Sistema Inteligente para la Determinación de la Topología de la Red de Baja Tensión

PhID es un sistema inteligente de análisis de datos que utiliza los datos de los medidores inteligentes para determinar la topología de la red eléctrica de baja tensión, incluida la identificación de la fase del cliente y la relación transformador-cliente con una precisión del 99%.

Estado del proyecto: TR8 (Prototipo probado en condiciones reales de funcionamiento).

Funcionalidades

Características:

• Funciona con datos de medidores inteligentes comerciales estándar, desde el 10% hasta el 100% de los clientes medidos.

• También reconoce hasta el 30% de los clientes externos medidos.

• Proporciona resultados fiables en un plazo de 7 a 30 días, dependiendo de los datos disponibles.

• Resistente a la falta de datos, sólo requiere datos de un periodo de tiempo más largo.

• Sistema de procesamiento de datos previo y posterior, totalmente automatizado.

• Totalmente automatizado: sin ajuste de parámetros de ningún tipo.

• Se puede instalar en la cercanía del transformador.

• Funciona con cualquier sistema de comunicación de los medidores inteligentes, incluyendo GPRS, WiFi, RF y Meshed PLC.

Salida

• Indicación de Fase, para aquellos clientes con suficientes datos y resultados fiables (normalmente entre el 60% y el 70% de los clientes).

• Relación cliente-transformador, confirma si un determinado cliente medido está o no conectado al transformador.

• Clientes candidatos para cambio de fase, para obtener un desbalance de carga deseado. El sistema proporciona una lista precisa de los clientes con su conexión de fase y las nuevas fases para la conmutación.

Simulaciones y Pruebas de Campo

• Simulaciones - Identificación de fases: Múltiples simulaciones y 7 pruebas de 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.

• Pruebas en campo - Identificación de fases.

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 %
Las pruebas de campo se realizaron con los datos proporcionados por EDET SA (1) y DISCAR SA (2)

• Simulaciones - Balance de carga.

Si no se cuenta con medidores inteligentes, la inversión necesaria puede minimizarse instalando sólo aquellos necesarios para equilibrar la carga.

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.

Propuesta de valor

• Sistema totalmente automatizado. Convierte los datos de los medidores inteligentes en información procesable, informando sobre la topología de la red de baja tensión. No es necesario formar a los operadores.

• La información puede utilizarse para mejorar la gestión a muchos niveles:

• Mejorar la detección y gestión de cortes, problemas de baja tensión y otros de calidad de servicio (mediante una mejor cartografía de la red de baja tensión).

• Mejorar los tiempos de respuesta a los reclamos, así como los tiempos de reparación y mantenimiento (envío más preciso de las cuadrillas).

• Evitar la aplicación de multas por interrupción del servicio (debido a clientes registrados incorrectamente).

• Cruzar información entre sistemas para mejorar la fiabilidad (utilizando información sobre fases, cortes, facturación y otros con relación transformador-cliente e información de fases actualizada).

• En el caso de clientes medidos al 100%, el sistema puede monitorizar y mantener una relación transformador-cliente precisa , permitiendo un balance energético. Este balance debe permitir a la empresa detectar las pérdidas técnicas y no técnicas. Puede realizarse independientemente del sistema de comunicación de los medidores inteligentes (RF, WiFi, GPRS o cualquier otro).

• Balance de Carga. El sistema proporciona indicaciones precisas sobre los clientes que deben ser cambiados de fase, para conseguir un balance deseado. En el caso de no tener medidores inteligentes instalados, el sistema también puede utilizarse para disminuir el número de equipos a instalar en un 50% o más.

• Minimizar la inversión. En el caso del balance de fase, el sistema permite a la empresa minimizar la inversión. reduciendo el número de medidores a instalar. Una vez instalado, el software se ejecuta en la nube para mantener la información actualizada, ya sea en lote o en línea.

• Actualizaciones para GIS. Una de las aplicaciones más importantes es mantener la información de los Sistemas de Información Geográfica (GIS) fiable y actualizada. La rapidez y fiabilidad de la información se puede estimar mediante el número de medidores instalados y la presencia de datos faltantes. Esta información es estratégica para la empresa, ya que le permite gestionar los recursos y orientar las inversiones.