Universidad de La Salle Universidad de La Salle
Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle
Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería
1-1-2001
Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia
eléctrica suministrada en sistemas de distribución eléctrica suministrada en sistemas de distribución
Julio César Calle Maya Universidad de La Salle, Bogotá
Leonardo de Jesús Ojeda Preciado Universidad de La Salle, Bogotá
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Citación recomendada Citación recomendada Calle Maya, J. C., & Ojeda Preciado, L. (2001). Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/387
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ESTRATEGIA PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA
POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION
JULIO CESAR CALLE MAYA
LEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA
BOGOTA, D.C.
2001
ESTRATEGIA PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA
POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION
JULIO CESAR CALLE MAYA
LEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA
BOGOTA, D.C.
2001
ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA
POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION
JULIO CESAR CALLE MAYALEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO
Monografía para optar al título de
Ingeniero Electricista
DirectorFREDY CASTRO REINA
Ingeniero Electricista
UNIVERSIDAD DE LA SALLE
FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA
BOGOTA, D.C.
2001
Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador, son responsables de la ideas
expuestas por los graduandos.
iv
Nota de Aceptación
Director del Trabajo de Grado
Jurado
Jurado
Bogotá, D.C., 16 de Febrero de 2001
v
A DIOS
a quién le debemos todo
lo que somos.
vi
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a:
Fredy Castro, Ingeniero Electricista y Director del proyecto, por sus valiosas orientaciones
y recomendaciones; lo mismo que a la prestigiosa empresa donde labora GENELEC por la
colaboración que nos prestaron.
David Riaño, Ingeniero Electricista y asesor del proyecto, por su constante motivación de
este trabajo.
Sergio Guzmán B., Amigo e Ingeniero Electricista y colaborador de este proyecto, por su
ayuda incondicional.
Fabio Aldana (SSPD), Arsenio Torres (UPME), Danilo López y Carlos Rodríguez
(CODENSA), por su colaboración en el desarrollo de este proyecto
El Comité Técnico de ICONTEC, por sus numerosos aportes.
vii
Dedicatoria:
A mis padres (A mis padres (Jair y Jair y Mirian) yMirian) y
Hermanas ( Hermanas (Yenny y Janeth), porYenny y Janeth), por
todo su apoyo incondicional,todo su apoyo incondicional,
a toda mi familiaa toda mi familia
y mi novia (Silvia J.) pory mi novia (Silvia J.) por
el apoyo moralel apoyo moral
y sentimental quey sentimental que
me brindaron y ame brindaron y a
todos mis amigostodos mis amigos
cercanos y lejanos, ycercanos y lejanos, y
a mi compañeroa mi compañero
de tesis por todode tesis por todo
su esfuerzo ysu esfuerzo y
sacrificio.sacrificio.
JULIO CESAR
viii
A Papá DIOS. DIOS. Amigo Verdadero y fiel.Por su amor y grande misericordia y su apoyo
que fue el sustento para el desarrollo de este proyecto.
A COLOMBIACOLOMBIA, un país con mucha Fé y Esperanza...
A Alfonso, Alfonso, mi padre, por su amor, paciencia y sacrificiosque me llevaron al sitio en donde estoy.
A Dalgy,Dalgy, mi tía y madre putativapor todo lo que me enseño y dio, y me seguirá dando.
Gracias por haberme soportado todos estos años.
A mis hnos, Javier, Juan, Alfonso, Javier, Juan, Alfonso, Angelica y LilianaAngelica y LilianaHermanos sin igual a quienes amo con todo mi corazón
A MareMare, amiga y mi novia. Por darme siempre lo mejorpor estar siempre a mi lado de manera incondicional
y haberme apoyado todos estos años. Mister T.A.M.
A mis mejores amigosWilmar, Rodolfo y julio “el Wilmar, Rodolfo y julio “el paisa”.paisa”.
mis otros hermanos y a quienes quiero mucho.
