínimos de corte, se utiliza el siguiente algoritmo:
G5
G6
T1
S5
G7
S6
G8
G9
Fig. 1. Subestación de transmisión de configuración Interruptor y medio.
Para el sistema se asume que los transformadores T1 y T2
son 100% confiables y que constituyen la vía de alimentación
de la subestación
G2
A
A
B
S2
G3
B
G2
G2
S5
G7
G2
G3
G7
G8
G8
G8
G8
Fig. 2. Modelo de conjuntos de corte para la subestación de configuración
Interruptor y medio presentada en la Fig. 1.
B. Datos de confiabilidad
Para realizar una evaluación cuantitativa de la confiabilidad
se debe contar con datos tales como la tasa de falla (λ),
asociada a las fallas totales, fallas activas, así como frecuencia
y duración de los períodos de mantenimiento; tasa de
restauración (r), asociada al tiempo de restablecimiento del
MORA et al.: STRATEGIES TO ATTEND DESTRUCTIVE
185
elemento bajo falla o al tiempo de conmutación de
interruptores. Adicionalmente se considera la probabilidad de
atascamiento de los interruptores. A partir de estos índices, se
evalúa el índice de indisponibilidad anual del equipo (U), y la
energía no transmitida (E).
Para la evaluación de un sistema serie o paralelo de dos
elementos a y b, como el resultante de la determinación de los
conjuntos de corte se usan las siguientes ecuaciones básicas:
Paso 1
Determinación de la configuración de la S/E
Paso 2
Selección del tipo de evaluación
Paso 4
Deducción de los conjuntos de corte
Paso 5
Cuantificación de efectos de falla
Sistema serie
λT = ∑ λ i
⎡ fallas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
(1)
U T = ∑ ri λi
⎡ horas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
(2)
[horas]
(3)
rT =
∑r λ
∑λ
i
i
i
Sistema paralelo
λ pp =
λa λb (ra + rb ) ⎡ fallas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦ para λi ri << 1
8 760
(4)
ra rb
ra + rb
[horas]
(5)
U pp = rpp λ pp
⎡ horas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
(6)
rpp =
La energía no suministrada está dada por
E = (C arg a
⎡ MWh ⎤
promedio )×U ⎢
⎣ año ⎥⎦
(7)
C. Efectos considerados en la evaluación
Para la evaluación de la confiabilidad se consideran los
efectos de fallas totales traslapadas, fallas totales traslapadas
con mantenimiento, fallas activas y fallas activas traslapadas
con interruptores atascados.
El efecto total en las
subestaciones es la sumatoria de los efectos anteriores.
C. Metodología para la evaluación de la confiabilidad.
La metodología utilizada considera los pasos básicos
presentados en la figura 3.
Como primer paso se debe determinar la configuración de
la subestación a evaluar. Se requiere definir claramente las
líneas de la subestación que generalmente funcionan como
líneas que alimentan cargas desde la subestación, y aquellas
que alimentan a la subestación.
Paso 3
Selección de los datos estadísticos de
falla de componentes
Determinación de los
equipos críticos
de forma cualitativa
Paso 6
Cálculo de la energía no suministrada
Presentación de índices
cuantitativos de la confiabilidad
para la S/E
Fig. 3. Planteamiento metodológico básico para la evaluación de la
confiabilidad.
En el paso dos, se selecciona el tipo de evaluación a
realizar. Se puedan realizar dos tipos de evaluaciones: una
desde el punto de vista de la continuidad del servicio a cada
una de las cargas y otra desde el punto de vista de la
continuidad del servicio de alimentación a la subestación. En
la evaluación de la continuidad de alimentación a la carga se
considera la probabilidad que la carga pierda su fuente de
alimentación. Para la evaluación de continuidad de la
alimentación de la S/E se considera la conformación de los
conjuntos de corte que pueden afectar la continuidad de la
alimentación de toda la subestación. De los dos métodos
propuestos, para la evaluación cuantitativa de la confiabilidad
de las subestaciones del CTE Oriente, se seleccionó la
evaluación desde el punto de vista de la carga, debido a que la
información resultante permite estimar la energía promedio
por año que se deja de transmitir por cada uno de los circuitos.
