1.1. Servicios auxiliares

Los SSAA se definen como el conjunto de instalaciones y equipos que sirven para alimentar cargas en baja tensión de corriente alterna y continua, necesarias para la operación de la subestación . Se debe garantizar que en condiciones normales, de falla o mantenimiento, existan fuentes que alimenten las cargas que se consideren indispensables. También es importante resaltar que la confiabilidad de estos debe ser mayor a la de la subestación ^[1]. Las tensiones normalizadas para servicios auxiliares son:

Las formas tradicionales de alimentar los SSAA más comunes son las siguientes ^[4]:

Para el caso de estudio, la Sub_A es una subestación tipo maniobra, por lo que no existe transformación a un nivel inferior al sistema de alta tensión. Este punto condiciona que las alimentaciones a los SSAA de C.A. se realicen desde sistemas eléctricos externos a la subestación. La solución que se adoptaría en este tipo de instalaciones es la alimentación desde una línea de media tensión con un alto grado de confiabilidad ^[5]. Dicha confiabilidad no se tiene en la Sub_A, debido a que los SSAA están siendo alimentados por un generador eléctrico diésel que eventualmente será retirado. A su vez este generador alimenta una subestación tipo transformadora (34.5kV/13.2kV), que en uno de sus circuitos está alimentando provisionalmente la construcción de una central hidroeléctrica y en otro alimenta un circuito rural con líneas de 13.2kV, que finalmente alimentaran los SSAA de la Sub_A, como se muestra en la Figura 1^[6]. Este circuito presenta varias desventajas, por lo que es necesario encontrar una fuente de alimentación confiable.

Internamente los SSAA de la Sub_A son alimentados con un transformador de media/baja tensión "13.2kV/208-120V; 225kVA, que es energizado desde una línea de media tensión externa y que a su vez alimenta directamente 40 cargas, estas se distribuyen en 30 cargas no esenciales con un consumo de potencia eléctrica de 170KVA y 10 esenciales con un consumo de potencia eléctrica de 40KVA. Como respaldo a esta alimentación principal se cuenta con una planta diésel de 50kVA, 208/120V, que alimenta exclusivamente las cargas esenciales en caso de falla o mantenimiento del sistema principal de alimentación de SSAA.

La configuración de los SSAA en la Sub_A, de barras acopladas con un solo alimentador de media tensión, que se define como dos barrajes unidos por un interruptor de acople. Esta configuración divide las cargas en esenciales y no esenciales, uno de los barrajes es energizado por la alimentación principal y de respaldo, en este, estarán ubicadas las cargas esenciales, el otro barraje tiene las cargas no esenciales y esta energizado solamente por la alimentación principal ^[4]. En la Figura 2 se muestra esta configuración.

A continuación se explicará el funcionamiento, aplicaciones y principales características del TTNP, el cual en Colombia aún no se ha implementado.

1.2. Transformador de tensión con núcleo de potencia

El TTNP es un transformador de voltaje monofásico que es capaz de suministrar potencia de hasta 333 kVA a un circuito en baja o media tensión directamente de un circuito de alta tensión, combina las características de un transformador de tensión y la capacidad de potencia de un transformador de distribución. Esto permite una conexión directa y confiable desde alta tensión (46Kv-362kV), para obtener un suministro de energía con los siguientes rangos de tensión secundaria: 125/250V, 277V, 480V, o cualquier salida de hasta 600 V para baja tensión, y niveles normalizados de media tensión 11.4kV; 13.2kV o el nivel que sea necesario de acuerdo a la norma del lugar donde vaya a ser instalado para transmisión de la energía, se encuentra conectado línea a tierra y puede ser usado como una unidad individual para alimentar cargas monofásicas, o como banco trifásico capaz de suministrar hasta 1MVA de potencia eléctrica para grandes cargas ^[7].