Quiero agradecer de una manera muy especial a: la flía Leal Ojeda, la flía Calle Maya en especial a la Sra Miryam, la flía Collazos Polanía y a la flía
Daza Noriega.
A todas las personas involucradas en mi vida y en mi crecimiento como persona:
Rommel Pérez, Julio Calle y Silvia, Raúl Vargas “echa pa´lante”, Sergio Guzmán gran amigo, David Riaño y flía, Wilson Arroyo, Kike Carrillo, ElenaOjeda e hija, Lisandro Orozco y César Navarro “hombres de DIOS”, Carmen Vásquez, Liseth Támara y flía, Lesbia Ojeda y flía, John y David Figueroa,Carlos Carreño y flía, Jenny Alvarez, Alirio Ardila, Jazmina, Mauricio Collazos y flia, Johannes Schuh, Luz Preciado, Martha Torres, Ana y LucioColmenares, Sra Ligia (q.e.p.d) y con mucho cariño a mis sobrinitos a los que ya están y a los que vienen en camino, y en especial a la gran tribuOJEDA...
LEONARDO.
ix
CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN 25
1. CONSIDERACIONES GENERALES 27
1.1 INTRODUCCION 27
1.2 ORIGEN DE LOS PROBLEMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECRICA 31
1.3 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA POR SECTORES 33
1.3.1 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente industrial 33
1.3.2 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente comercial 35
1.3.3 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente residencial 36
1.4 ENTES NORMALIZADORES EN EL AMBITO MUNDIAL 37
2. REVISIÓN INTERNACIONAL SOBRE INDICADORES DE CALIDAD DE LA POTENCIA 39
2.1 AMERICA DEL SUR 40
2.1.1 Chile 41
2.1.2 Argentina 48
2.1.3 Perú 53
2.1.4 Bolivia 57
2.2 ANALISIS COMPARATIVO (Latinoamérica) 60
2.3 EUROPA 62
2.3.1 España 62
2.3.2 Noruega 63
2.3.3 Inglaterra y Gales 67
x
2.3.4 Francia 70
2.3.5 Holanda 71
2.3.6 Australia 71
2.4 RESUMEN COMPARATIVO (entre países citados anteriormente) 73
3. ASPECTOS REGULADOS EN COLOMBIA 78
3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA 78
3.2 ESTANDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA EN COLOMBIA 80
3.2.1 Frecuencia 80
3.2.2 Niveles de tensión 81
3.2.2.1 Clasificación de los sistemas de tensión Norma NTC 1340 82
3.2.3 Fluctuaciones de tensión 84
3.2.4 Factor de potencia 85
3.2.5 Armónicos 86
3.2.5.1 Disturbios de la onda de tensión 86
3.2.5.2 Fuentes de armónicos 87
3.2.5.3 Problemas causados por los armónicos 88
3.2.5.3.1 En transformadores 88
3.2.5.3.2 En máquinas rotantes 88
3.2.5.3.3 En sistemas de potencia 89
3.2.5.3.4 En banco de condensadores 89
3.2.5.3.5 En procesos de medición 90
3.2.5.4 Evaluación de armónicos 90
3.2.5.4.1 Armónicos de corriente 91
3.2.5.4.2 Armónicos de tensión 92
4. ATENCIÓN AL CLIENTE 94
4.1 QUEJAS Y RECLAMOS 95
4.2 INDICADORES DE GESTION 96
xi
5. ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 99
5.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA A CLIENTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 99
5.1.1 Objetivo 99
5.1.2 Acciones 100
5.1.2.1 Consideraciones generales 100
5.1.3 Obtención de la información 100
5.1.4 Pasos a seguir 101
5.1.4.1 Planeamiento del estudio 101
5.1.4.2 Definición del problema 101
5.1.4.2.1 Conocimiento del problema 101
5.1.4.2.2 Identificación del problema 102
5.1.4.3 Inspección del sitio 102
5.1.4.4 Monitoreo de la potencia 103
5.1.4.4.1 Desarrollo del monitoreo 104
5.1.5 Recursos 105
5.1.5.1 Equipos de medida 105
5.1.5.1.1 Analizador de redes eléctricas 106
5.1.5.1.2 Indicador de parámetros eléctricos 108
5.1.5.1.3 Herramientas computacionales 110
5.1.6 Soluciones técnicas 111
5.1.7 Beneficios 113
5.1.8 Restricciones 114
5.2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA
A UNA INDUSTRIA PAPELERA. 115
5.2.1 Objetivo 115
xii
5.2.2 Obtención de la información 116
