Evaluación del riesgo de falla de un transformador de potencia y

ubicación óptima de los transformadores de reserva

Muñante Aquije, Alberto N.; Madrid Palacios, Daniel; Acosta Torres, Hugo ;

Sanabria Centeno, Juan R.

EVALUACIÓN DEL RIESGO

DE FALLA DE UN TRANSFORMADOR

DE POTENCIA Y UBICACIÓN ÓPTIMA

DE LOS TRANSFORMADORES DE RESERVA

Primera edición

Enero, 2012

Lima - Perú

© Muñante Aquije, Alberto N.Madrid Palacios, DanielAcosta Torres, HugoSanabria Centeno, Juan R.

PROYECTO LIBRO DIGITAL

PLD 0433

Editor: Víctor López Guzmán

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PROYECTO LIBRO DIGITAL (PLD)

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de investigación de las alumnas y alumnos tomando como base el libro digital y las direcciones electró-nicas recomendadas.• Que este proyecto ayude a las universidades nacionales en las acreditaciones internacionales y mejorar la sustentación de sus presupuestos anuales en el Congreso.

En el aspecto legal:• Las autoras o autores ceden sus derechos para esta edición digital, sin perder su autoría, permitiendo que su obra sea puesta en internet como descarga gratuita.• Las autoras o autores pueden hacer nuevas ediciones basadas o no en esta versión digital.

Lima - Perú, enero del 2011

“El conocimiento es útil solo si se difunde y aplica” Víctor López Guzmán Editor

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EVALUACIÓN DEL RIESGO DE FALLA DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Y UBICACIÓN ÓPTIMA DE LOS

TRANSFORMADORES DE RESERVA

Autores Muñante Aquije, Alberto N. amunante@rep.com.pe Madrid Palacios, Daniel dmadrid@rep.com.pe Acosta Torres, Hugo hacosta@rep.com.pe Sanabria Centeno, Juan R. jsanabria@rep.com.pe

Red de Energía del Perú S.A.

I.- RESUMEN El transformador de potencia es uno de los equipos más importantes de una subestación; por lo que, ante la falla de éste, la recuperación del servicio eléctrico es crítica y puede tardar varios días con las consecuentes pérdidas económicas para las industrias y la sociedad en general. Así mismo, en el Perú, la empresa de transmisión propietaria del equipo fallado puede llegar a pagar compensaciones económicas hasta un 10% de sus ingresos semestrales por aplicación de la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. En ese sentido, REP desarrolló una metodología de evaluación de riesgos para asegurar la continuidad del servicio eléctrico; la reducción o eliminación de pérdidas económicas y la afectación en forma negativa de la imagen empresarial.

II.- INTRODUCCIÓN La falla de un transformador de potencia es muy crítica para la recuperación del servicio eléctrico, pues su reparación o reemplazo puede tomar muchos días con las consecuente interrupción del servicio eléctrico, la afectación negativa de la imagen de la empresa, pérdidas económicas de la empresa propietaria del equipo y de los usuarios finales; por lo que, REP con la finalidad de tener controlado este riesgo se ha visto motivado en la búsqueda de una metodología que le permita tomar acciones preventivas, que va desde la adquisición de transformadores de potencia como reserva; así como la elaboración de Planes de Contingencia, los cuales son revisados y actualizados permanentemente debido a que el sistema eléctrico tiene un comportamiento dinámico que está asociado al crecimiento de la demanda, y los cambios a nivel de las unidades de generación e instalaciones de transmisión. Por otro lado, la normativa Peruana establece el pago de compensaciones económicas cuando se realicen racionamientos de energía,

y se interrumpa el servicio eléctrico siempre que se superen las tolerancias de número y duración dentro del período de control (semestral), según lo establecido en la NTCSE. Las compensaciones económicas tienen como límite máximo el 10% de los ingresos semestrales de las empresas de transmisión. El presente trabajo se centra en evaluar el riesgo asociados a la falla de un transformador de potencia en las subestaciones de REP en un horizonte de 3 años en el cual se toma en cuenta lo siguiente:

1. El crecimiento de la demanda. 2. Los proyectos de ampliaciones

ejecutadas, en ejecución y por ejecutar. 3. Los cambios a nivel de la generación

local aguas abajo de la subestación. 4. Ejecución de las obras para aliviar

sobrecargas.

