La incorporación de la inteligencia a la red de media tensión continúa y se acerca más a la red inteligente. Uno de los objetivos de la red inteligente es mejorar la continuidad del servicio al reconocer, localizar y aislar las averías tan pronto como sea posible. Al mismo tiempo, debe minimizarse la cantidad de equipos que se retiran del servicio para mantener al máximo el suministro de energía al cliente
Por Vincenzo Balzano
Si bien siempre se han producido averías y cortes en la red eléctrica, su frecuencia ha aumentado con la multiplicación de las fuentes renovables conectadas. Para aliviar los efectos de averías y cortes, mejorar la continuidad y la calidad del servicio, y aumentar la eficiencia energética de las redes, al tiempo que se reducen las pérdidas, es necesario que los equipos de supervisión de la red trabajen en tiempo real y con inteligencia.
Si se produce una avería en un punto cualquiera de un circuito de distribución eléctrica, es esencial detectarla, localizarla y aislarla en el menor tiempo posible. Se utilizan interruptores automáticos (CB) para aislar la sección averiada y debe minimizarse su extensión para reducir la perturbación causada a los clientes. Al tiempo, se debe devolver rápidamente el servicio al mayor número posible de clientes redirigiendo la electricidad por áreas no afectadas.
Además de molestias a los clientes, estas averías causan costos importantes y afectan desfavorablemente a la planificación de recursos, la eficiencia y la rentabilidad de las compañías eléctricas. Además, actualmente las compañías eléctricas están sujetas a una intensa vigilancia por parte de organismos supervisores, como los defensores del pueblo, que tienen el poder de imponer penalizaciones y multas. Por lo tanto, las compañías tienen muchos motivos para evitar los cortes de suministro.
Mediciones que importan
El rendimiento de una compañía se mide con varios patrones. Dos patrones de medida primarios son el índice de duración media de interrupciones del sistema (SAIDI, por sus siglas en inglés) y el índice de frecuencia media de interrupciones del sistema (SAIFI, por sus siglas en inglés).
Los organismos públicos pertinentes utilizan estos elementos de medida como ayuda para tomar determinadas decisiones, como la imposición o no de multas, o su cuantía. El cálculo de SAIDI y SAIFI es parecido, y ambos patrones de medida se relacionan con los cortes no planificados. Los cortes breves, llamados perturbaciones momentáneas, no afectan a estos índices, pero la duración admisible de la perturbación la fijan organismos locales y puede variar de un sitio a otro.
SAIDI considera la duración de los cortes, es decir, cuánto tiempo se encuentra el cliente sin electricidad. Una vez que el cliente llama a la compañía para informar de un corte de suministro y el corte excede un tiempo máximo establecido, el reloj empieza a contar para este patrón. SAIDI es la duración anual de cortes por cliente.
SAIFI, por otro lado, se ocupa de la frecuencia de los cortes no planificados. En este caso, cada nuevo corte que excede de un tiempo fijado influye en este elemento de medida, independientemente del tiempo que el cliente esté sin suministro. SAIFI es el número anual de interrupciones por cliente.
En tercera instancia, se cuenta con el índice de duración media de interrupciones por cliente (CAIDI, por sus siglas en inglés), un índice de fiabilidad que se obtiene dividiendo SAIDI por SAIFI.
Para poner en perspectiva estos patrones de medida: son la base de las decisiones de algunas grandes compañías eléctricas para presupuestar varios millones de dólares al año para multas ocasionadas por el incumplimiento. Una gestión adecuada de averías y cortes es una forma de mejorar estos índices y disminuir el riesgo de incurrir en grandes multas.
FDIR y selectividad lógica
En general, hay dos métodos de abordar las averías y los cortes para mejorar la continuidad del servicio:
- Detección, aislamiento y recuperación de averías (FDIR, por sus siglas en inglés)
- Selectividad lógica
FDIR permite a las compañías aumentar la fiabilidad de la red, principalmente mediante la disminución de la duración de los cortes de suministro a los clientes afectados por incidentes no planificados. Las ventajas de FDIR incluyen un mejor servicio al cliente y mayores ingresos. FDIR reduce el coste de recuperación y el riesgo de multas y acciones judiciales.
Se emplea la selectividad lógica cuando es necesario reducir drásticamente el número de cortes y su duración. La selectividad lógica permite el aislamiento rápido de averías. El sistema tiene la gran ventaja de aislar la avería sin que los usuarios no afectados directamente perciban los efectos. Puede ser necesaria una inversión en equipos primarios e infraestructura de redes de comunicaciones para incorporar el sistema de selectividad lógica; por ejemplo, interruptores automáticos y protección de acuerdo con el protocolo IEC 61850 en subestaciones secundarias, o reconectadores montados sobre postes, en combinación con una red de comunicaciones de altas características que pueda proporcionar la baja latencia necesaria.
Las estrategias de reparación para FDIR y selectividad lógica pueden producirse en varios niveles:
Entre pares, donde un grupo de equipos de exterior trabajan al unísono para recuperar el suministro de la mejor forma posible, y en el nivel de subestación, donde se lleva a cabo un control coordinado entre equipos de exterior dentro de una subestación o de subestaciones adyacentes
A nivel centralizado, con un control coordinado que se extiende a través de la red de distribución
Estas estrategias aportan más ventajas, como menores pérdidas de ingresos y mejora de la reputación de la compañía ante clientes, accionistas y organismos reguladores.