El uso de los TTNP se remonta a finales de los 90, siendo una de sus aplicaciones más comunes, la electrificación rural para comunidades aisladas donde no es viable económicamente construir una subestación convencional para estos usuarios. Sin embargo muchas comunidades están ubicadas cerca de líneas de transmisión de alta tensión pero aun así no cuentan con suministro eléctrico en sus hogares. En estos casos la mejor solución fue el uso del TTNP ^[8], el cual se conecta directamente a las líneas de alta tensión y en su devanado secundario se obtienen tensiones normalizadas en rangos de media tensión para ser transportada a estas viviendas, ya que las características del transformador permite que en media tensión la energía eléctrica pueda ser transmitida a distancias de hasta 30km, para que allí sea transformada a baja tensión y finalmente sea consumida, casos de esta aplicación se encuentran en algunas comunidades en países de África Subsahariana como el Congo, donde se electrificaron siete comunidades con hospitales, escuelas, centros comunitarios por medio de una línea de transmisión de 245kV ^[9].

Sin embargo el TTNP tiene más aplicaciones de las cuales se pueden destacar:

El TTNP se perfila como una solución viable a la alimentación de los SSAA en la Sub_A, ya que el diseño del mismo permite una ubicación conveniente dentro de la subestación para realizar el montaje. Además el equipo es suministrado por el fabricante con un devanado de potencia y uno o dos devanados de medición. Adicionalmente se pueden incluir algunas opciones tales como:

El TTNP estándar viene con dos devanados secundarios de potencia, aislados que pueden ser conectados en serie o paralelo según sea el requerimiento de tensión a la salida, adicionalmente se puede entregar con una o dos bobinas de medición extraíbles con aislamiento entre estas y las bobinas de potencia para evitar fluctuaciones de tensión en las mediciones. Las opciones de conexión de cada devanado (potencia y medida) se muestran a continuación, Figura 3 y Figura 4^[12].

La selección del equipo se hace de acuerdo al BIL¹ de la subestación, gracias a la información brindada por la EEB, se conoce que el BIL de la Sub_A corresponde a 1050 kV.

En general, en las subestaciones eléctricas, el TTNP es protegido por los descargadores de sobretensión y los cables de guarda, según varios fabricantes. Por lo que virtualmente en todas las aplicaciones, el primario se conecta directamente a la línea o en el caso de la Sub A al barraje ^[13]Tabla 1.

En general, en las subestaciones eléctricas, el TTNP es protegido por los descargadores de sobretensión y los cables de guarda, según varios fabricantes. Por lo que virtualmente en todas las aplicaciones, el primario se conecta directamente a la línea o en el caso de la Sub_A al barraje ^[13].

2.1. Evaluación de la confiabilidad de los SSAA en tres escenarios

La confiabilidad está relacionada con la disponibilidad de los equipos para brindar continuidad en el suministro de energía eléctrica cumpliendo con requerimientos y estándares de seguridad y calidad ^[14].

El propósito de este análisis es comparar la confiabilidad del sistema actual de alimentación de energía eléctrica de los servicios auxiliares de la Sub_A, con otros dos posibles escenarios. El primero de estos es la implementación del TTNP; el segundo escenario se basa en la instalación de un grupo electrógeno propio de baja tensión. De esta manera se podrá determinar qué sistema presentaría la mayor confiabilidad.

Existen varios métodos para la estimación de la confiabilidad de un sistema eléctrico, para este caso de estudio se utilizaría el método de simulación de Montecarlo que consiste en generar números aleatorios de cualquier distribución de probabilidad o proceso estocástico para evaluar en forma numérica, indirecta o artificial un modelo matemático que permite estimar el comportamiento de un sistema o proceso que involucra variables estocásticas ^[16]. La base de este método es la generación de números aleatorios de cualquier distribución, que deben cumplir las siguientes propiedades:

Para iniciar con este análisis se buscaron reportes de salidas/restauración de cada uno de los componentes del sistema, en el caso de la Sub_A se deben tener los datos de los equipos que componen el sistema utilizado para energizar los SSAA, al ser una subestación relativamente nueva, estos serán tomados de históricos de fallas en equipos similares, de la IEEE493 ^[17], se recomienda que los datos cubran un periodo mayor a un año, ya que, a mayor tiempo de los registros, mayor seguridad se obtendrá en los resultados de la simulación ^[18].

