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14 dic. 2020

Determinación de la topología de una red de distribución eléctrica compleja y sus aplicaciones

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1. Estado del arte

Cada vez son mayores los beneficios que se obtienen al determinar la conectividad o topología de la red de distribución eléctrica de baja tensión. El término “conectividad o topología de la red” se refiere al proceso de determinar el conexionado de un consumidor final respecto a un transformador de la red de B.T., es decir, a qué transformador, línea y fase(s) está conectado dicho cliente. Esta red, a su vez, puede disponer o no de elementos intermedios de distribución, de los que también nos interesará saber la conexión para tener un mapa completo de los consumidores que cuelgan de un transformador y de la red de BT en general.
 

Red de distribución de B.T. con elementos de distribución intermedios (arreglo en cascada).

Imagen 1. Red de distribución de B.T. con elementos de distribución intermedios (arreglo en cascada).


La determinación de la topología de la red, antes de la “era de la digitalización de la red de distribución eléctrica - Smart Metering”, ya nos reportaba numerosos beneficios. Gracias a ella, se podía estimar el balance de cargas de un transformador y sus líneas repartiendo los clientes de una manera equilibrada, realizar operaciones de mantenimiento sobre una línea sabiendo a qué consumidores se les iba a realizar un corte de suministro o acotar qué clientes pueden estar alterando la calidad de onda detectada en una línea. Dicho esto, en la situación actual de digitalización de la red de distribución eléctrica, o en su proceso de digitalizarla (con la instalación de contadores inteligentes y/o equipos de medida en el panel de Baja Tensión de un CT) estas ventajas se ven elevadas a un nivel muy superior.

Por ejemplo, con los Smart Meters obtenemos la lectura remota y continua del consumo del cliente. Si se cruza esta información con los datos de la conexión de dicho usuario respecto al trasformador (lo que llamamos conectividad o topología de la red de distribución eléctrica), podemos saber con exactitud los equilibrios y desequilibrios de las cargas entre sus distintas fases y líneas, lo que permite modificar la red para reajustarla, así como planificar nuevas conexiones de futuros consumidores.

Si, además, en nuestro sistema de medida y gestión contamos con electrónica de medición de las tensiones y corrientes en las líneas del panel de B.T., podemos identificar rápidamente cualquier problema en la calidad de onda de la red y acotar el origen, medir las pérdidas técnicas a nivel de línea y, sobre todo, conocer si ha habido pérdidas no técnicas o hurtos a nivel de línea.

 

2. Modificaciones de la conectividad y necesidad de actualización de las bases de datos.

La topología de la red de distribución eléctrica sufre variaciones y cambios a lo largo del tiempo debido a averías en la red, tareas de mantenimiento, cambios en el reparto… Por tanto, es indispensable, hoy en día, tener una base de datos de la conexión del 100% de los clientes, totalmente fiable, para poder aplicar todos los beneficios comentados anteriormente de manera eficaz. Si no, los cálculos de equilibrios, las pérdidas y demás parámetros a nivel de línea no se podrían realizar, y tendríamos descontrolada la red de baja por muy “Smart” que esta fuera.

Cada vez son más las distribuidoras eléctricas que deciden aprovechar grandes campañas de instalación de Smart Meters para conocer la conectividad de los clientes con “equipos portátiles que identifican la topología de red” en apenas unos segundos en cada consumidor. La inversión de tiempo es muy baja y la rentabilidad que se le saca, muy alta.

Estos equipos cuentan con una Unidad Central que se instala en un centro de distribución (abrazando cada una de las líneas) y una Unidad de Línea que se conecta en el consumidor del que se quiere obtener la conexión respecto a dicho centro de distribución.

Particularizando esta idea a países con sistemas complejos de distribución de baja tensión que tengan elementos intermedios de distribución en cascada como feeder pillars o boxes (aparte del propio panel de baja en el CT), la determinación de la conectividad coge aún más peso si cabe.

Hasta ahora, los equipos portátiles de conectividad no podían trabajar eficientemente en redes complejas, puesto que no podía instalarse más de un equipo por centro de transformación debido a su modus operandi. Por lo tanto, se tenía que sacar la conectividad de todos los clientes respecto a un elemento de distribución y repetir la operación en tantos centros de reparto como hubiera.


Instalación de la Unidad Central en un único centro de distribución (arreglo en cascada).

Imagen 2. Instalación de la Unidad Central en un único centro de distribución (arreglo en cascada).

Por ello, Merytronic ha diseñado y fabricado una segunda generación de equipos de conectividad de la red de distribución eléctrica “ILF G2 Pro” capaces de operar simultáneamente en varios niveles de distribución que cuelgan de un transformador.

Instalación de los equipos de conectividad en cada uno de los centros de distribución (arreglo en cascada). Se conectan simultáneamente
 

Imagen 3. Instalación de los equipos de conectividad en cada uno de los centros de distribución (arreglo en cascada). Se conectan simultáneamente.