A partir de esta información, ISA puede evaluar los costos
financieros o económicos asociados a las fallas.
El tercer paso, que implica la selección de los datos
estadísticos para falla de los componentes, es una parte
fundamental en el proceso de evaluación de la confiabilidad,
especialmente porque está asociada a la estimación
cuantitativa, que permite determinar qué equipos son
verdaderamente críticos para la continuidad del servicio.
La deducción de los conjuntos de corte es el paso cuarto, y
se realiza de acuerdo con el algoritmo propuesto.
Para la cuantificación de los efectos de falla asociados a la
evaluación cuantitativa de la confiabilidad (paso quinto), se
tienen en cuenta los siguientes tipos de contingencia: Fallas
totales, fallas totales traslapadas con mantenimiento de un
elemento, fallas activas y efecto del atascamiento de los
interruptores. Los tipos de contingencia seleccionados son
aquellos que tienen un mayor impacto en los índices de
confiabilidad [13]. Cada uno de los efectos se cuantifica por
separado y luego se adicionan para obtener los índices totales
En el último paso (sexto), se realiza el cálculo de la energía
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no suministrada a partir de la carga promedio y el índice de
indisponibilidad del circuito bajo análisis. A partir de este
índice se pueden realizar estimaciones de los costos
financieros de la indisponibilidad del circuito.
D. Equipos críticos.
Para el sistema bajo estudio, en la tabla 1 se presentan los
equipos seleccionados como críticos.
TABLA 1
EQUIPOS CRÍTICOS PARA LAS S/E DEL CTE-ORIENTE
S/E
Primavera
Comuneros
Circuito
Comuneros 1
Comuneros 2
Guatiguará
B/bermeja
B/manga
Guatiguará
Los Palos
Ocaña
ATR
Corozo 2
San Mateo
ATR
Ocaña
ATR
Ocaña
Los Palos
Tasajero
Toledo
Caño Limón
Banadía
ATR
ATR 1
Caño Limón
ATR 2
Samoré
Toledo
ATR
Banadía
ATR
Samoré
Equipos críticos
L247, L240, M040, B2
L267, L260, M060, B2
L227, L120, M020, B1
L237, L230, M030, B2
L150, L151, L160, L161, L170, L171,
L180, L181, L190, L191
L150, L151, L160, L161, L170, L171,
L180, L181, L190, L191.
ATR, L170, L171, L180, L181, L190,
L191
B1, L190, L191, A220, A221, L230,
L231, L270, L271, L290, L291
ATR, B1, L190, L191, A220, A221, L230,
L231, L270, L271, L290, L291
B1, L190, L191, A220, A221, L230,
L231, L270, L271, L290, L291
ATR, B1, L170, L171, L190, L191, A220,
A221, L230, L231, L250, L251, L270,
L271
B1, L170, L171, L190, L191, A220,
A221, L230, L231, L250, L251, L270,
L271
B1, L170, L171, L190, L191, A220,
A221, L230, L231, L250, L251, L270,
L271
B1, L170, L171, L190, L191, A220,
A221, L230, L231, L250, L251, L270,
L271
L121, L137, B, R110, R111, R120, R127,
A140, A141.
ATR, L121, L140, L141, L147, B, R110,
R111, R120, R127, A137.
ATR1, ATR2, L117, L120, T147, B,
A127.
ATR1, ATR2, L117, L120, T127, B,
A147.
ATR, T227, B1, B3, T200, T201, T204,
L210, L211, L213, L217.
B1, T227, ATR
ATR, L147, T137, T131, T130, B, L127.
T147, L127, B, T131, T130, ATR.
III. ESTRATEGIAS DE RESTABLECIMIENTO DE LAS
SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN
Posteriormente a la determinación de los equipos críticos
de las subestaciones de transmisión del sistema de potencia, se
deben establecer las estrategias a seguir en caso que se
presenten fallas que afecten la continuidad del servicio [15].
