Cárdenas Villacura, Ottmar Rubén2024-10-302024-10-302009-09https://repositorio.usm.cl/handle/123456789/60411El trabajo aquí presentado proporciona un modelo que permite evaluar el riesgo que surge en un sistema de subtransmisión cuando ocurre la indisponibilidad programada de sus componentes principales, utilizando para su implementación conceptos de lógica difusa en el tratamiento de las variables críticas que intervienen en la modelación del riesgo. Estas variables son las que permiten medir las consecuencias (impacto) y el peligro o vulnerabilidad del sistema de subtransmisión cuando se presenta la indisponibilidad de su principales componentes. Las variables identificadas para dimensionar el impacto son: • Clientes afectados por la interrupción • Duración de la interrupción • Sensibilidad de clientes afectados • Cantidad de potencia interrumpida • Costos operacionales que se derivan de la interrupción Por otra parte, las variables identificadas para dimensionar el peligro o vulnerabilidad del sistema de subtransmisión son: • Horas de riesgo • Tasa de falla • Medidas de mitigación requeridas El modelo propuesto finalmente se basa en la generación de un mapa de riesgo donde se dibuja el índice de riesgo conformado por el par ordenado [Impacto Global del Sistema , Peligro Global del Sistema], que corresponde al impacto del sistema de subtransmisión y al peligro del sistema de subtransmisión, medido a través de una transformación de las variables críticas en variables difusas. En el mapa de riesgo se identifica tres zonas riesgo denominadas: Zona de riesgo Normal, Zona de Riesgo Importante y Zona de Riesgo Crítico (Figura 11.9) que originan diferentes niveles de decisión jerárquicos y acciones preventivas y comunicacionales diferentes. A modo de ejemplo, en la Zona de Riesgo Normal quien toma de decisión para definir la autorización de la indisponibilidad de componentes es el Jefe del Área Centro de Operación del Sistema y en la eventualidad de una contingencia simple durante la desconexión, ésta se deberá atender operativamente y comunicacionalmente en forma equivalente a como se atienden las fallas en condición normal. Adicionalmente, se ha efectuado un levantamiento del proceso que se lleva a cabo en la empresa subtransmisora, mediante el cual se define la indisponibilidad programada de los componentes principales y que surgen con ocasión de la ejecución de labores de mantenimiento y/o construcción de nuevas instalaciones de alta tensión, estableciendo claramente en cada caso las responsabilidades que le corresponden en el proceso. Finalmente se concluye que hoy día las mayores exigencias de parte de los usuarios o clientes del sistema de subtransmisión, la mayor fiscalización por parte de las autoridades y las señales de eficiencia dadas a través de los procesos de fijación de tarifas, imponen desafíos de mayor eficiencia operacional en la explotación de los sistemas eléctricos. La continuidad del suministro pasa a ser un indicador relevante en la toma de decisiones para operar el sistema de subtransmisión con uno o más componentes fuera de servicio producto de una indisponibilidad programada, por lo que dicha toma de decisiones se hace más compleja pues involucra riesgos de afectación a usuarios o clientes, costos operacionales y una mayor vulnerabilidad del propio sistema de subtransmisión para soportar contingencias simples en el resto de los componentes que permanecen en servicio. Considerando lo anterior, el modelo propuesto resulta de mucha utilidad, teniendo en cuenta que en el corto y mediano plazo se visualiza la obligación de asumir mayores riesgos por intervenciones programadas en el sistema eléctrico, en pro de minimizar los costos de construcción y/o de mantenimiento. La metodología propuesta permite medir en forma simple y objetiva, los niveles de riesgo a los que se ve expuesto el sistema de subtransmisión cuando se presenta la indisponibilidad programada de uno o más componentes principales. Con la aplicación permanente de la herramienta propuesta en el Proceso de Desconexiones programadas en Alta Tensión, se espera contribuir no sólo en la elaboración del Plan Maestro de Obras y Plan de Mantenimiento Anual, sino también en su ejecución, mejorando con ello la eficiencia operacional.Sistemas eléctricos de potenciaRedes eléctricasGestión de riesgosMantenimiento de sistemas eléctricosOperación de sistemas eléctricosToma de decisionesTesis de PregradoB - Solamente disponible para consulta en sala (opción por defecto)3560902024508