Automatización de las redes
Para supervisar y reparar los cortes en la red, se precisan equipos inteligentes de automatización de la red. En la actualidad se dispone de gran variedad de productos inteligentes de automatización de redes, como equipos para subestaciones primarias; unidades del anillo principal aisladas en gas SafeRing/SafePlus y aparamenta aislada en aire UniSec para subestaciones secundarias; sectos y reconectadores OVR para aparatos de exterior; unidades para subestaciones compactas; RER/REC 601, 603, 615 y RIO600 para dispositivos electrónicos inteligentes (IED), y armarios inteligentes de baja tensión GAO y GAI para remodelaciones de exterior e interior.
Un gran número de investigaciones ha demostrado que, para los productos de automatización de red, no vale el enfoque de “talla única”, por lo que ABB ha definido cuatro niveles que corresponden a los distintos niveles funcionales de automatización (ver imagen 2).
El nivel 1 es la solución básica, que incluye la supervisión de toda la subestación secundaria y la medición de intensidad, tensión y energía en el lado de baja tensión. El nivel 2 añade al nivel 1 el control de aparatos primarios de media y baja tensión. FDIR se incorpora en este nivel con dispositivos como el controlador inalámbrico REC603, un aparato de control y supervisión a distancia de subestaciones secundarias, como las unidades del anillo principal con interruptores-seccionadores en redes de distribución.
El nivel 3 añade al nivel 2 mediciones precisas de intensidad, tensión y energía en el lado de la media tensión: se puede controlar la circulación de energía con la instrumentación y los IED adecuados, importante cuando se conecta generación distribuida a la red de distribución.
El nivel 4 es la solución más completa técnicamente. Aquí el interruptor automático y el relé de protección son esenciales para gestionar la selectividad lógica y aumentar las prestaciones en topologías que van desde una topología radial simple hasta una solución mallada compleja. El nivel 4 añade al nivel 3 funciones de protección que utilizan interruptores en los alimentadores de entrada o salida.
Este nivel incorpora productos como el REC615 (ver imagen 1). Con el REC615 se puede reforzar la fiabilidad de la red con funciones que van desde la protección contra sobrecargas no direccional, básica, hasta la protección ampliada con análisis de calidad de la energía. Esto apoya la protección del tendido aéreo y los alimentadores de cable en redes de neutro aislado, con resistencia a tierra, compensadas y con una puesta a tierra sólida. Además de la funcionalidad de protección esencial, también puede ocuparse de aplicaciones en que se controlen múltiples objetos, basándose en tecnología de sensores o clásica. El REC615 se puede programar libremente con comunicación GOOSE horizontal (sucesos de subestación genéricos orientados al objeto), lo que permite sofisticadas funciones de interbloqueo. También admite protocolos de comunicaciones específicos, como los IEC 60870-5-101 e IEC 60870-5-104.
Selectividad lógica
En el nivel 4, el método de la selectividad lógica puede reducir el número de cortes de suministro, sin aislar a los usuarios que no están directamente afectados por la avería. También se puede aislar con precisión la rama averiada abriendo rápidamente el interruptor o los interruptores automáticos adyacentes y reducir la duración de la avería a cientos de milisegundos, frente a los minutos asociados con el método de FDIR.
Las altas prestaciones de la selectividad lógica requieren comunicaciones de alta velocidad que utilizan normalmente un protocolo basado en la IEC 61850, que admite multidifusión entre pares. Los sucesos genéricos de subestación (GSE, por sus siglas en inglés) son un modelo de control definido por la IEC 61850 que proporciona una forma rápida y fiable de transferir datos por la red de subestaciones. Los GSE aseguran que se recibe el mismo mensaje de suceso en varios dispositivos. GOOSE es una subdivisión de GSE. Para obtener buenos resultados, debe garantizarse que las comunicaciones entre dos nodos de la red se lleven a cabo en no más de algunas decenas de milisegundos.
De hecho, el algoritmo de selectividad supone normalmente que esta comunicación de alta velocidad se produce entre las subestaciones de la línea de media tensión afectada y los relés de protección correspondientes. Cuando se produce una avería, los relés de protección de la zona afectada se comunican entre sí y sólo entonces las subestaciones situadas inmediatamente antes y después de la avería reciben la indicación de abrir los interruptores adecuados. El algoritmo de selección debe terminar y eliminar las condiciones de avería dentro de los tiempos de retardo fijados en la subestación primaria, es decir, dentro del tiempo tras el cual se abre el interruptor automático en dicha subestación.
La utilización de interruptores automáticos basados en la IEC 61850 y la extendida introducción de una red de comunicaciones con baja latencia permite la incorporación de una selectividad lógica masiva en la red de distribución secundaria. Ello se traduce en la detección precoz y la recuperación rápida, que para el cliente significa pocos cortes y de poca duración. Buena noticia para las compañías eléctricas en tiempos en que los organismos públicos están aumentando sus controles de SAIDI, SAIFI y otros patrones de medida similares.
Con el aumento de la demanda eléctrica y un número cada vez mayor de fuentes renovables, aumenta la carga sobre la red, por lo que es de suponer que siga aumentando también la vigilancia de los cortes no planificados. Una compañía inteligente potenciará la tecnología para abordar mejor las averías y los cortes, de modo que se reduzcan los gastos de explotación y se mejore la fiabilidad del servicio, a fin de que esté preparada para el dinamismo que el sector eléctrico alcanzará en el futuro.
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Vincenzo Balzano
ABB Power Products. Dalmine, Italia.
