Proceso de implementación del Módulo de Calidad de Servicio en EPESF

La Empresa Provincial de la Energía Santa Fe (EPESF) ha realizado un laborioso proceso de implementación de un nuevo módulo de Calidad de Servicio con una lógica especial debido a las particularidades de su Red MT. Si bien la EPESF no está controlada por un Ente Regulador, históricamente ha obtenido indicadores con la finalidad de explotarlos internamente para la mejora del servicio, orientando inversiones, planificando mantenimientos y, hoy en día, poder responder a las exigencias de la Secretaría de Energía.
Por Agustín Daniel Molina* y Leonardo Juan Grenat**

Epesf

El antiguo SIAIS (Sistema Informático de Análisis de Interrupciones de Suministro) era un programa alfanumérico que cumplía con lo solicitado por los Organismos de Control en la mayoría de las Empresas Distribuidoras, además era simple de operar y no requería mayores requisitos técnicos.

Con la llegada de los Sistemas Técnicos Corporativos (fundamentalmente los de Información Geográfica o GIS), fue aumentando la necesidad de comenzar a interrelacionar toda la información de la empresa. El SIAIS no estaba preparado para tal desafío. Es por eso que se decidió implementar un Nuevo Módulo al GIS existente.

Si bien el producto informático se encontraba siendo utilizado en otras distribuidoras y su buen desempeño estaba ampliamente comprobado, fue necesario complementarlo con una lógica de asignación de indicadores elaborada por EPESF. Esto se debió a la tan particular y diversa topología eléctrica de la Red MT. La EPESF abastece grandes zonas urbanas con Centros de Distribución interconectados con Alimentadores en Paralelo, Distribuidores Urbanos Anillados y Radiales, Extensos Alimentadores de 33 kV que abastecen sucesivas Estaciones de Rebaje a 13,2 kV, Líneas Rurales Monofásicas, Generación inyectada en Redes AT y MT.

Ante este panorama la lógica elaborada debió ser lo suficientemente potente como para que, por un lado, los cálculos se realicen con la celeridad necesaria, y por el otro, para que los resultados sean representativos de la realidad. En el presente trabajo se detalla el proceso de implementación del Módulo GIS de Calidad de Servicio en EPESF, teniendo en cuenta las particularidades de la Red MT y la interrelación con los demás sistemas de la empresa.

El Módulo CDS se nutre de información de distintos sistemas, a continuación, los autores lo describen con un detalle solamente de los elementos significativos para el cálculo de CDS:

Módulo Básico GIS

En el Sistema de Información Geográfica se encuentra representados los siguientes datos:

a. Esquema Unifilar de las Redes AT y MT de la EPE: Se encuentran modeladas en forma esquemática:

i. Estaciones Transformadoras,
ii. Centros de Distribución,
iii. Estaciones de Rebaje (Subestaciones MT/MT),
iv. Conductores y elementos de protección y maniobra de la Red,
v. Subestaciones Transformadoras (MT/BT),
vi. Clientes AT/MT.

b. Esquema Geográfico: Se encuentran modeladas en forma geo-referenciada todas las redes de la EPE. Detallamos los elementos utilizados para CDS:

i. Subestaciones Transformadoras (MT/BT) vinculadas con su equivalente del Esquema Unifilar.
ii. Conductores y elementos de protección y maniobra de la Red
iii. Pequeños y Grandes Clientes BT.

c. Interfaz con Sistema Comercial: Se obtienen todos los datos comerciales de los Pequeños y Grandes Clientes BT Modelados en el esquema geográfico y Clientes AT/MT Modelados en el Unifilar. Los datos más relevantes para CDS son los consumos bimestrales o mensuales de pequeños y grandes clientes respectivamente.

d. Interfaz con Sistema de Gestión de Transformadores:

Se obtienen todos los datos técnicos de los transformadores MT/BT modelados en el esquema Unifilar. Los datos más relevantes son la potencia instalada (en KVA) y la zona (Rural / Urbana).

Módulo de Operaciones (OMS)

Con esta aplicación se registran todos los eventos ocurridos sobre la red eléctrica modelada en GIS. Para la gestión en Baja Tensión se trabaja sobre el Esquema Geográfico y para Media Tensión, sobre el Unifilar.