5.2.3 Pasos a seguir 116
5.2.3.1 Planeamiento del estudio 116
5.2.3.1.1 Identificación del cliente 116
5.2.3.1.2 Ubicación del problema 116
5.2.3.1.3 Identificación de las fuentes de interferencia 117
5.2.3.2 Definición del problema 117
5.2.3.2.1 Identificación del problema 117
5.2.3.3 Inspección del sitio 117
5.2.3.4 Monitoreo de la potencia 121
5.2.3.4.1 Evaluación del sistema bajo condiciones normales de funcionamiento 122
5.2.3.4.2 Evaluación de las cargas principales 124
5.2.3.4.3 Verificación de la información capturada en campo y modelación
del sistema eléctrico en el software para el análisis de potencia EasyPower 130
5.2.3.4.4 Validación del modelo implementado 130
5.2.3.4.5 Análisis del sistemas, simulaciones y diseño de soluciones 132
5.2.3.4.6 Análisis de soluciones planteadas 133
5.2.4 Recursos 146
5.2.5 Normas y documentos de referencia 146
5.2.6 Conclusiones y recomendaciones 147
5.2.7 Diagrama unifilar 149
5.2.8 Análisis de beneficios - costo 150
5.2.9 Beneficios 150
5.2.10 Restricciones 151
5.3 ANALISIS Y METODOLOGIA PARA LA EVALUACIÓN DE PROBLEMAS DE CALIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 151
5.3.1 Objetivo 151
5.3.2 Procedimiento de la metodología 151
xiii
5.3.2.1 Conocimiento del problema 152
5.3.2.2 Análisis preliminar 152
5.3.2.3 Planificación del trabajo 153
5.3.2.3.1 Plan de medición 153
5.3.2.4 Equipos de medida empleados 155
5.3.2.4.1 Analizador de redes 155
5.3.2.5 Procesamiento de la información recolectada en campo 157
5.3.2.6 Referencias y normas utilizadas 158
5.3.3 Beneficios 158
5.3.4 Restricciones 159
5.3.5 Conclusiones y recomendaciones 159
5.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN LP 11R (FIBREXA) PERTENECIENTE AL SISTEMA DE CODENSA 160
5.4.1 Objetivo 160
5.4.2 Procedimiento de la metodología 160
5.4.2.1 Conocimiento del problema 160
5.4.2.2 Análisis preliminar 161
5.4.2.3 Planificación del trabajo 161
5.4.2.3.1 Plan de medición 162
5.4.2.4 Equipo de medición empleado 162
5.4.2.5 Procesamiento de la información 163
5.4.2.6 Referencia y norma utilizadas 163
5.4.3 Resultados obtenidos 164
5.4.4 Beneficios 170
5.4.5 Restricciones 171
5.4.6 Conclusiones y recomendaciones 171
5.4.7 Diagrama unifilar 173
xiv
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 174
7. RESUMEN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS 179
BIBLIOGRAFÍA 181
ANEXO A 185
ANEXO B (Medio magnético)
xv
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Consumo de electricidad en Bolivia. 58
Tabla 2. Fluctuaciones de tensión. 60
Tabla 3. Resumen comparativo (Entre países citados anteriormente) 76
Tabla 4. Sistema de corriente alterna con tensión nominal menor a 1kV y equipo
asociado 82
Tabla 5. Sistema de corriente alterna con tensión nominal mayor a 1kV y menor
a 60 kV y equipo asociado 83
Tabla 6. Niveles de parpadeo establecidos por la IEC 61000-4-7 85
Tabla 7. Niveles máximos de distorsión de armónicos de corriente. Norma IEEE
519. 92
Tabla 8. Límites de THD. Normas IEEE 519. 93
Tabla 9. Paquetes de herramientas computacionales 111
xvi
Tabla 10. Soluciones técnicas a problemas de potencia
112
Tabla 11. Transformadores existentes en la industria papelera 118
Tabla 12. Banco de condensadores de la industria papelera 118
Tabla 13. Cargas no lineales de la industria papelera 119
Tabla 14. Barras del sistema eléctrico de la industria papelera 120
Tabla 15. Resumen con valores promedio de las mediciones tomadas. 122
Tabla 16. Distribución y magnitud de la potencia eléctrica consumida
en cada una de las subestaciones eléctricas de la planta. 123
Tabla 17. Medidas tomadas en las cargas principales 125