III.- CRITERIOS A continuación, se detallan los criterios que deben primar para el desarrollo de la evaluación de riesgos de los transformadores: a. Nuevos escenarios de demanda b. Criterio N-1 para los transformadores, es

decir que sólo falla un transformador a la vez.

c. Se considera que se encuentra indisponible solo una unidad de las centrales eléctricas ubicadas aguas abajo de las subestaciones, se considera la unidad de mayor capacidad.

d. Una central eléctrica que se encuentren aguas debajo de la subestación analizada esté fuera de servicio por un mes o más.

e. Se estima que el tiempo para realizar las maniobras para poner en servicio los transformadores de reserva que cuentan con celdas en cada devanado es menor a 1 hora

f. La criticidad se calcula en función a su efecto económico, así como el estado de los transformadores, tiempo de operación,

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imagen de la empresa y el tiempo de restricción o interrupción del servicio.

g. El racionamiento de energía es atribuible al transmisor.

h. Cuando el transformador reemplazante se encuentra operando en otra subestación se toma en cuenta el tiempo de desmontaje, traslado y montaje de dicho transformador.

i. Los tiempos para las gestiones para el transporte de los transformadores de reserva (solicitud de permiso al Ministerio Transporte y Comunicaciones, contrato de transporte, reforzamiento de puentes, etc.) se toma del Plan de Contingencias Operativo vigente.

j. No se analiza el Plan de Contingencias de los transformadores de los equipos estáticos de compensación reactiva (SVC).

k. Se toma en cuenta las situaciones particulares de cada subestación dentro del sistema interconectado.

l. Se considera las futuras ampliaciones de la transformación y puesta en servicio de nuevos transformadores de reserva, para un horizonte de un año.

IV.- METODOLOGÍA

PLANTEAMIENTO DEL MÉTODO PARA LA EVALUACIÓN DE RIESGOS Debido a los diferentes niveles de tensión y altitudes en las que se encuentran ubicadas las subestaciones del sistema de transmisión peruano, se optó por conveniente realizar una clasificación de los transformadores de potencia en dos grupos, con la finalidad de facilitar y evaluar el riesgo y establecer las acciones preventivas y los planes de contingencias. A continuación se presenta la clasificación de los transformadores de potencia por grupos: Grupo 1: Transformadores de potencia ubicados en la costa cuyo nivel de tensión en el lado primario es de 220 kV. En este grupo se consideran los dos transformadores de potencia de que se tiene como reserva y que están ubicados en la costa. Grupo 2: Transformadores de potencia ubicados en la sierra cuyo nivel de tensión en el lado primario es de 138 kV. En este grupo se consideran los ocho transformadores de potencia que se tienen como reserva y que están ubicados en la sierra.

Como criterio de evaluación del riesgo, los transformadores de potencia de reserva existentes no tienen una ubicación definida, pues éstos serán ubicados óptimamente como resultado de la evaluación en mención. A continuación se presenta la agrupación de los transformadores de potencia de REP, de acuerdo al nivel de tensión y región en la que se encuentran instalados, además se ilustra en la figura 1 esta agrupación.

Grupo 1 Grupo 2

Zorritos Puno

Piura Oeste Quencoro Chiclayo

Oeste Azángaro

Guadalupe Ayaviri

Paramonga Tintaya

Huacho Combapata

Independencia Aucayacu

Ica Tocache

Marcona Huánuco

Talara Tingo María

Trujillo

Chimbote

Huayucachi

Huancavelica Tabla 1. Agrupación de transformadores de

REP

Figura 1. Ubicación geográfica de los

grupos de transformadores de potencia.