El registro de Maniobras con OMS es automático, cuando corresponde a elementos tele comandados, o manual, cuando no lo son. En ambos casos el usuario debe adicionar información referida al tipo de instalación, causa, corte programado o forzado, comentarios, etc.

Interfaz SCADA

Es una aplicación mediante la cual todos los eventos registrados sobre elementos tele comandados de las Redes AT /MT modeladas en SCADA, se ven reflejados online sobre sus equivalentes en el Esquema Unifilar GIS y documentados en OMS. De esta manera, se ve facilitada tanto la gestión en tiempo real por parte de los despachantes, como la carga de información sobre eventos en la modalidad Post Operación.

Cálculo de Interrupciones

Esta aplicación se ejecuta en los servidores de aplicación GIS y su función es interpretar las operaciones cargadas en OMS en función de su impacto sobre el Modelo Eléctrico, generando así, las tablas de interrupciones a nivel modelo. Los cálculos son mensuales y se ejecutan sobre las Redes AT y MT.

El usuario final de Calidad de Servicio, mediante una aplicación cliente, ejecuta la generación de las tablas Finales. Ellas son las que se utilizan para la presentación de informes a Entes Externos (Secretaría de Energía), el cálculo de Bonificaciones y el uso interno (Por ejemplo, Indicadores por Alimentador para el plan de obras).

Calculo de interrupciones

Proceso de implementación

Una vez definido el alcance del proyecto se inició el proceso de implementación. Éste consistió en el planteo de casos típicos de la Red EPE con sus resultados esperados. Estos respondieron a conocimientos “empíricos” de los especialistas de la empresa y en cada uno se fue estableciendo una regla de funcionamiento. El conjunto de las reglas determinadas en cada caso sirvió para establecer la Lógica de Asignación de Indicadores por Alimentador, que es la que terminó rigiendo el Algoritmo Base del Módulo de Calidad de Servicio.

A continuación, se describirán cada uno de los casos junto con: el set de maniobras que lo determina, el resultado esperado y la regla empírica que determina dicho resultado.

Caso 1: Distribuidor puro

En este caso se plantean las diferentes alternativas de reposición que se pueden presentar ante la salida de servicio de un Distribuidor Puro. En el gráfico se muestran los recorridos normales de dos distribuidores del Centro de Distribución Mayoraz de la Ciudad de Santa Fe. Además de ambos circuitos se encuentran identificados los elementos de maniobra que serán operados para recrear el caso.

Caso 1
Caso 1

Set de Maniobras

A continuación, se detallan las maniobras ingresadas para recrear el caso. Se indican en color rojo aquellas aperturas que generan afectaciones y en verde los cierres que producen reposiciones. Tabla I

Tabla 1 - Operaciones caso 1
Tabla 1 – Operaciones caso 1

Cálculo de Interrupciones

En función de las operaciones cargadas se obtuvo la siguiente tabla de interrupciones, Tabla II

Tabla 2 - Interrupciones caso 1
Tabla 2 – Interrupciones caso 1

Las interrupciones n° 1 a n° 3 son pertenecientes al mismo distribuidor y la reposición es total en todos los casos. La interrupción n° 4 también pertenece al distribuidor 13-MAY-SAN JERONIMO, pero la restitución del servicio se dio en dos reposiciones dado que las maniobras 8 y 9 de la tabla I aislaron un tramo fallado. Es por ello que se informan dos registros con las siguientes características:
La hora de la interrupción es la misma
El elemento cuya apertura genera la interrupción es el mismo.
Las horas y los elementos de reposición son distintos. La primera es a las 17:40 con el elemento 13-MAY017 y la segunda a las 17:50 con el 13-MAY012.
En cada registro se contabilizan los elementos afectados/repuestos con la potencia en KVA correspondiente.

La interrupción n° 5 corresponde al distribuidor 13-MAY-PEDRO DE VEGA y es la que se realiza para poder reponer una parte de los afectados de la interrupción n° 4. Es por ello que tanto la hora como el elemento de reposición coinciden en ambos registros (13-MAY012 a las 17:50).

La interrupción n° 6 es sobre el 13-MAY-SAN JERONIMO, y se realiza para tensionar el tramo ya reparado. Como el Distribuidor está parcialmente transferido, los elementos afectados son solo tres transformadores.