 

3. Soluciones para la obtención de la conectividad de manera eficiente

A continuación, vamos a realizar un simple ejercicio de estimación del tiempo invertido para obtener la topología de una red compleja con diversos elementos de distribución intermedios en cascada, primero con un equipo de conectividad de la primera generación “ILF12” o similar (sin modo de funcionamiento en cascada) y lo vamos a comparar con un equipo de la nueva generación “ILF G2 Pro”, que puede operar en cascada.

Imaginemos que tenemos un sistema en el que por cada CT hay unos 6 elementos de distribución, repartidos en 4 niveles en cascada, y una media de 250 consumidores por CT. Con un equipo de la primera generación, sólo podremos sacar la conexión de los clientes respecto al elemento donde hayamos colocado la unidad central (véase imagen 2). Como decíamos, hay que repetir la operación para saber la conexión de ese cliente respecto al resto de elementos de distribución que están en otros niveles. Puede que haya elementos que descartemos automáticamente por los esquemas que tengamos o referencias, pero seguramente tengamos que ir a cada cliente dos o tres veces para asegurarnos de que tenemos toda su topología correctamente.

En cambio, con un equipo ILF G2 (Imagen 3), podríamos conectar 6 unidades centrales en los 6 centros de distribución simultáneamente e irnos a los diferentes clientes, con hasta 6 operarios (cada uno con una Unidad de Línea). En este caso, con una sola identificación en cada consumidor obtendremos automáticamente todo el esquema de red del que cuelga ese cliente.



Imagen 4. En una sola identificación obtenemos el resultado de conectividad respecto a todos los centros de distribución aguas arriba del consumidor.
 

Teniendo en cuenta que de cada CT cuelgan unos 250 consumidores y vamos con 6 operarios, cada uno de ellos tiene que identificar unos 41-42 consumidores. Basándonos en cifras reales, sabemos que un operario puede analizar (depende de muchos factores) una media 40-45 clientes en una jornada laboral. Por lo tanto, con este pack de 6 equipos y 6 operarios podríamos sacar la conectividad de 250 clientes por día, correspondientes a 1 CT completo. En este proceso no se ha tenido que mover ni reinstalar ninguna Unidad Central ubicada en los diferentes elementos distribuidores en toda la jornada.


Si por el contrario usásemos un equipo de la generación 1 (sin funcionalidad cascada). Tendríamos que sacar la conectividad elemento de distribución por elemento de distribución, moviendo el equipo central en cada operación, lo que implica ir a cada consumidor 2, 3 o 4 veces para sacar la conectividad de un solo CT. Esto requiere no sólo el hecho de hacer varias identificaciones, sino de estar moviendo las unidades centrales varias veces al día para repetir dicha operación. De este modo, el tiempo invertido se puede multiplicar por 2, 3 o 4 en función del diagrama de la red. Incluso las probabilidades de cometer un error a la hora de pasar los resultados se ven incrementadas en gran medida.
 

4. Digitalización de los datos

El proceso de determinación de la topología de red, especialmente en grandes campañas, requiere del registro de miles de datos en campo y por lo tanto sería prácticamente imposible registrarlo a mano de una forma sencilla sin cometer errores, de ahí que sea fundamental poder digitalizar los datos automáticamente en campo para exportarlos a la base de datos a posteriori. Para ello, Merytronic ofrece Grid GIS Connect App desarrollada por Ariadna Grid, que permite abrir, editar y guardar de forma sencilla y automática toda la información relativa a la conectividad de los clientes en un mapa con sus correspondientes coordenadas. 

Su funcionamiento es muy sencillo, cada vez que el equipo de conectividad identifica un cliente, envía toda la información relativa a su conectividad (respecto a todos los centros de distribución) a la Tablet mediante comunicación Bluetooth. Esta App permite ahorrar mucho tiempo en el proceso de captura de datos y evita muchos errores de transcripción.



Imagen 5. Mapa que muestra la topología de la red de distribución eléctrica de un barrio.
 

Además, es posible desarrollar una integración de la App con el SW GIS y la base de datos de la distribuidora. Gracias al tándem formado por Merytronic y Ariadna, esta customización e integración se puede llevar a cabo, procesando (importando y exportando) los datos relevantes para el cliente automáticamente en un formato conocido por ambos SW.
 

5. Conclusión

Queda demostrada la importancia de tener una base de datos con la topología de la red de distribución eléctrica de Baja Tensión actualizada. El abanico de funcionalidades y ventajas al conocer la topología de la red le da un valor incalculable.

Queda expuesta también una manera simple, robusta y eficiente de determinar la topología aprovechando grandes campañas de instalación de Smart Meters a través de las diferentes soluciones de Merytronic. No sólo podemos sacar la información de una manera simple y automática a través del guardado de la información sobre un mapa en una Tablet, sino que también somos capaces de integrar nuestro sistema GIS y bases de datos para que todo este proceso requiera de la menor interacción humana, reduciendo tiempos, costes y evitando errores a la hora de tomar y guardar los resultados.



 

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