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A continuación también se presentan los transformadores de reserva y su ubicación en las diferentes subestaciones de REP:

Grupo 1 Grupo 2

TR Ica TR Aucayacu TR San Juan TR Tocache

TR Tingo María

TR Huánuco

TR Huancavelica

TR Puno

TR Juliaca

TR Tintaya Tabla 2. Grupos de transformadores de

reserva Los transformadores del grupo 1 están ubicados en la Costa y el tiempo requerido para su traslado, instalación y puesta en servicio en reemplazo del transformador con falla es de 18 días. Los transformadores del grupo 2 están ubicados preponderantemente en la sierra y el tiempo requerido en este caso es de 22 días. Se definen las rotaciones que pueden realizarse con los transformadores de reserva para los grupos encontrados. ARBOL DE DECISIÓN El árbol de decisión es utilizado para encontrar la solución óptima del análisis cuantitativo asociado a la posible falla de los transformadores de potencia y el tiempo de restablecimiento del servicio eléctrico. Se simula la falla de un transformador de potencia y se calculan sus efectos económicos en función de la energía no suministrada, la duración de la interrupción y los posibles racionamientos de energía, según la normatividad vigente. Se considera la reposición del servicio mediante uno de los transformadores de reserva, considerando dos escenarios: • Transformador de reserva ubicado en otra

subestación. En este caso el tiempo para su traslado e instalación en reemplazo del transformador fallado es el siguiente: Grupo 1: 18 días. Grupo 2: 22 días.

• Transformador de reserva ubicado en la misma subestación que el transformador fallado. En este caso el tiempo para su instalación es el siguiente: 1 hora (con equipos de maniobra). 24 horas (sin equipos de maniobra).

Con toda esta información, se plantean todas las combinaciones posibles de falla de un transformador de potencia y el restablecimiento del servicio mediante uno de los transformadores de reserva dentro de un horizonte de 3 años; se valoriza económicamente cada alternativa y se trae a valor presente.

AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3

CASO 1 CASO 1 CASO 1

CASO 2 CASO 2 CASO 2

… … …

CASO n CASO n CASO n Figura 2. Combinatoria de casos

ANÁLISIS DE CRITICIDAD Para el análisis de criticidad se consideran las siguientes variables: • Impacto económico • Duración de contingencia • Estado del transformador (Bueno,

Regular, Malo) • Antigüedad del transformador.

La Tabla 3 muestra la escala de valores para calificar las variables seleccionadas

Riesgo 1 2 3 4 5NTCSE < $150,000 < $800,000 > $800,000LCE < $150,000 < $800,000 > $800,000Estado Equipo Bueno Medio MaloHoras contingencia <= 7h <= 24h <= 409h > 409hAntigüedad <= 7 <= 14 <= 21 <= 28 > 28

Tabla 3. Niveles de Criticidad. Los factores de ponderación que se consideran son los siguientes:

Riesgo %NTCSE 55%LCE 15%Estado Equipo 20%Horas 5%Antigüedad 5%

Factores

Tabla 4. Factores de ponderación.

Considerando las variables y pesos indicados se determina el nivel de criticidad en un rango de uno a cinco, siendo uno el valor de menor criticidad y cinco el valor de mayor criticidad. También, se ha definido un rango de severidad mediante el uso de semáforos de la siguiente manera. El color verde es asignado a un rango de severidad controlada (bajo), el color amarillo es asignado a un rango de severidad media o moderada y el color rojo es asignado a un rango de severidad alta.

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Color Rango X < 1.4 1.4 < = X < 1.8 1.8 <= X < 5

Tabla 5. Factores de ponderación. Como parte del proceso de definición de los niveles de criticidad y severidad se determina la ubicación óptima de los transformadores de reserva y la necesidad de transformadores de reserva adicionales.