La interrupción n° 7 la realiza el elemento 13-MAY012 y tiene las siguientes características:

Afecta 24 elementos (23 trafos y 1 cliente MT).
Los elementos afectados pertenecen a más de un distribuidor: 18 al 13-MAY-PEDRO DE VEGA Y 6 al 13-MAY-SAN JERONIMO.
La reposición se realiza en dos etapas: la primera es sobre las afectaciones del 13-MAY-PEDRO DE VEGA mediante el elemento 13-MAY012 a las 18:17, y la segunda sobre las afectaciones del 13-MAY-SAN JERONIMO mediante el elemento 13-MAY017 a las 18:35.

La interrupción n° 8 corresponde al distribuidor 13-MAY-SAN JERONIMO y es la que se realiza para poder reponer una parte de los afectados de la interrupción n° 7. Es por ello que tanto la
hora como el elemento de reposición coincide en ambos registros (13-MAY017 a las 18:35).

Conclusiones del caso “Distribuidor puro”

Cuando los elementos afectados corresponden a un único distribuidor y la reposición es total, la interrupción debe indicarse en un solo registro indicando el distribuidor y la cantidad y potencia de los elementos afectados y repuestos. (Interrupciones n° 1, 2, 3, 5, 6 y 8).

Cuando los elementos afectados corresponden a un único distribuidor y la reposición se realiza en más de una etapa, la interrupción debe informarse en tantos registros como reposiciones halla indicado en cada una el distribuidor y la cantidad y potencia de los elementos afectados y repuestos (Interrupción n° 4).

Cuando los elementos afectados corresponden a más de un distribuidor y la reposición se realiza en más de una etapa, la interrupción debe informarse en tantos registros como reposiciones/distribuidores halla indicando en cada una el distribuidor y la cantidad y potencia de los elementos afectados y repuestos. (Interrupción n° 7).

Figura 1
Figura 1

Caso 2: Alimentadores en paralelo

En este caso se analiza el comportamiento del Módulo ante la salida de Servicio de un Alimentador compuesto por más de un cable. En la figura 2 se puede observar la Estación Transformadora Santa Fe Oeste y los tres alimentadores en paralelo que alimentan al Centro de Distribución Primero de Mayo.

Tabla 3 - Operaciones 2
Tabla 3 – Operaciones 2
Tabla 4 - Interrupciones caso 2
Tabla 4 – Interrupciones caso 2

Set de Maniobras

A continuación, se detallan las maniobras ingresadas para recrear el caso. Se indican en color rojo aquellas aperturas que generan afectaciones y en verde los cierres que producen reposiciones, Tabla III.

Cálculo de Interrupciones

En función de las operaciones cargadas se obtuvo la siguiente tabla de interrupciones, Tabla IV.

El caso recrea una única interrupción con 7 reposiciones. El evento inicia con la apertura por falla de uno de los alimentadores, pero sin generarse todavía las afectaciones. En forma posterior actúan sucesivamente las protecciones por sobrecarga de los otros dos cables generando a la 1:11 la interrupción de todo el CD Primero de Mayo.

Las operaciones siguientes son para descargar las barras de dicho CD (en realidad se abren todos los interruptores menos el 13-PRI016 y el 13-PRI018). Posteriormente se cierran dos elementos para realimentar desde la ET Santa Fe Centro, primero el 13-PRI003 y luego el interruptor 13-SFC035 que es el que efectúa la primera reposición parcial.

Las restantes reposiciones se realizan cerrando los interruptores cabecera de los correspondientes distribuidores (excepto el 13-PRI008 y 13-PRI009).

Figura 3
Figura 3

Al momento de identificar el origen de la falla, se está en condiciones de normalizar la red (excepto el cable fallado). Esta acción se realiza cerrando los interruptores de Santa Fe Oeste sin cortar el suministro desde Santa Fe Centro (haciendo un paralelo). Luego se desarma el paralelo al abrir 13-SFC035 y se termina de reponer cerrando los interruptores 13-PRI008 y 13-PRI009.

En resumen, la interrupción reunió las siguientes características:
Una única interrupción que deja sin servicio a todo el Centro de Distribución Primero de Mayo.
Siete reposiciones parciales.
La interrupción es asignada al alimentador 13-SFO-1ERO DE MAYO.