Para la simulación de Monte Carlo en este caso específico, la recolección de datos obedece a encontrar:

Deben definirse de manera clara cada uno de los equipos que componen el sistema, en este caso de estudio se establecen tres escenarios. El primero, en el que los equipos son de media tensión y componen el circuito de abastecimiento de SSAA de la Sub_A, Figura 5. El segundo escenario el sistema cambia debido a que se contempla la instalación del TTNP Figura 6. Para el último escenario analizado, se examina la instalación de un grupo electrógeno propio y de servicio continuo Figura 7, como fuente principal para la alimentación de los servicios auxiliares en la Sub_A.

Para el estudio de estos tres sistemas se contempla una simulación mediante el criterio de pérdidas de componentes n - 1, donde se considera que un elemento del sistema entra en estado de falla y permanece en el mismo por un tiempo de reparación, cumplido este tiempo el equipo recupera su disponibilidad y el sistema nuevamente se encuentra estable hasta la presencia de un nuevo estado de falla en cualquier elemento del sistema.

En la simulación de Montecarlo se permite incorporar modelos de confiabilidad de los elementos del sistema con cualquier número de estados. Estos modelos se definen por funciones de probabilidad para cada tiempo de transición entre estados. Sin embargo, en la mayoría de simulaciones reales se usan modelos de dos estados (servicio -falla) ^[19].

Para este caso de estudios se usó el modelo de dos estados Figura 8, para cada uno de los equipos que componen cada sistema, ya que no existe información operativa ni registros para utilizar modelos más complejos.

Cada componente tiene una secuencia operativa dentro del sistema, en esta se encuentran, el tiempo medio hasta fallas (MTTF o "medium time to failure"), el tiempo medio de reparaciones (MTTR o "medium time to repair") y el tiempo medio entre fallas (MTBF o "médium time between failure"), como se definen en las ecuaciones (1), (2) y (3), respectivamente:

En la Figura 9 [²⁰ ], se ilustra el comportamiento de los equipos según estos índices.

Con los índices mencionados se llega al cálculo de la Disponibilidad (A) e Indisponibilidad (U) del sistema, antes y después de la instalación del equipo, las cuales vienen dadas por:

Una vez establecidos los índices se inicia con el proceso de simulación de los tres escenarios, el cual consistió de las siguientes mediciones:

Encontrar las tasas de falla y reparación de cada elemento que conforma los dos sistemas de estudio (Tabla II, Tabla III y Tabla IV.)

Los elementos anteriormente mencionados si bien no reflejan los datos exactos del caso de estudio, son consultas realizadas con equipos similares con los que se pretende semejar a los reales en la Sub A. Cabe resaltar que de tener registros reales de cualquier subestación a la cual se le pretenda realizar un estudio de confiabilidad, es aconsejable usarlos.

Cálculos de tiempos de falla y reparación para cada componente de los sistemas.

Los números aleatorios, fundamentales en la simulación de Monte Carlo, son generados en Excel mediante la función aleatorio, la cual genera números aleatorios sin ningún patrón de semilla entre ellos, en un rango de 0-1.

Una vez generados estos números se analiza la variable aleatoria de interés teniendo en cuenta que toda función de distribución de probabilidad evaluada en cualquier valor de X es igual a un número que representa la probabilidad entre 0 y 1 ^[24], por lo que:

Por lo tanto, se puede obtener un tratamiento a la variable X hallando la función inversa de la distribución de probabilidad:

Para este caso en particular se usó la función de distribución exponencial, ya que su comportamiento asemeja la vida útil de cada elemento de los sistemas mientras aumenta su tiempo de uso en relación a las fallas que presenta durante este tiempo, la función inversa de la distribución exponencial es:

Para generar los tiempos de falla y reparación aleatorios, en la fórmula de la distribución exponencial inversa se debe cambiar el parámetro "h", que es la tasa de eventos o el inverso del parámetro de escala, por los índices de falla (λ) y reparación (μ) respectivamente encontrados para cada elemento de los sistemas ^[25]. Para este caso se decidió tomar un tiempo de expectativa de 50 Años o 438000 Horas en los sistemas planteados.

2.2. Simulación en ATP para determinar el comportamiento del TTNP ante una sobretensión por descarga atmosférica

Las sobretensiones por descargas atmosféricas son las tensiones fase-fase o fase-tierra que son superiores al nivel de tensión de diseño del sistema de potencia (Vm), son de origen externo, y son causadas por la caída de un rayo sobre o alrededor de un punto del sistema de potencia y se caracterizan por ser de muy corta duración ^[26].

