Proyecto PhID
¿Qué es PhID?
La determinación y actualización de la topología de la red de distribución eléctrica de bajo voltaje es un problema a nivel mundial. Los cambios efectuados por cuadrillas de mantenimiento y reparación deben seguir un proceso burocrático para impactar en los sistemas georreferenciados (Sistemas de Información Geográfica). Esto hace que mucha información esté incorrecta o desactualizada, produciendo desbalance de fases y disminuyendo la eficiencia del sistema en general.
El proyecto surge como respuesta a una necesidad planteada por la empresa EDET. A pesar de tener un sistema SCADA funcionando y mediciones en distintos puntos de la provincia, la información que se recoge no es suficiente para conocer todo el estado de la red. Es un problema común a nivel mundial conocido como identificación de fase, complicado por el hecho que la presencia de datos faltantes es una ocurrencia común. El proyecto consiste en determinar la topología de la red de bajo voltaje a partir de datos en presencia de faltantes, lo cual permite un mucho mejor monitoreo del estado de la red eléctrica. Este conocimiento impacta a muy diferentes niveles, mejorando pérdidas técnicas y no técnicas, permitiendo optimizar la asignación de personal, disminuir los tiempos de respuesta a reclamos, y otros incluyendo un anuncio más preciso de los cortes de servicio programados o rotativos. Entendemos que por el bajo costo y la resistencia a falta de datos, nuestro sistema va a permitir una sensible mejora en distintos aspectos del servicio eléctrico y orientar la inversión para aprovechar al máximo los recursos disponibles.
Simulaciones
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Identificación de fases: Múltiples simulaciones y 7 pruebas en campo realizadas
En un transformador de hasta 300 clientes (el caso más frecuente en Tucumán), se logra una precisión del 90%% en 5 a 20 días, dependiendo del número de contadores inteligentes.
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Balance de carga
Si no se cuenta con medidores inteligentes, la inversión necesaria puede minimizarse instalando sólo aquellos necesarios para equilibrar la carga y monitorear la topología de la red.
La siguiente figura muestra el índice de desbalance promedio aplicando y no aplicando nuestro método de balance de carga (líneas sólidas y punteadas, respectivamente), y el número medio de cambios de fase en función del número de clientes medidos disponibles para diferentes niveles de desequilibrio.
El sistema entrega una lista precisa con los clientes que hay que cambiar y a qué fase hay que cambiarlos. Los detalles incluyen el número de servicio del cliente, el número de serie del medidor inteligente e incluso las coordenadas GPS del cliente, si se facilitan. Esta función permite dar instrucciones muy precisas y sencillas a los operadores, así como comprobar que los cambios son correctos.
Una vez realizado el cambio, el sistema utiliza los datos para comprobar que los cambios se han realizado correctamente, y proporciona el nuevo índice de desbalance de carga.
Una de las consideraciones prácticas más importantes derivadas de este análisis es que, para niveles de desequilibrio razonables (hasta el 50%), el 30% de los clientes medidos debería ser suficiente para aplicar el método con éxito.
Pruebas en Campo
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Identificación de fases
Inicialmente, se realizaron 2 series de pruebas reales, en colaboración con las empresas EDET S.A. y DISCAR S.A.. En ambos casos, se proporcionaron datos crudos, se los procesó con el sistema y se envió un informe con los resultados. Luego, la empresa nos facilitó información de las conexiones de fase real de los clientes para calcular el error final.
N° Ubicación Año Número de Clientes Conexiones de fase conocidas Precisión lograda 1 Tucumán (1) 2020 118 74 % 97.7 % 2 Tucumán (1) 2020 118 100 % 96.6 % 3 Tucumán (1) 2020 194 65 % 96.8 % 4 Córdoba (2) 2021 263 93 % 98.8 % 5 Córdoba (2) 2021 49 90 % 97.8 % 6 Córdoba (2) 2021 126 27 % 100 % 7 Córdoba (2) 2021 41 83 % 100 % Entonces, PhID se encuentra en el nivel de preparación tecnológica (Technology Readiness Level o TRL) 8/9: un prototipo validado en condiciones reales de funcionamiento.
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Balance de carga
Se realizó el análisis de una Subestación Transformadora de 315 kVA con 240 clientes. El sistema propuso cambiar de fase 6 clientes, es decir el 2.5%. Los cambios fueron realizados en campo en junio 2023, y los resultados son los siguientes:
Variable Inicial Esperado Logrado Desbalance [%] 27% 10% 12.9% Corriente de Neutro Promedio [A] 33.8 13.0 17.0 La diferencia entre el desbalance esperado y el logrado se debe a que 2 de 6 cambios propuestos fueron incorrectos debido a la dificultad de identificar los cables en terreno. La fase destino de estos clientes no fueron las indicadas por el sistema. Sin embargo, los resultados fueron satisfactorios como se puede observar en la curva de consumo.