V.- APLICACIÓN Y RESULTADOS De las 46 subestaciones que forman parte de la concesión de REP, algunas son subestaciones de pasada que no cuentan con transformador de potencia; por lo que, la evaluación de riesgo ante falla del transformador de potencia no aplicará para estas subestaciones. La relación de subestaciones de REP y la relación de transformadores de reserva, así como también su agrupación, se mostraron en la Tabla 1 y Tabla 2 respectivamente. Se definen las rotaciones que pueden realizarse con los transformadores de reserva para los grupos encontrados. A manera de ilustración se muestra en los Diagramas 1 y 2 parte de la lista de rotación de transformadores de reserva de los grupos 1 y 2, respectivamente y el período de vigencia de la rotación planteada.

2009 2010 2011

TR Ica-->Ica TR Ica-->IcaT1 San Juan --> Huacho T1 San Juan --> Huacho

TR Ica-->IcaT1 San Juan --> Piura Oeste

TR Ica-->Ica TR Ica-->Ica TR Ica-->IcaT1 San Juan --> Guadalupe T1 San Juan --> Guadalupe T1 San Juan --> Zorritos

TR Ica-->HuachoT1 San Juan --> Guadalupe

TR Ica-->Piura Oeste TR Ica-->HuachoT1 San Juan --> Guada T1 San Juan --> Guadalupe

TR Ica-->GuadalupeT1 San Juan -->Piura Oeste

VIGENCIA:De Ago.2009 a Oct.2010

VIGENCIA:De Oct.2010 a 2doSem.2011

VIGENCIA:A partir del 2doSem.2011

Diagrama 1. Árbol de decisión Costa – Grupo 1.

De manera similar a continuación se presenta el árbol de decisión simplificado para los transformadores de la Sierra y Selva clasificados dentro del grupo 2, en el que se muestra las acciones a tomar como la ubicación de los transformadores de reserva en la zona y su período de vigencia de la solución recomendada.

Diagrama 2. Árbol de decisión Sierra y Selva – Grupo 2. Tomado en cuenta los criterios mencionados se procede a realizar todas las combinaciones posibles de falla de un transformador de potencia y su reemplazo por uno de los de reserva. En la Tabla 6 se muestra un resumen de las compensaciones económicas en que se incurriría al presentarse una falla del transformador de potencia, indicado en la columna izquierda, y la reducción de las compensaciones económicas, indicado al lado derecho, cuando se toma una alternativa de ubicación o traslado de un transformador de reserva dentro del grupo 1.

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TR Ica-->Ica TR Ica-->Ica TR Ica-->Ica TR Ica-->HuachoT1-->Huacho T1-->Piura T1-->Guada T1-->Guada

Contingencias Mio USDChiclayo Oeste 45 45 45 45 45Guadalupe 1,338 1,338 1,338 75 75Huacho (Sin L-6694) 138,796 987 138,796 138,796 987Huacho (Con L-6694) 294 294 294 294 294Huancavelica 2 2 2 2 2Huayucachi 245 245 245 245 245Ica 1,510 85 85 85 1,510Independencia 888 888 888 888 888Marcona 12 12 12 12 12Paramonga N (T18) (Con L-6694)521 521 521 521 521Paramonga N (T18) (Sin L-6694 uso AT10)192 192 192 192 192Piura Oeste (T15 o T32) 507 507 30 507 507Talara 192 192 192 192 192Trujillo Norte 50 50 50 50 50Zorritos 1,264 1,264 1,264 1,264 1,264TOTAL Sin L-6694 145,369 6,135 143,467 142,681 6,297

COMPENSACIONES(NTCSE y LCE)

Rotación de Transformadores

Mio USD

Tabla 6. Compensaciones del Grupo 1 año

2009 A manera de resumen, a continuación se presenta una parte del árbol de decisión para decidir el traslado y ubicación óptima de los transformadores de reserva del grupo 1, para el horizonte de los tres años:

Diagrama 3. Árbol de decisión

transformadores – grupo1 Los valores sombreados en color celeste representan la alternativa de rotación de transformadores de reserva con el que se obtiene el menor riesgo y el valor óptimo de las compensaciones económicas. En la Tabla 7 se muestra un resumen de las compensaciones económicas en que se incurriría al presentarse una falla del transformador de potencia indicado en la columna izquierda y hacia el lado derecho la reducción de las compensaciones económicas cuando se toma una alternativa de ubicación o traslado de un transformador de reserva ubicado dentro del grupo 2, asociadas a la falla de un transformador para el segundo grupo durante el 2009 y se compara con el beneficio de trasladar un transformador de reserva a dicha subestación y el impacto en las otras subestaciones del mismo grupo.