Conclusiones del caso “Alimentadores en paralelo”

La particularidad de este caso radica en determinar el alimentador al cual asociar la interrupción. Cada uno de los alimentadores mostrados tiene una identificación: “13-SFO-1ERO DE MAYO 1”, “13-SFO-1ERO DE MAYO 2” y “13-SFO-1ERO DE MAYO 3”. Estrictamente, el alimentador que genera las afectaciones es el último en abrir, o sea el último, aunque el evento se origina por la apertura del primero. Ante esta situación se decidió complementar la identificación de estos alimentadores con un nombre común: “13-SFO-1ERO DE MAYO”. De esta manera todas las interrupciones generadas por cualquiera de los tres serán asignadas a este identificador.

Tabla 5 - Operaciones caso 3
Tabla 5 – Operaciones caso 3
tabla 6
Operacions cargadas siguiente tabla

Caso 3: Alimentadores encadenados

En este caso se evalúa el comportamiento ante la ocurrencia de eventos en Alimentadores de 33kV que energizan Estaciones de Rebaje con respectivos Distribuidores o Alimentadores Rurales. Es decir, ante un “encadenamiento” Alimentadores/Distribuidores o estructuras de varios niveles de éstos.

Figura 4
Figura 4

El caso trata de una Estación de Rebaje MT/MT de la localidad de Frank. La misma posee 3 salidas las cuales están modeladas como distribuidor, a su vez se encuentra alimentada desde la ET Santa Fe Oeste por el Alimentador 33-SFO-SAN JERÓNIMO NORTE.

Por otro lado, la ER tiene una interconexión con un distribuidor de 33 KV de la ET Esperanza (33-ESP-FRANK). En las dos próximas figuras 3 y 4 se muestran los circuitos analizados (uno general y otro con los detalles).

Cálculo de Interrupciones

La primera interrupción corresponde a una apertura y cierre de un fusible rural. Los afectados corresponden a un distribuidor que nace en la ER (13-FRK-LAS TUNAS).

La segunda interrupción se origina por la actuación del interruptor cabecera del Alimentador 33-SFO-SAN JERONIMO NORTE. En función de lo observado en las figuras 3 y 4 se puede establecer que los transformadores afectados pertenecen a dicho alimentador, pero también a:
Alimentador 33-SAN AGUSTÍN.

Alimentador 33-FRANK, que a su vez se relaciona ERFrank con sus 4 Distribuidores.

El elemento fallado que generó la interrupción provocó que la misma fuera restaurada en dos reposiciones:
La primera cerrando el interruptor 33-SFO009.
La segunda a través del Distribuidor 33-ESP-FRANK (El cual fue abierto en la interrupción 3)

Las operaciones para volver la red a su estado normal implicaron 2 interrupciones más:

Figura 5
Figura 5

Interrupción 4:

Se abre el interruptor de interconexión entre ER y 33-ESP-FRANK. La misma se asigna a 33-FRANK por ser el que alimenta a todos los afectados.

Tabla 7 - Relacion Trafo- Alim.
Tabla 7 – Relacion Trafo- Alim.

Interrupción 5:

Se abre el interruptor cabecera del 33-SFO-SAN JERONIMO NORTE, pero la misma es asignada al 33-SAN AGUSTÍN.

Tabla 8 - Maniobra caso 4
Tabla 8 – Maniobra caso 4
Tabla 9 - Caso 4
Tabla 9 – Caso 4

Conclusiones del caso “Alimentadores encadenados”

El ejemplo de red que se analizó responde a una estructura de alim-dist por niveles. A continuación, Tabla VII se muestra la relación trafo-alim:
Analizando la tabla se explica la asignación de alimentadores para las interrupciones 2, 4 y 5, en las que los elementos afectados son los mismos, pero de acuerdo al lugar de la red donde se produjo la falla se realizó una ponderación distinta para cada caso:

Interrupción 2:

Todos los afectados tienen como único alimentador común al 33-SFO-SAN JERONIMO NORTE y debido a esto (y a que el elemento que genera la interrupción es el propio interruptor cabecera) es éste que corresponde ponderar.

Interrupción 4:

Todos los afectados tienen como alimentadores comunes a: 33-FRANK y 33-SFO-SAN JERONIMO NORTE, pero la totalidad de los afectados pertenece al primero, entonces la ponderación es para 33-FRANK.

Interrupción 5:

Ídem interrupción 4, pero con el alimentador: 33-SAN AGUSTÍN.