Tabla 18. Resumen general de parámetros eléctricos de la industria papelera 129
Tabla 19. Simulación y análisis de las diferentes alternativas de solución 133
Tabla 20. Resumen de potencias y distorsiones armónicas en el alimentador
principal a 34.5 kV. 143
Tabla 21. Resumen de distorsiones armónicas de otros casos evaluados. 144
Tabla 22. Resumen de distorsiones armónicas 166
Tabla 23. Equipos de monitoreo de la calidad de la potencia 257
xvii
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Curva CBEMA 22
Figura 2. Distribución general de potencias 124
Figura 3. Distribución de potencias en S/E de 1250 KVA 126
Figura 4. Distribución de potencias en S/E de 1000 KVA 126
Figura 5. Distribución de potencias en S/E de 500 KVA 127
Figura 6. Distribución de potencia en S/E de 300 KVA 127
Figura 7. Tensión del Circuito LP 11R 164
Figura 8. Corriente Trifásica del Circuito LP 11R 165
Figura 9. Factor de potencia del Circuito LP 11R 166
Figura 10. Distorsión armónica de corriente del Circuito LP 11R 167
Figura 11. Distorsión armónica de tensión del Circuito LP 11R 168
Figura 12. Frecuencia del Circuito LP 11R 169
Figura 13. Potencia activa, reactiva y aparente del Circuito LP 11R 170
xviii
LISTA DE ANEXOS
pág.
Anexo A. Equipos de monitoreo de la calidad de potencia y software
auxiliares 183
Anexo B. (Nota: Todos las simulaciones de las diferentes alternativas
de solución para el caso de la metodología aplicada a la industria papelera
realizadas en el software EasyPower se pueden ver en el medio magnético).
xix
GLOSARIO
A continuación se dan algunas definiciones básicas empleadas en el proyecto:
♦ Armónicos: son corrientes y/o tensiones que existen en un sistema eléctrico con
frecuencias múltiplos de la fundamental del sistema, en Colombia 60Hz. [12]
♦ Armónico de tercer orden: un término frecuentemente utilizado para referirse a los
armónicos impares múltiplos de tercer armónico, los cuales merecen una especial
atención debido a su tendencia natural de ser de secuencia cero. [14]
♦ Baja tensión: una baja tensión se presenta cuando la onda de tensión tiene un máximo,
cuyo valor es inferior al valor nominal de tensión a frecuencia industrial, de duración
mayor a 2 minutos. [21]
♦ Caída de tensión: es una reducción del valor eficaz de la tensión por debajo de lo
permitido a frecuencia industrial con una duración mayor a medio ciclo pero menor a 2
minutos. [21]
♦ Curva CBEMA: es un juego de curvas que representan la capacidad de los
computadores para soportar las perturbaciones de la tensión en términos de su magnitud
y duración. Desarrollada por Computer Business Equipment Manufacturer Association
(CBEMA). (Ver figura 1). [2]
xx
♦ Elevación de tensión: es un incremento en el valor eficaz de la tensión por encima de lo
permitido a frecuencia industrial, con duración mayor a medio ciclo y menor a 2
segundos. Por ejemplo, cuando sucede una falla en una fase dentro de un sistema
trifásico, las otras dos fases elevan su tensión de línea – neutro cerca de un 20 %. [21]
♦ Flicker: es una impresión de inestabilidad de sensación visual inducida por un estímulo
de luz cuya luminancia o distribución espectral varía en el tiempo. [16]
♦ Fluctuación de tensión: es una serie de cambios en la tensión o una variación cíclica de
la envoltura de la tensión. [16]
♦ Interarmónico: es una componente senoidal cuya frecuencia no es múltiplo entero de la
frecuencia fundamental del sistema. [14]
♦ Interrupción: la interrupción en un sistema eléctrico se define como la pérdida completa
de la tensión de alimentación durante un periodo de tiempo. Sin embargo, desde el
punto de vista del cliente las interrupciones son cualquier pérdida de potencia eléctrica.