Para realizar el análisis se debe tener en cuenta el motivo por el cual el rayo impacta directamente una línea de fase ya que según estudios realizados por la empresa interconexión eléctrica S.A (ISA) las descargas atmosféricas son el principal motivo para que una línea de alta tensión experimente una salida del sistema de potencia.

Entre las salidas producidas por descargas atmosféricas se deben destacar las más importantes que son las salidas producidas por fallas de apantallamiento y las debidas a flameo inverso ^[27]. Las producidas por fallas de apantallamiento son debidas a la caída de un rayo directamente en el conductor de fase por falla en el diseño del cable de apantallamiento, esto puede causar la salida inmediata de la línea ya que el rayo puede tener una corriente de 30 kA característicamente por lo que puede generar ondas de tensión a lado y lado del cable de fase y dependiendo de la impedancia característica del conductor se generara una sobretensión que puede superar los niveles de BIL característicos de una línea de 220kV, por tal razón se puede producir un flameo inverso entre conductores de fase lo cual acarrearía la salida inmediata de toda la línea ^[28].

Por otra parte, si la descarga atmosférica cae sobre el cable de guarda reflejara ondas a lado y lado que llegaran a la cruceta y tratarán de ser descargadas a tierra por medio de la bajante o de la misma torre, dependiendo de la impedancia de cada uno de estos elementos, estas ondas producidas por el rayo generaran tensiones que pueden ser bastante altas, si la tensión producida en la cruceta es mucho mayor que la tensión de las fases se produce el flameo inverso (back flashover), este flameo puede ocasionar dependiendo de la configuración de las protecciones la salida de la línea ^[27].

Para el estudio se utilizaran las sobretensiones provocadas por impacto directo sobre un conductor de fase Figura 10^[28], ya que este sería el peor escenario para el sistema de potencia donde estaría instalado el TTNP y el objetivo es verificar cual será el comportamiento del devanado secundario del transformador debido a una descarga atmosférica en cualquier punto de dicho sistema.

Para la simulación de la sobretensión, se tendrán en cuenta posiciones de impacto aleatorias dentro del sistema, donde se aplicara el impulso tipo rayo.

En la Figura 11 se muestra el sistema de potencia estudiado para la simulación de las sobretensiones causadas por las descargas atmosféricas.

En la parte superior se observa la Sub_A con los tres TTNP en cada una de sus fases, correctamente modelado de acuerdo a los datos de las pruebas eléctricas de corto circuito y circuito abierto realizadas por el fabricante del equipo.

Igualmente se modela un sistema de potencia real con sus respectivas líneas por tramos y longitudes de acuerdo a datos del sistema de la EEB, para poder obtener resultados bastante realistas

3.1. Valoración de confiabilidad

Al simular los elementos de cada sistema en conjunto y con los tiempos generados aleatoriamente, se registra que elemento tiene el menor tiempo de falla, esto debido a que nuestro criterio de contingencias es n - 1, mediante este proceso se encuentran los equipos en falla, como se indica a continuación.

Como se puede observar en la Tabla V , Tabla VI y en la Tabla VII , el programa en Excel selecciona el elemento con menor tiempo de falla e identifica el elemento fallado en cada sistema.

El proceso se repite con los tiempos de reparación generados aleatoriamente, ya que estos se sumaran al tiempo de falla del elemento mencionado por el programa, esto con el objetivo de establecer un tiempo de recuperación del sistema o tiempo entre fallas.

Una vez se establece el tiempo entre fallas de cada sistema se realizan las iteraciones tantas veces sean necesarias para alcanzar el tiempo de estudio (50 Años o 438000 Horas), cabe resaltar que todos los índices se convirtieron en horas.

Durante el análisis se llegó a establecer que, para cumplir el tiempo de estudio cercano al deseado , en el Sistema 1 fueron necesarias veinte iteraciones; estableciendo esto para el Sistema 2, se realizaron el mismo número de iteraciones, pero se comprobó que en la primera iteración para este sistema se sobrepasó el tiempo de estudio deseado puesto que los elementos de este tienen tasas de falla más bajas en comparación con el Sistema 1.