Caso 4: Interrupción AT con afectados MT

En este caso se plantea como deben informarse interrupciones de la Red de Alta Tensión que tienen afectaciones en la Red MT. Se trata de una apertura del interruptor de trafo 1 de la ET CAL y la reposicion de las instalaciones MT afectadas.

Cálculo de Interrupciones

El elemento que genera la interrupción es el interruptor de 132kV CAL026. Inmediatamente se desenergizan las barras de 13.2 y 33kV. Posteriormente se reponen mediante el cierre del enlace 13-CAL014 dos de las salidas de 13.2kV, pero por una apertura por sobrecarga quedan nuevamente fuera de servicio (interrupción 2 asignada al paralelo 13-CAL-ROSARIO).

El proceso de reposición se realiza a través de la configuración Normal, energizando las barras y reponiendo 1 a 1 las salidas. Tabla IX.

Conclusiones del caso “AT”

Se definió que ante un corte en AT las interrupciones deben asignarse a los interruptores de los trafos AT/MT que queden afectados. Para ello se establecieron Alimdist ficticios en dichos interruptores nomenclados según el nivel de tensión (33 o 13), la instalación (la ET) y el trafo (nro de trafo).

A su vez estos alimdist pasan a ser los alimentadores Padre de toda la jerarquía aguas abajo que se planteó en el caso anterior.

Nótese que la interrupción n° 2 del presente caso corresponde a un corte MT, y por eso se asigna a un Alimdist convencional.

Conclusiones

El proceso de implementación permitió ajustar el algoritmo de ponderación de alimentadores de acuerdo a la Red MT de la EPESF. De acuerdo al análisis de cada uno de los casos representativos se determinó la siguiente lógica:

Generación

Datos

• El universo de Trafos MT/BT y la relación con sus alimentadores (N1 – N5).

• El universo de Clientes MT/AT y la relación con sus alimentadores (N1 – N5).

• Trafos MT/BT y Clientes MT afectados por las Interrupciones.

• Relación Padre e Hijo entre todos los Alimentadores.

• Relación entre el Objeto operado y el Alimentador aguas arriba inmediato. (Alim_NBM)

Lógica para ponderar el Alimentador por cada Interrupción/Reposición

1.Busca los casos donde la Interrupción es de AT y pondera todos los Alimentadores de Nivel superior.

2.Si no pertenece al caso anterior, las afectaciones poseen solamente relación con un Alimentador de Nivel 1. Pondero ese alimentador.

3.Si no pertenece a los casos anteriores, existen afectaciones con varios Alimentadores solo de Nivel 1. Pondero a TODOS.
Subproceso para agrupar Alimentadores de niveles superiores (subo de niveles)
4.Si no pertenece a los casos anteriores, existe un alimentador común a todos y es el mismo que el obtenido por NBM, Pondero el Alimentador. En este caso no interviene la potencia interrumpida o la del alimentador.

5.Si no pertenece a los casos anteriores, existe solo una “rama” de Alimentadores con las afectaciones. Tomo el de menor nivel de los Alimentadores.

6.Si no pertenece a los casos anteriores, busco en el nivel superior (Nivel 5) solo un Alimentador común (Padre)

a.Busco el nivel mayor donde la suma de las afectaciones sea la misma potencia.

b.Si no son iguales, Se debe ponderar al alimentador común que tenga mejor relación de potencia (más cercana a 1), no se debe ponderar cuando dicha relación es menor a un valor configurable (se arrancaría con un valor de 0.7). Si no se cumple esto, se deben separar los casos.

7.Si no pertenece a los casos anteriores, existe más de un Padre en el nivel superior (N5), separo los casos y los trabajo por separado utilizando la solución de los casos 4, 5 y 6.

El presente trabajo ha sido premiado en el marco de CIDEL 2018:

TT29 “Implementación del módulo de calidad de servicio GIS en EPESF”. Autores: Agustín Daniel Molina y Leonardo Juan Grenat; EPSF, Argentina.

*Ingeniero Electricista:
amolina@epe.santafe.gov.ar
**Técnico Mecánico Electricista:
lgrenat@epe.santafe.gov.ar

Más información: www.epe.santafe.gov.ar

Ver tambien:

En Christophersen experimentan con energía renovable

EPE: “innovar en procesos internos de manera permanente”