Las estrategias de restauración se clasifican en dos tipos: a)
Consignas bajo falla, herramienta procedimental que contiene
la descripción de las maniobras y acciones a realizar, en caso
de presentarse alguna falla no destructiva en los sistemas de
maniobra, control y protección de la subestación; b) Planes de
contingencia consistentes en una guía procedimental que
contiene la descripción de las acciones a realizar, en caso de
presentarse alguna falla destructiva en transformadores e
interruptores de potencia.
A. Metodología de elaboración
El planteamiento metodológico utilizado para el desarrollo
de las estrategias de restablecimiento de las subestaciones de
transmisión bajo responsabilidad del Centro de Transmisión
de Energía del Oriente (CTE-Oriente), contiene cinco fases
básicas, siguiendo un modelo adaptado del método científico,
tal como se presenta en la figura 4. La metodología aplicada
considera un análisis sistemático de la naturaleza del
problema, incluyendo recopilación y análisis de información,
elaboración de planteamientos iniciales, simulación,
experimentación y/o presentación en debate, y, por último,
planteamiento de las estrategias de divulgación de los
resultados del desarrollo. En [15] se presentan ejemplos de las
consignas bajo falla elaboradas.
Recopilación y análisis de la información
Elaboración de planteamientos iniciales
Corrección de la consigna
Simulación y/o presentación en debate
No
¿Aprobación
final ?
Si
Elaboración de las consignas definitivas
Divulgación del desarrollo
Fig. 4. Diseño básico para la metodología de elaboración de las estrategias de
restablecimiento de subestaciones
B. Consignas bajo falla no destructiva
Las consignas bajo falla contienen la descripción de las
acciones a realizar cuando se presenta alguna falla no
destructiva en la subestación o en el sistema de potencia. La
falla es evidenciada por la activación de una alarma, un
disparo o la inadecuada operación de los equipos de
maniobra y control (Falla en el cierre y/o apertura de
seccionadores e interruptores), y/o protección de la
subestación. Las consignas bajo falla deben contener una
relación de situaciones de falla con sus posibles causas y
soluciones en forma de tabla, además de una revisión del
circuito de control básico.
MORA et al.: STRATEGIES TO ATTEND DESTRUCTIVE
Las consignas bajo falla están diseñadas para mejorar la
continuidad del suministro y, por tanto, disminuir el impacto
de las contingencias de equipos de subestación en los índices
de disponibilidad de los activos. Las consignas para equipo de
protección y control de subestaciones se desarrollaron bajo
una estructura general, fundamentada en los siguientes
aspectos básicos: Objeto, alcance, recursos, priorización de
actividades y calificación del operador de la subestación. La
elaboración de las consignas bajo falla facilita un papel más
activo del operador en condiciones de emergencia, ya que le
permite realizar las acciones previstas en las consignas.
Se definieron cuatro tipos de consignas bajo falla
claramente diferenciadas, pero que tienen estrecha relación:
Las consignas bajo falla sirven para atender contingencias
que aparecen en el momento de la ejecución de una consigna
operativa. Estas consignas están diseñadas para atender fallas
no destructivas en los equipos de maniobra y sus sistemas de
control y protección. Estas fallas se evidencian por la ausencia
de respuesta a las órdenes de cierre o apertura de los equipos
en mención, durante la realización de una maniobra operativa
en la subestación. Están organizadas en cuatro etapas
principales tal como se presenta en la figura 5.
Inicio
Falla en la consigna operativa
Revisión de las condiciones iniciales
¿Se solucionó
el problema ?
Sí
No
Cambio del nivel operativo
¿Se solucionó
el problema ?
Sí
No
Continuar con la consigna operativa
Cambio de consigna operativa
Sí
187
de señal de alarma, verificación de la veracidad de la señal y
revisión del circuito de alarma en planos.
Las consignas bajo falla del sistema de servicios auxiliares
están relacionadas con las consignas de alarmas, debido a la
indicación de falla que existe en los paneles de señalización.