TR Pun-->Aza TR Pun-->Aza TR Pun-->Aza TR Pun-->Aza TR Pun-->Aza TR Pun-->Aza TR Pun-->AzaTR Jul-->Que TR Jul-->Que TR Jul-->Que TR Jul-->Que TR Jul-->Jul TR Jul-->Jul TR Jul-->Que

TR Auc-->Aya TR Auc-->Aya TR Auc-->Jul TR Auc-->Jul TR Auc-->Aya TR Auc-->AyaTR Auc--> AucJul 60/22.9kV

TR Aza-->Aza TR Aza-->Pun TR Aza-->Aza TR Aza-->Pun TR Aza-->Aza TR Aza-->Pun TR Aza-->PunContingenciasAucayacu 2,619 2,619 2,619 2,619 2,619 2,619 2,619 0Ayaviri 15,995 76 76 15,995 15,995 76 76 15,995Azángaro 37,178 177 37,178 177 37,178 177 37,178 37,178Combapata 0 0 0 0 0 0 0 0Huánuco 2 2 2 2 2 2 2 2Juliaca* T63 75,730 75,730 75,730 2,364 2,364 2,364 2,364 0Puno 91,078 91,078 1,359 91,078 1,359 91,078 1,359 1,359Quencoro 60,403 288 288 288 288 60,403 60,403 288Tingo María 11 11 11 11 11 11 11 11Tintaya 3 3 3 3 3 3 3 3Tocache 1 1 1 1 1 1 1 1TOTAL 283,019 169,984 117,267 112,536 59,819 156,733 104,015 54,836

COMPENSACIONES (NTCSE y LCE)

Rotación de Transformadores

Mio USD

Tabla 7. Compensaciones del Grupo 2 año

2009. A manera de resumen a continuación se presenta una parte del árbol de decisión para decidir el traslado y ubicación óptima de los transformadores de reserva del grupo 2, para el horizonte de los tres años.

Diagrama 4. Árbol de decisión

transformadores – grupo2 Como se puede apreciar en el diagrama del árbol de decisión, en la columna final se presenta el valor presente de todo el periodo de evaluación. Los valores sombreados en color celeste representan la alternativa de rotación de transformadores de reserva con el que se obtiene el menor riesgo y el valor óptimo de las compensaciones económicas. Las variables consideradas para la evaluación del criticidad son: a. Pago de compensaciones por NTCSE

(USD)

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b. Pago de compensaciones por LCE (USD) c. Duración de contingencia (Horas) d. Estado del transformador (Bueno, Regular,

Malo) e. Antigüedad del transformador (Años) Cuyos pesos y factores de ponderación están descritos en las Tablas 3 y Tabla 4. A continuación se muestra el resultado del análisis de criticidad. A continuación se presenta el nivel de criticidad ante falla de un transformador y su ubicación geográfica en el mapa del Perú, calculado para el año 2011.