[1]
♦ Interrupción de tensión: desaparición de la tensión de la fuente en una o más fases.
Usualmente se califica por un término adicional que indica la duración de una
interrupción(por ejemplo, instantánea, transitoria o temporal). [21]
♦ Niveles de Tensión: los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y/o Distribución
Local (SDL) se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación,
según la siguiente definición [5]:
xxii
Nivel IV: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV.
Nivel III: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV.
Nivel II: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.
Nivel I: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.
♦ Perturbación: es una alteración de las características ideales de la onda de tensión o de
corriente. [18]
♦ Ruido: el ruido eléctrico es una señal eléctrica de alta frecuencia, inesperada e
indeseable, proveniente de otros equipos, que produce efectos impredecibles en
dispositivos susceptibles. [21]
♦ Sobretensión: la sobretensión es un incremento del valor eficaz de la tensión sobre el
nivel permitido a frecuencia industrial con una duración mayor a 2 minutos. [9]
♦ Tensión armónica: es una tensión senoidal con una frecuencia igual a un entero
múltiplo de la frecuencia fundamental de la tensión de suministro. [14]
♦ Transitorio: es un evento (suceso en el tiempo y el espacio) indeseable y de naturaleza
momentánea, asociado con un fenómeno o cantidad que varía entre dos condiciones de
estado estable consecutivas. La duración es por lo general inferior a medio ciclo, puede
ser aditivo o sustractivo y es oscilatoriamente decreciente. [9]
xxiii
RESUMEN
La Calidad de la Energía Eléctrica, se define como el conjunto de propiedades inherentes
tanto al servicio como a la calidad de la potencia suministrada, la cual se encuentra
directamente relacionada con la señal de tensión y corriente eléctrica. Estas cumplen con
requisitos definidos por valores o índices en resoluciones, guías o normas nacionales e
internacionales, dentro de rangos que son técnica y económicamente aceptables.
Apenas en el país se ha empezado a tomar conciencia sobre la necesidad de hacer un
diagnóstico de las condiciones en las cuales se presta actualmente el servicio de energía
eléctrica, en especial aquellas condiciones relacionadas con la calidad de la potencia
eléctrica, tenida como uno de los componentes que influyen en la evaluación que el cliente
haga del servicio recibido y que sin lugar a dudas influirá a su vez en su futura elección de
empresa distribuidora que presta el servicio. En los últimos años este tema, ha tenido un
creciente interés a nivel mundial, se han discutido normas y leyes sobre diferentes aspectos
que afectan la calidad de la potencia eléctrica. Colombia no ha sido la excepción, con la
promulgación de las leyes 142 (Régimen de servicios públicos) y 143 (Ley Eléctrica) de
1994, al igual que la resolución CREG 070 (Reglamento de Distribución) de 1998 que
contemplan aspectos específicos sobre la calidad.