La estructura de las consignas plantea inicialmente la
identificación de la alarma, luego se debe verificar la
operación de los equipos de respaldo y la puesta en
funcionamiento de éstos, si se considera necesario. La etapa
final, es la descripción de las causas y soluciones para la
contingencia.
Las consignas bajo falla para equipo de control y
protección contienen la metodología para determinar el
estado de los equipos de control y de protección más
importantes de la subestación. Se busca que el operador
identifique la señalización que posee cada equipo y reporte
su estado a los técnicos de control y protecciones del CTEOriente. Generalmente no se plantea ninguna acción
correctiva por parte de los operadores, debido a la
complejidad de éstos equipos (relés del tipo numérico,
controladores lógicos programables y otros dispositivos de
control que indican su estado mediante una interfase
hombre-máquina).
C. Planes de contingencia para falla destructiva
Estos planes contienen las acciones a realizar, en caso de
fallas destructivas en transformadores e interruptores de
potencia. Dada la importancia que tienen los equipos de
transformación para el Sistema Interconectado Nacional
(SIN), confirmada por la evaluación de confiabilidad, se
determina como actividad prioritaria, el desarrollo de planes
de contingencia para atender fallas destructivas que
impliquen el reemplazo de los equipos de transformación e
interrupción.
Las actividades básicas para la estructuración y desarrollo
del plan de contingencias comprenden tres fases principales,
teniendo en cuenta que éstas se deben considerar todos
aspectos relacionados. El plan de contingencias tiene tres fases
básicas, tal como se presenta en la figura 6.
¿Se solucionó
el problema ?
No
Consignación del activo y revisión de
los circuitos de control
Revisión posterior y
elaboración del reporte de
falla.
Prime ra fase
Accione s de tipo corporativo de ISA
Segunda fase
Logí stica y gestión para el desarrollo del plan de contingencias en cada CTE.
Informe al coordinador de
disponibilidad del CTE Oriente.
Tercera fase
Fig. 5. Estructura básica de las consignas bajo falla no destructiva asociadas
a consignas operativas de equipo de patio.
Actividades bajo circunstancias de contingencia en cada CTE.
Fig. 6. Fases básicas para desarrollar el plan de contingencias
Las consignas bajo falla asociadas a las alarmas están
diseñadas para la atención de eventos de contingencia que
tienen indicación visual o sonora. Estas consignas tienen un
formato que permite reconocer causas y soluciones para la
correcta reposición de la alarma. Este tipo de consignas tiene
una estructura básica que comprende tres etapas: identificación
La primera fase, correspondientes a las acciones de tipo
corporativo de ISA responden a políticas generales, planteadas
para ofrecer herramientas de apoyo al desarrollo de los planes
de contingencia para cada CTE. En la figura 7 se presentan
las actividades que comprenden esta fase.
188
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 2, NO. 3, SEPTEMBER 2004
INICIO
IDENTIFICACIÓN DEL REPUESTO
ADECUADO
REVISIÓN ESTUDIOS
PREVIOS
DOCUMENTAR
PROCEDIMIENTOS ANTERIORES
ESTUDIAR PROYECTOS Y
APLICACIÓN DE POLÍTICAS
NO
ANÁLISIS COSTOS
INDISPONIBILIDAD
ANÁLISIS ESTADO DE LOS
TRANSFORMADORES
ANÁLISIS CARGABILIDAD DE
TRANSFORMADORES
¿EXISTE EL
REPUESTO
ADECUADO?
ORDEN DE COMPRA
SÍ
DETERMINACIÓN
NECESIDADES REPUESTOS
ESTADO DEL EQUIPO DE
REPUESTO
Fig.7. Primera fase del plan de contingencias para fallas destructivas
La segunda fase, denominada logística y gestión para el
desarrollo del plan de contingencias en cada CTE, enmarca las
acciones que se deben realizar para la consecución de los
recursos que permitan desarrollar el plan de contingencias en
el menor tiempo posible, garantizando la seguridad de las
personas y los equipos. Esta actividad se debe realizar en cada
CTE y antes de la ocurrencia de fallas que impliquen el
cambio del equipo, tal como se presenta en la figura 8.
