Los sistemas de distribución son una parte importante del sistema de potencia y están directamente relacionados con el usuario final, por lo que se requiere mantener altos niveles en la calidad de la energía. Por ello, la actividad investigativa en temas asociados con calidad ha experimentado un fuerte avance en las últimas décadas específicamente en lo relacionado con la forma de onda, la continuidad del servicio y la atención al cliente [BOLL00]. La importancia actual de estos aspectos está asociada a que la participación del capital privado en el sector eléctrico obliga a establecer pautas de remuneración e índices mínimos de calidad [CREG08] [GELL02]. La calidad del producto implica satisfacer condiciones de calidad de onda (o de potencia) y de continuidad de suministro [MORA06].
El problema aquí abordado se encuentra asociado a la continuidad del suministro. Éste, en un principio fue cuantificado con dos indicadores, duración equivalente de interrupciones de servicio (DES) y frecuencia equivalente de las interrupciones del servicio (FES). Éstos fueron definidos y aplicados a las empresas distribuidoras de energía eléctrica por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en la resolución 070 de 1998.
Posteriormente en el año 2008 con la resolución 097, se definieron nuevos indicadores de continuidad como el índice de referencia agrupado de la discontinuidad (IRAD) y el índice trimestral agrupado de la discontinuidad (ITAD). Estos índices cuantifican la continuidad del servicio ofrecido por la empresa de energía, permitiendo aumentar los cargos por uso (valor de la tarifa para los usuarios) o por el contrario, penalizarlos obligándolos a disminuir este valor.
Las fallas en los sistemas de distribución afectan negativamente estos índices y por tanto su mejoramiento se ha convertido en un objetivo importante para las empresas de energía, pues ésto les evitaría el pago de penalizaciones y el mejoramiento de la calidad de la energía eléctrica suministrada. Actualmente existen diversas aplicaciones que estiman tanto la distancia a la falla como la zona en falla, por medio de técnicas tales como los métodos basados en el modelo (MBM) y métodos basados en el conocimiento (MBC) [MORA06]. Sin embargo, un aspecto importante para el excelente desempeño de los localizadores es el modelado del circuito de prueba.
Al realizar la simulación de sistemas de distribución por medio de un software específico, se encuentra que el circuito puede ser apreciablemente diferente del sistema que se tiene en campo. Estas diferencias afectan de una manera considerable el desempeño de los localizadores ya que todos los métodos se basan en un modelo del sistema. Un caso común y dado por la ausencia de información en las empresas de distribución conlleva a que existan parámetros del modelado del circuito que se asumen, y por tanto puedan ser diferentes a las situaciones que se reproducen en el circuito en campo, como el valor y el tipo de la carga, la resistencia de falla, la tensión del circuito, la variación en los acoples mutuos, la resistividad del terreno, la distancia entre conductores, entre los más importantes. Por tanto, la realización de este trabajo está motivada en su mayor parte por la presunción que: "Un correcto modelado de los elementos del circuito de distribución, permitirá una eficiente y oportuna localización de las fallas y por consiguiente el mejoramiento de los índices de continuidad de servicio de energía eléctrica".