La importancia de este proyecto radica en el diseño de estrategias que permiten mejorar la
calidad de la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución, haciendo especial
hincapié en parámetros estudiados en otras regiones del continente considerados como los
principales aspectos a ser evaluados.
xxiv
INTRODUCCION
El sector eléctrico colombiano se encuentra inmerso en un periodo de profundas
transformaciones, drásticas en ocasiones, donde surgen nuevos retos y oportunidades.
Apenas se ha empezado a tomar conciencia sobre la necesidad de hacer un diagnóstico de
las condiciones en las cuales se presta actualmente el servicio de energía eléctrica, en
especial aquellas condiciones relacionadas con la calidad de la potencia eléctrica, tenida
como uno de los componentes que influyen en la evaluación que el cliente haga del servicio
recibido y que sin lugar a dudas influirá a su vez en su futura elección de empresa
distribuidora que presta el servicio.
En los últimos años este tema, ha tenido un creciente interés a nivel mundial, se han
discutido normas y leyes sobre diferentes aspectos que afectan la calidad de la potencia
eléctrica. Colombia no ha sido la excepción, con la promulgación de las leyes 142
(Régimen de servicios públicos) y 143 (Ley Eléctrica) de 1994, al igual que la resolución
CREG 070 (Reglamento de Distribución) de 1998 que contemplan aspectos específicos
sobre la calidad.
Este proyecto tiene como objetivo diseñar estrategias metodológicas que permitan
diagnosticar y por lo tanto mejorar la calidad de la potencia eléctrica suministrada en
sistemas de distribución, haciendo especial hincapié en parámetros estudiados en otras
regiones del continente considerados como los principales aspectos a ser evaluados.
Este estudio incluye también definiciones características de los parámetros y los términos
relacionados con la calidad de la potencia, también se tuvo en cuenta el nivel de atención al
cliente como factor de medición de la calidad, sin pretender que esta sea la única alternativa
para la evaluación de los niveles de calidad de la potencia suministrada.
Además se describen los principales disturbios de la potencia eléctrica que pueden afectar
el correcto funcionamiento de los equipos, que operan en el sistema de distribución de
energía eléctrica.
La evaluación de la calidad de la potencia eléctrica está relacionada con el tipo de cliente y
sus necesidades, por ello se presenta un análisis de ésta por sectores (Residencial,
Comercial e Industrial).
Con base en las definiciones se adoptan criterios y procedimientos para el establecimiento
de estrategias que contribuyen al proceso de evaluación del nivel de calidad de potencia.
Los diferentes métodos utilizados y recomendados en la literatura internacional, al igual
que las normas y las recomendaciones expedidas a nivel nacional son el soporte de las
estrategias propuestas en este proyecto.
Las estrategias proponen índices y límites para medir cada parámetro definiendo la
información necesaria para su evaluación. Los procedimientos son de aplicación en
cualquier sistema de distribución. Para verificar la aplicabilidad de los procedimientos
propuestos se utilizó como ejemplo una industria papelera, y un circuito de distribución de
energía del sistema de Codensa.
La importancia de este trabajo radica en la recopilación y la organización de la información
necesaria para establecer estrategias que busquen mejorar la calidad de la potencia eléctrica
en un determinado punto o sector de un sistema de distribución.
1. CONSIDERACIONES GENERALES
1.1 INTRODUCCION
El término Calidad de la Energía Eléctrica, se define como el conjunto de propiedades
inherentes tanto al servicio como a la calidad de la potencia suministrada, la cual se
encuentra directamente relacionada con la señal de tensión y corriente eléctrica. Estas
cumplen con requisitos definidos por valores o índices en resoluciones, guías o normas
nacionales e internacionales, dentro de rangos que son técnica y económicamente
aceptables.
La definición del término Calidad de Energía Eléctrica no es única y varía de acuerdo al
país; a continuación se presentan algunas definiciones tomadas de instituciones que tratan
sobre el tema en diferentes partes del mundo:
♦ El instituto EPRI (Electric Power Research Institute) de los Estados Unidos, define la
Calidad de la Potencia Eléctrica (Power Quality) como “cualquier problema de potencia
manifestado en la desviación de la tensión, de la corriente o de la frecuencia, de sus
valores ideales que ocasionan falla o mala operación del equipo del cliente.