Con los tiempos generados en cada sistema se calcularon los MTTF, MTTR y MTBF (Tabla VIII, Tabla IX y Tabla X ], con estos y mediante la aplicación de las formulas establecidas anteriormente las aproximaciones a las tasas de falla y restauración del sistema entero.

Los índices LOLE y LOLP, corresponden a índices de confiabilidad del suministro de energía ^[29].

LOLP (Loss Of Load Probability): probabilidad de que la carga del sistema exceda la capacidad de suministro del mismo. No se da cobertura completa a la demanda de suministro.

LOLE (Loss Of Load Expectation): número de días en el cual el pico de la demanda se espera que supere la capacidad de suministro disponible.

Para un caso óptimo se espera que en los sistemas de estudio se obtengan valores bajos para LOLE y LOLP, de los tres escenarios estudiados el Sistema 2 resulto ser el óptimo, el Sistema 3, también presenta unos mejores índices en comparación al Sistema 1, pero no tanto como el Sistema 2. Además es válido afirmar que el grupo electrógeno durante su funcionamiento desprende sustancias toxicas como: óxidos de nitrógeno, hollín, monóxido de carbono, hidrocarburos, compuestos de azufre y plomo ^[30], por lo que no solo, no es la opción más confiable como alimentación principal de los SSAA, sino que también es bastante contaminante, por lo tanto se puede concluir que la confiabilidad de la alimentación de los SSAA de la Sub_A, mejoraría al usar el transformador de tensión con núcleo de potencia.

3.2. Simulación para sobretensiones tipo rayo

A continuación se analizarán los resultados obtenidos aplicando el impulso de tensión tipo rayo, estos resultados son exclusivamente del devanado secundario del equipo bajo estudio, debido a que es este devanado el que estará finalmente energizando las cargas de SSAA de la Sub_A.

Se observa que el devanado secundario de los TTNP inicialmente están trabajando sin ningún problema, al ocurrir una descarga atmosférica sobre la barra de la sub_A se observa que de manera inmediata la fase sobre la cual ocurre la descarga llega a valores aproximados a cero mientras que las otras dos fases sufren una fluctuación elevadas debido a la interacción del rayo por flameo sobre las otras fases Figura 12, después de que se disipa el rayo se ve cómo las fases tienden a estabilizarse pero se mantienen en valores elevados de tensión debido a que el sistema trata de compensar la pérdida de la fase sobre la cual cae la descarga atmosférica. En la Tabla XI se pueden ver reflejados los valores de tensión en los tiempos en los cuales se deben ver los picos de tensión de cada fase y se observa claramente como las dos fases que no sufrieron el impacto elevan su nivel de tensión a valores alrededor de los 150V.

En este caso se observa el comportamiento del TTNP, cuando ocurre una descarga atmosférica sobre una de sus fases. En la fase donde se presenta la descarga atmosférica se evidencia una fluctuación, además se observa en la Tabla XII y según la Figura 13, la tensión de la fase impactada es de 55,49V máximo y con el paso del tiempo se va estabilizando, esto debido a los efectos del rayo sobre las otras fases y al ser este un nodo de generación se observa cómo hay fluctuación en tres periodos de la onda y a partir de ahí esta empieza a atenuar en unos valores de tensión que están por debajo de la tensión nominal de dichas fases.

Para la descarga que ocurre entre la Sub_A y la Sub_C a 142.1 Km de la Sub_A Figura 14se observa la afectación sobre la fase en la cual impacta directamente la descarga y las pequeñas fluctuaciones sobre las otras fases debido a los efectos del rayo, luego de algunos milisegundos después de ocurrir el impacto, el sistema persiste en mantener una tensión sobre la fase que impacta el rayo, mientras las otras fases aumentan su tensión para tratar de suplir la perdida que está generando la fase en falla, como se puede observar tanto en la Figura 14. En la Tabla XIII , es evidente que por la distancia en la que impacta el rayo y en comparación con las otras simulaciones la fase en falla no pierde totalmente su tensión y por lo tanto las otras fase no se ven forzadas a elevar su nivel de tensión, tanto como si lo tuvieron que hacer cuando impacto el rayo directamente en la barra de la Sub_A y cuando impacto muy próximo a la misma subestación.