En la segunda fase es de importancia fundamental que se
cuente con el apoyo decidido de los grupos de mantenimiento
y operación del CTE, durante el desarrollo y la documentación
de los planes particulares de contingencia para cada
transformador e interruptores de cada subestación. Se debe
hacer énfasis en la responsabilidad que tiene el grupo de
mantenimiento de subestaciones en la documentación de los
procedimientos, que se deben aplicar durante la atención de la
contingencia. La información recopilada en esta fase debe ser
permanentemente actualizada.
¿ESTÁ EL
REPUESTO
LISTO PARA
TRANSPORTE
NO
ATENCIÓN EQUIPO DE
REPUESTO
SÍ
ATENCIÓN EQUIPO
FALLADO
CARGUE DEL EQUIPO DE
REPUESTO
¿SE CUENTA
CON LOS
EQUIPOS
ADECUADOS?
NO
PROCEDIMIENTOS
ALTERNATIVOS PARA
CARGUE DEL EQUIPO
SÍ
TRANSPORTE DEL
EQUIPO DE REPUESTO
DESCARGUE Y
MONTAJE DEL EQUIPO
DE REPUESTO
PRUEBAS Y PUESTA EN
SERVICIO
FIN
Fig. 9. Diagrama de flujo para el desarrollo del plan bajo condiciones de
contingencia
IV. APLICACIÓN DE LAS ESTRATEGIAS DE RESTABLECIMIENTO
DETERMINACIÓN
PERSONAL NECESARIO
SELECCIÓN EQUIPOS Y
HERRAMIENTAS
GESTIÓN PERMISOS
TRANSPORTE
SELECCIÓN
TRANSPORTADORES
ANÁLISIS DE RUTAS Y
SUS CARACTERÍSTICAS
VERIFICACIÓN
ESPACIOS FÍSICOS
Fig 8. Segunda fase del plan de contingencias para fallas destructivas
La tercera fase, mostrada en la figura 9, corresponde a las
actividades bajo circunstancias de contingencia en cada CTE.
Esta fase contiene el procedimiento general que permite
atender una contingencia por parte de los grupos de
mantenimiento de cada CTE. La contingencia considerada es
aquella que implique falla destructiva de un transformador o
un interruptor de potencia y los detalles del plan dependen de
factores tales como el tipo de equipo fallado, repuesto
disponible, ubicación geográfica y disposición de los equipos
en patio de la subestación, e infraestructura vial. La atención
del equipo fallado, bajo circunstancias de contingencia,
requiere de la implementación de documentos guía. Éstos
deben especificar las actividades a desarrollar, los
responsables, y los de soporte de aquellas labores para las
cuales se determine conveniente.
Se presenta en este ejemplo el efecto de la aplicación de
las consignas bajo falla no destructiva de equipos de
maniobra, control y protección de subestaciones y de los
planes de contingencia para fallas destructivas de
transformadores e interruptores de potencia. Se verifican así
los efectos directos de las estrategias de restauración
elaboradas, para su aplicación en subestaciones de
transmisión de energía eléctrica [14][15]. Los beneficios
indirectos, económicos, financieros y tecnológicos se pueden
obtener para determinar más exactamente el efecto del
mejoramiento de la continuidad.
El impacto de los planes de restauración sobre los índices
de confiabilidad de las cargas se deriva de la disminución del
tiempo de reparación de los componentes bajo falla. Como el
operador toma un papel más activo, se puede evidenciar el
problema y solucionarlo rápidamente, si así se determina en el
plan de restablecimiento. En caso contrario, se contará con
información valiosa para los grupos de mantenimiento del
CTE, quienes, con la ayuda del operador, identificarán
adecuadamente la circunstancia de falla y el elemento dañado,
reduciendo así el tiempo de localización de la avería.
Como ejemplo se presenta el análisis para la línea de carga
ATR de una subestación de barra principal más barra de
MORA et al.: STRATEGIES TO ATTEND DESTRUCTIVE
189
transferencia mostrada en la figura 10.