SSEE 2005 2008 HOY 2009 2010 2011 Observaciones HOY (US$) 2011Huacho (Sin L-6694) 1.2 1.3 3.5 3.4 3.4 1.0 2009: Comp. < 3 millones 138,795,684 3,769Guadalupe 1.3 1.5 2.0 2.0 2.0 1.5 2011: Por el racionamiento 1,338,115 293,162Zorritos 1.8 1.9 1.9 1.9 1.9 1.2 1,263,611 91,446Independencia 1.8 1.5 1.8 1.8 1.2 1.2 888,477 2,468Piura Oeste (T15 o T32) 1.3 1.3 1.6 1.6 1.2 1.2 507,246 2,997Talara 1.3 1.3 1.6 1.6 1.6 1.6 De baja 1 grupo térmico local 191,922 210,902Paramonga N (T18) (Sin L-6694 uso AT10) 4.0 1.4 1.6 1.6 1.6 1.6 191,506 348,917Huayucachi 1.9 1.5 1.6 1.6 1.6 1.6 245,444 349,355Chiclayo Oeste 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.2 44,601 1,952Ica 3.3 1.8 1.1 1.1 1.1 1.1 84,834 139,501Marcona 4.0 4.0 1.1 1.1 1.2 1.2 11,637 11,770Huancavelica 3.9 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1,620 2,021Trujillo Norte 1.6 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 49,687 2,784Azángaro 1.3 2.9 1.8 3.5 2.0 1.3 2009: Hacia Puno trafo sobrante 177,126 490,843Ayaviri 1.5 1.8 3.5 3.5 1.2 1.2 15,995,187 82,671Aucayacu 3.5 1.1 1.1 1.1 1.2 1.1 TR fue devuelto 90 104Puno 3.4 1.0 3.5 3.5 3.5 1.1 2009: Comp. < 3 millones 91,077,623 1,631Juliaca 1.2 1.2 1.3 3.4 1.0 1.0 2009: Traslado de carga en 22.9kV 17,523 1,939Quencoro 1.7 3.5 3.5 1.7 1.3 1.6 2011: Incremento de demanda 60,403,130 803,170Combapata 1.6 1.2 1.4 1.4 3.9 1.2 123 138Tingo María 3.9 1.1 1.1 1.1 1.8 1.2 10,576 613Tintaya 3.5 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 2,724 2,813Tocache 3.4 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 535 610Huánuco 1.5 1.4 1.0 1.0 1.0 1.0 1,744 8,488

GR

UP

O 1

GR

UP

O 2

Tabla 8. Criticidad de subestaciones.

Se presenta, en las figuras 3 y 4 el mapa de criticidad del año 2005 comparado con el 2011.

Figura 3. Criticidad ante falla de un

transformador de potencia y su ubicación geográfica en el 2005.

Figura 4. Criticidad ante falla de un

transformador de potencia y su ubicación geográfica en el 2011.

V.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

• El plan de acción para los siguientes años

se resume en: a. Primera Etapa: 1.a Mantener en su subestación los TR

de Ica, Paramonga Nueva, Huánuco, Aucayacu, Tocache y Tingo María.

2.a Trasladar el T1 San Juan hacia Huacho.

3.a Trasladar el TR Juliaca hacia Quencoro.

4.a Juliaca 60/22.9kV (Nuevo equipo para atender la demanda del devanado 22.9kV)

5.a Trasladar el Trafo Azángaro a Puno b. Segunda Etapa: 1.b Mantener en su subestación los TR

de Ica, Paramonga Nueva, Huánuco, Aucayacu, Tocache y Tingo María.

2.b Mantener el T1 en Huacho 3.b Regresar el TR Puno a Puno 4.b Juliaca 60/22.9kV (Nuevo equipo

para atender la demanda del devanado 22.9kV)

5.b Trasladar el TR Juliaca hacia Ayaviri c. Tercera Etapa: 1.c Trasladar el T1 hacia Zorritos

• El método presentado para la evaluación de riesgos, permitió a REP encontrar la ubicación óptima de los transformadores de reserva y a facilitar la toma de la decisión para la adquisición de transformadores de reserva adicionales

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de manera óptima; de esta manera se tiene un control de los riesgos asociados a la falla de un transformador de potencia.

• Con la implementación de las acciones recomendadas por el método presentado para la evaluación de riesgos ante la falla de un transformador de potencia, REP redujo o eliminó el impacto económico.

• Se mejora su imagen de la empresa en el sector.

• Se recomienda actualizar esta versión del Plan para el presente año.

VI.-REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Norma Técnica de Calidad de los

Servicios Eléctricos. [2] Ley de Concesiones Eléctricas [3] Reglamento de Ley de concesiones

Eléctricas [4] Diagramas unifilares y listado de

transformadores de REP-Anillado 2011