Distribuidoras

Las funcionalidades principales del sistema PhID, en su versión actual, son las siguientes:

• Importación de archivos de mediciones eléctricas.

  El sistema permite cargar manualmente las mediciones de suministros y subestaciones mediante archivos. Los datos importados se almacenan en una base de datos diseñada adecuadamente para poder procesarlos, visualizarlos o exportar los datos y los resultados que se obtengan datos y los resultados que se obtengan.

• Identificación de fases de clientes a partir de los datos importados.

  Este es el módulo principal del sistema, y se encarga de procesar los datos eléctricos requeridos para estimar las fases donde se conectan los clientes, como así también confirmar la vinculación de cada cliente con su subestación transformadora.

• Sugerencia de cambio de fase para realizar balance de carga en las subestaciones.

  A partir de los datos importados, y las estimaciones de fase realizadas, el sistema provee una funcionalidad para sugerir cambios de fase de algunos clientes para mejorar el nivel de desbalance de carga registrado en una determinada subestación transformadora. Es decir, provee opciones de listas de clientes que deberían cambiar de fase, y a cual fase cambiarlos. Las opciones están ordenadas por la cantidad máxima de cambios deseados o desbalance máximo a corregir.

• Visualización y exportación de datos.

  Tanto los datos importados, como la información generada por el sistema es visualizada en una interfaz de usuario tipo tablero (dashboard). Además, se incluye un generador de reportes para los resultados obtenidos por el sistema. Finalmente, un módulo de exportación de datos permite descargar la información en formato de hoja de cálculo.

Este es el módulo principal del sistema de análisis inteligente de datos para la determinación de la topología de la red eléctrica de bajo voltaje en redes de distribución eléctrica. Se basa en un algoritmo evolutivo y un análisis lineal de datos de medidores inteligentes estándar. El sistema brinda estimaciones de la fase a la que cada cliente está conectado y confirma si el mismo está o no conectado a un determinado transformador. Estas estimaciones permiten sugerir cambios de fase de algunos clientes para mejorar el desbalance de carga del transformador, disminuyendo pérdidas técnicas y daños por sobrecarga. La información suministrada por el sistema es clave para la toma de decisiones por parte de las empresas de distribución de energía eléctrica.

El desbalance de las cargas en las fases del transformador es causa de pérdidas técnicas, demoras y complicaciones en gestiones de mantenimiento y reparación, y pérdida de vida útil excesiva es estos equipos. Parte importante del desarrollo consiste en la posibilidad de establecer el mínimo número de clientes que deben cambiar su conexión de fase para lograr balancear el transformador donde están conectados. Se propuso, desarrolló, y validó un método para realizar esta tarea, utilizando simulaciones con datos de prueba. El mismo propone los cambios requeridos (cuáles clientes y a qué fase cambiarlos) de manera de mantener el balance por el mayor tiempo posible, y es un operario en campo quién debe hacer efectivo los cambios de fase.

El sistema funciona en base a datos de consumo eléctrico de medidores inteligentes domiciliarios. Para poder aplicar PhID, las mediciones disponibles deben cumplir con los siguientes requisitos:

• Medición del consumo de los clientes.

  Se requiere el consumo promedio cada 15 minutos de cada cliente. Puede registrarse energía consumida, o potencia o corriente activa promedio (valores comúnmente registrados por los medidores inteligentes de todas las marcas).

• Medición en cada fase de la SET.

  Se debe contar con mediciones de energía activa o potencia activa promedio cada 15 minutos, de cada una de las fases de la Subestación Transformadora por separado.

• Sincronicidad.

  Tanto los registros de los medidores inteligentes como aquellos tomados en la SET deben tomarse utilizando la misma referencia de tiempo (relojes sincronizados de todos los equipos), con un error máximo de 2 minutos. Es importante destacar que esta sincronización es estándar en sistemas de medidores inteligentes comerciales, por lo que es suficiente las mediciones comunes siempre y cuando estén correctamente configurados.

• Periodo mínimo de medición.

  La cantidad de datos, y por lo tanto la cantidad de tiempo necesario para registrarlos, depende de la cantidad de medidores inteligentes instalados, requiriendo como mínimo 15 días.

• Porcentaje de clientes medidos.

  No es necesario que todos los clientes conectados a la SET tengan un medidor inteligente o mediciones disponibles, ya que el sistema funciona adecuadamente incluso para un mínimo de 30% de medidores inteligentes. La falta de datos y medidores no afecta la precisión de los resultados, sólo produce la necesidad de contar con más mediciones para compensar.

• Posición Geográfica de clientes y SET.

  La ubicación geográfica permite agrupar los clientes de una misma zona residencial, facilitando la tarea de identificar la vinculación con la Subestación Transformadora. Esto se puede realizar con las coordenadas geográficas, o bien obtenera a partir del domicilio de instalación del medidor. De este modo se logra una estimación precisa utilizando mediciones tomadas en un corto periodo de tiempo.

Objetivos de las pruebas:

• Probar la eficacia del sistema de identificación de fases PhID en pruebas reales en campo.

• Obtener información sobre las funcionalidades y los requisitos para la empresa de distribución.

Condiciones de la prueba:

• La prueba es estrictamente una ejecución del algoritmo única en línea, gratuita para la empresa de distribución.

• La información proporcionada y la prueba pretenden ser informativas. Se trata de un prototipo y, como tal, cualquier información obtenida debe utilizarse con precaución.

• Para evitar compartir información sensible, todos los datos deben ser anónimos (sin nombres ni códigos de identificación de ningún tipo).

• No debe haber ningún prosumidor conectado a la SET. Entendemos que el sistema debería funcionar incluso en presencia de prosumidores, pero aún no se ha probado en esas condiciones.

• Las Subestaciones Transformadoras (SETs) seleccionados deben ser de hasta 315 kVA en una primera prueba.

Entregables para la empresa de distribución:

• Informe con Fases de cada cliente reportado, o 0 indicando si el cliente está efectivamente conectado al transformador en estudio, o no.

• Lista de clientes no reportados (algunos clientes podrían requerir más datos).

• No se proporcionan resultados sobre los clientes no medidos.

• Resultados de la prueba (una vez proporcionadas las fases correctas).

Entregables para el grupo de investigación:

• Carta firmada por un responsable, en nombre de la empresa de distribución, en la que se reconozcan las condiciones y los resultados de la prueba y se incluya la autorización para utilizar los datos para mejorar el sistema y publicar los resultados de la prueba.