C o ro z o 2 (L )
O c a ñ a (L )
L199
L239
L197
L196
T a s a g e ro (G )
L279
L237
L190
L236
L299
L277
L230
L191
B e lé n (G )
L276
L297
L296
L270
L231
G1
L271
L290
G2
L291
Bus 3
Bus 1
B 201
G4
B 203
L221
A220
G3
L226
(52,22%) en las pérdidas por la indisponibilidad del circuito,
considerando únicamente que el operador informa
correctamente a los grupos de mantenimiento, sobre los daños
de los equipos bajo falla.
TABLA 4
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE LA CARGA ATR DE LA S/E SAN MATEO,
DESPUÉS DE APLICAR LAS ESTRATEGIAS DE RESTABLECIMIENTO
λ
Efecto considerado
Salidas totales traslapadas
2,700E-02
Salidas totales traslapadas
7,103E-05
con mantenimiento
L220
Fallas activas
L227
Fallas
activas
interruptores atascados
L229
ATR
Resultados totales
C E N S (L )
Fig. 10. Subestación San Mateo - Configuración de barra principal más barra
de transferencia
Los resultados de la evaluación son los siguientes:
a) Equipos críticos para la línea de carga ATR (Tabla 2). La
clasificación del nivel de criticidad está dado por el número de
equipos que deben fallar simultáneamente para causar la
pérdida de la continuidad del servicio eléctrico a la carga. Los
equipos más críticos tienen nivel de criticidad uno (1).
TABLA 2
EQUIPOS CRÍTICOS PARA LA CARGA ATR DE LA S/E SAN MATEO
Equipo crítico
Nivel de criticidad
B1
1
G3 y G4
2
(G4) y L226
2
G1, G2 y B3
3
(G1), (G2), L276 y L296
4
b) Evaluación de los datos de confiabilidad antes (Tabla 3) y
después (Tabla 4), de aplicar los planes de contingencia.
TABLA 3
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE LA CARGA ATR DE LA S/E SAN MATEO,
ANTES DE APLICAR LAS ESTRATEGIAS DE RESTABLECIMIENTO
Efecto considerado
λ
⎡
⎢⎣
fallas
año
⎤
⎥⎦
r [horas]
U
⎡ horas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
Salidas totales traslapadas
2,700E-02
282,94
7,640E+00
Salidas totales traslapadas
con mantenimiento
7,103E-05
10,09
7,166E-04
Fallas activas
1,000E-01
1,00
1,000E-01
3,000E-03
1,00
3,000E-03
1,301E-01
59,53
7,744E+00
Fallas
activas
interruptores atascados
Resultados totales
más
⎡ fallas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
De acuerdo con el cálculo inicial presentado en la tabla 3, y
considerando una carga promedio del circuito de 70 MW, el
circuito deja de transportar 542,08 MWh por año. Para el
caso de la tabla 4, la energía que deja de transportar es de 259
MWh por año. Se aprecia una reducción de 283,08 MWh
más
r [horas]
U
⎡ horas ⎤
⎢⎣ año ⎥⎦
133,18
3,596E+00
8,77
6,231E-04
1,000E-01
1,00
1,000E-01
3,000E-03
1,00
3,000E-03
1,301E-01
28,44
3,700E+00
Las reducciones de las pérdidas son aún mayores si se
considera que el operador puede solucionar algunos
inconvenientes menores relacionados con fallas no
destructivas en los elementos de los circuitos de control o de
protección.
V. CONCLUSIONES
Las consignas bajo falla diseñadas sirven para atender las
fallas no destructivas de los sistemas de maniobra, control y
protección de las subestaciones de transmisión.
La
metodología fue aplicada para la elaboración de las consignas
bajo falla de diez subestaciones de Interconexión Eléctrica
S.A., las cuales conforman una base de datos de
aproximadamente 2 246 consignas.
El plan de contingencias sirve para atender las fallas
destructivas de 66 interruptores y 9 transformadores de
potencia, de las diez subestaciones bajo responsabilidad de
ISA CTE Oriente. La metodología planteada es la base para el
desarrollo de los planes de contingencia de Interconexión
Eléctrica S.A. ISA a nivel nacional.
