Cómo mejorar la confiabilidad de su red

Para una empresa distribuidora de energía eléctrica, su principal objetivo y fuente de ingresos es el suministro de electricidad a los usuarios finales. Cualquier interrupción en ese flujo de energía provoca una pérdida económica para la empresa. No solo afecta las lecturas de los medidores de los clientes, sino que además los organismos reguladores aplican sanciones e incentivos para fomentar mejoras en la confiabilidad. En gran parte del mundo, el único método económicamente viable para electrificar extensas zonas rurales es la distribución aérea, que inevitablemente está más expuesta a problemas de confiabilidad. Por ello surge una pregunta constante: “¿Cómo puedo mejorar la confiabilidad de mi red de distribución?”.

Afortunadamente, esta pregunta ya ha sido respondida en gran medida, y los resultados obtenidos en campo hablan por sí solos. La clave para el ingeniero de la empresa eléctrica es comprender cuál es la inversión óptima para alcanzar los objetivos de confiabilidad. Como suele ocurrir, no es la inversión en las últimas tendencias tecnológicas del sector (redes inteligentes, IEC 61850 o SCADA ciberseguro) la que proporciona las mayores mejoras en el rendimiento de la red. Estas tecnologías tienen su lugar, pero es la aplicación prudente de tecnologías de confiabilidad la que permitirá mejorar el desempeño de la red y los ingresos, posibilitando después inversiones inteligentes adicionales para alcanzar el último 20% de mejora que dichas tecnologías avanzadas pueden aportar.

Antes de revisar estas tecnologías, hagamos un repaso rápido de los indicadores de confiabilidad. Aunque reciben distintos nombres, los más comunes son:

• MAIFI (Índice Promedio de Frecuencia de Interrupciones Momentáneas)
• SAIFI (Índice Promedio de Frecuencia de Interrupciones del Sistema)
• SAIDI (Índice Promedio de Duración de Interrupciones del Sistema)

En todo el mundo, los indicadores clave de desempeño (KPI) para las empresas eléctricas se establecen en función de estos parámetros, con base en los cuales se evalúa y se recompensa o sanciona a la empresa según sus resultados.

Como principio general, la mayoría de los esquemas regulatorios de incentivos al desempeño permiten cierto nivel de interrupciones momentáneas, pero cuanto mayor es la duración de la interrupción, mayor es la penalización. A menudo existen exclusiones para una cantidad razonable de interrupciones momentáneas, lo que deja margen para que las tecnologías clave de confiabilidad puedan actuar.

Supongamos el siguiente escenario como punto de partida:

• Alimentadores radiales.
• Conductores aéreos desnudos.
• Sin equipos de maniobra montados en postes.
• Un interruptor de potencia en la subestación para todo el alimentador (o incluso para varios alimentadores).

En primer lugar, el 80% de las fallas en los alimentadores de distribución son transitorias . Es decir, producen una falla momentánea y luego desaparecen. Situaciones como árboles tocando las líneas por efecto del viento, animales en contacto con las líneas o choques entre conductores durante fuertes vientos suelen ocurrir de forma momentánea. Sin embargo, si el único dispositivo de protección es el interruptor de la subestación, este detectará la falla y abrirá el circuito, dejando sin servicio a todos los usuarios, aunque en el 80% de los casos podría volver a cerrarse y restaurar el suministro. Mediante el principio del recierre automático , es posible lograr una enorme mejora en la confiabilidad, ya que el 80% de las fallas dejan de convertirse en interrupciones permanentes.

Este comportamiento de recierre puede programarse en el interruptor de la subestación para que se cierre automáticamente después de una apertura. Esto restaurará el suministro exitosamente en aproximadamente el 80% de los casos, mejorando la confiabilidad. Es un excelente primer paso, pero todos los alimentadores de la subestación seguirán experimentando una interrupción momentánea. Entonces surge la pregunta: ¿por qué no añadir más interruptores que actúen sobre zonas más pequeñas y aplicar el mismo principio de recierre?

De esta forma obtenemos la configuración básica de recierre para una red aérea de distribución. Esta configuración implica que únicamente los clientes conectados directamente a la zona donde se produjo la falla experimentarán una interrupción. La mayoría de los clientes de la subestación no percibirán ningún problema y, aun en el alimentador afectado, hasta un 50% de los usuarios podrían no experimentar interrupciones. Las mejoras de confiabilidad obtenidas frente al escenario base son extraordinarias.

Además, la ingeniería de protección necesaria para desarrollar este esquema de recierre es relativamente sencilla. Normalmente, con un tiempo de disparo de 1 segundo en la subestación y un margen conservador de coordinación de sobrecorriente de 250 ms entre interruptores consecutivos, es posible instalar entre tres y cuatro reconectadores por alimentador. Esto reduce drásticamente la cantidad de clientes afectados ante una falla. Nuevamente, siguiendo el Principio de Pareto, el 80% de la mejora en confiabilidad y detección puede alcanzarse utilizando funciones simples como sobrecorriente y falla a tierra , dejando las funciones de protección más complejas para casos específicos después de haber logrado esa mejora inicial del 80%.

Para obtener mejoras adicionales cuando la coordinación de protecciones se vuelve más complicada, pueden incorporarse más seccionalizadores (interruptores automáticos de línea que no realizan funciones de protección) entre reconectadores o aguas abajo de ellos. Esto permite una segmentación más detallada de los alimentadores.

Una vez implementados estos sistemas, las mejoras de confiabilidad permitirán mitigar el 80% de las fallas y limitar el impacto de las interrupciones principalmente a la proximidad geográfica del punto de falla. Para alcanzar el último 20% en el camino hacia una confiabilidad casi perfecta, pueden utilizarse tecnologías adicionales como la automatización de redes. Aunque los interruptores modernos con recierre automático ofrecen características avanzadas de protección, funciones y automatización, simplemente aplicando reconectadores automáticos (como el sistema Reconectador OSM de NOJA Power) con ajustes adecuados de sobrecorriente y falla a tierra, y coordinándolos correctamente con el interruptor de la subestación, se pueden lograr mejoras masivas en la confiabilidad. En algunos países, NOJA Power ha observado una reducción en el tiempo promedio de interrupción de aproximadamente 6 horas a tan solo 15 minutos gracias a la incorporación de reconectadores modernos con configuraciones básicas.

“La confiabilidad en una red de distribución es un viaje,” afirma Neil O'Sullivan, Director General del Grupo NOJA Power. “La implementación gradual de reconectadores en toda la red permitirá obtener mejoras continuas de confiabilidad a lo largo de ese recorrido.”

Ya sea que esté comenzando su camino hacia una mayor confiabilidad o que busque obtener el último 20% de rendimiento en la búsqueda de una red ideal, NOJA Power cuenta con experiencia en todas estas aplicaciones y estará encantada de ayudarle. Trabajemos juntos para resolver los desafíos de confiabilidad de las redes de distribución eléctrica.