Mediante la evaluación de la confiabilidad se pueden
determinar los equipos críticos para una configuración de
subestación determinada. A partir de índices de falla,
reparación y mantenimiento, se puede determinar de forma
cuantitativa la tasa de falla por año de los conjuntos de
equipos críticos, permitiendo así la estimación de las
consecuencias económicas y financieras de la indisponibilidad
de los mismos.
La aplicación de las consignas bajo falla, y los planes de
contingencia desarrollados, tienen como consecuencia la
reducción del impacto económico de las situaciones de
emergencia por el malfuncionamiento de los equipos. La
reducción del impacto está asociada a: la disminución de los
costos asociados a desplazamientos innecesarios de los técnicos
de protecciones y subestaciones desde el CTE Oriente hasta la
subestación bajo falla, el cumplimiento de las metas de
disponibilidad de activos, el mantenimiento de la continuidad
del servicio al usuario final, y por último, el aumento de la
productividad de los operarios de la subestación.
190
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 2, NO. 3, SEPTEMBER 2004
Las consignas bajo falla y los planes de contingencia
obtenidos como fruto de este trabajo de investigación,
conforman una valiosa base de información. Mediante una
adecuada representación del conocimiento se pueden
desarrollar reglas de inferencia para conformar un sistema
inteligente, que sirva de soporte en la atención de
circunstancias de falla de subestaciones de transmisión.
La metodología propuesta para la atención de fallas es
aplicable a diferentes procesos industriales, en los cuales se
requiera de la disponibilidad de equipos y, además, que éstos
cuenten con un sistema de alarmas que evidencien su
malfuncionamiento.
VI. BIBLIOGRAFÍA
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críticos principales y sistemas de control y protección de subestaciones
de Interconexión Eléctrica S.A. correspondientes al CTE Oriente”, Tesis
de Maestría, Universidad Industrial de Santander UIS, 2001.
VII. BIOGRAFÍAS
[1]
Juan José Mora-Flórez. Obtuvo el título de Ingeniero Electricista en la
Universidad Industrial de Santander (UIS) Colombia en 1996; Máster en
Potencia Eléctrica de la UIS en 2001; Diplomado en Estudios Avanzados por
la Universidad de Girona (UdG), España en 2003. Actualmente es profesor de
la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Tecnológica de Pereira y
estudiante del doctorado en Tecnologías de la Información e Ingeniería
Eléctrica en la UdG, España. Es miembro del Grupo de Investigación de
Sistemas de Energía Eléctrica (GISEL) y del Grupo de Control y Sistemas
Inteligentes (eXiT) y del Grupo de Planeamiento Energético. Áreas de
interés: Protecciones eléctricas, Calidad de energía e Inteligencia artificial.
Gilberto Carrillo-Caicedo. Obtuvo el título de Ingeniero Electricista en la
Universidad Industrial de Santander (UIS), Colombia, en 1978; Master en
Ingeniería del Rensselaer Polytechnic Institute, USA, en 1981; Especialista en
Investigación por el Instituto Tecnológico de Investigación de la Universidad
Pontificia Comillas (UPCO), España, en 1994 y PhD de la UPCO en 1995.
Apto Cum Laude, Profesor Titular Laureado UIS, registrado en el libro de la
“International Youth Achievement”. Artículo distinguido en el IEEE
Stockholm Power Tech. Cofundador y miembro del grupo GISEL. Áreas de
Interés: Mercados de energía eléctrica, Servicios complementarios, Calidad de
energía eléctrica.
Jorge Antonio Jaimes-Báez. Obtuvo el título de Ingeniero Electricista en la
Universidad Industrial de Santander (UIS), Colombia, en 1995; Máster en
Potencia Eléctrica de la UIS en 2000; Ingeniero de Operación de
Interconexión Eléctrica ISA S.A., Colombia. Es miembro del grupo GISEL.
Áreas de Interés: Sistemas de potencia, protecciones eléctricas y servicios
complementarios.