♦ La IEC (Comisión Internacional Electrotécnica) 61000 – 2 – 2/4 y la CENELEC
(Comité Europeo de Normalización Electrotécnica) 50160, definen la Calidad de la
Energía Eléctrica como “una característica física del suministro de electricidad, la cual
debe llegar al cliente en condiciones normales, sin producir perturbaciones ni
interrupciones en los procesos del mismo”.
♦ La IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 1159 – 1995, define que “el
término se refiere a una amplia variedad de fenómenos electromagnéticos que
caracterizan la tensión y la corriente eléctrica, en un tiempo dado y en una ubicación
dada en el sistema de potencia”.
♦ La CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), mediante resolución 070 de
1998 conceptuó que “el término Calidad de la Potencia Suministrada se refiere a las
perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y la corriente
suministrada por el Operador de Red. El término Calidad del Servicio Prestado se
refiere a los criterios de confiabilidad del servicio”.
La Calidad de la Energía Eléctrica - CEL – puede entonces, dividirse en dos grandes temas:
La continuidad del servicio es lo que tradicionalmente se ha denominado confiabilidad, y
ésta comúnmente se define como la probabilidad de que un dispositivo ejecute o
desempeñe su propósito adecuadamente durante un periodo de tiempo, bajo las condiciones
de operación que se le presenten; o en términos más simples, que el dispositivo no falle
durante un intervalo de tiempo.
Básicamente la confiabilidad es calificada con los siguientes aspectos:
• Número de interrupciones por año.
• Tiempo promedio por interrupción.
• Clientes afectados en promedio por interrupción.
Una interrupción es una pérdida completa de tensión durante un intervalo de tiempo,
dependiendo del tiempo que duren las interrupciones éstas se clasifican en [21]:
• Instantáneas
Descripción Pérdida muy corta de la energía eléctrica, planeada o accidental.
Duración Inferior o igual a un (1) minuto.
Causas Operaciones de maniobra para aislar un problema eléctrico.
Efectos Salida de equipos, pérdida de programación, daño de equipos
sensibles.
• Transitorias
Descripción Pérdida total de la energía eléctrica, planeada o accidental en un
área localizada.
Duración Superior a un (1) minuto y menor o igual a (5) minutos.
Causas Falla de un equipo, errores humanos, descargas eléctricas
atmosféricas, animales.
Efectos Caída del sistema de alimentación de energía eléctrica.
• Temporales
Descripción Pérdida total de la energía eléctrica, planeada o accidental en un
área localizada.
Duración Más de cinco (5) minutos.
Causas Falla de un equipo, errores humanos, descargas eléctricas
atmosféricas, animales.
Efectos Caída del sistema de alimentación de energía eléctrica.
En tanto la calidad de la potencia eléctrica se relaciona con las desviaciones de tensión y de
la corriente en el tiempo de sus valores senoidales ideales, particularmente en lo que se
refiere a:
• Armónicos
• Fluctuaciones de tensión
• Transitorios
• Factor de potencia
La tensión que se suministra a una carga o a una instalación está caracterizado por los
siguientes parámetros básicos:
• Frecuencia
• Forma de onda
• Amplitud
Frecuencia
Es la medida del número de veces que la señal alterna se repite en un segundo, en un
sistema eléctrico. [19]
Forma de onda
Teóricamente las señales de tensión y/o corriente deben ser ondas senoidales de frecuencia
de 60 Hz, pero por efecto de los diferentes elementos conectados al sistema, cuyo
comportamiento es no lineal; aparecen deformaciones o ruidos sobre la señal de estado
estacionario. [13]
Amplitud
Valor máximo de todos los valores instantáneos comprendidos en un periodo. También se
le denomina valor máximo de C.A o valor de cresta.
Puede ocurrir en muchas formas; su descripción está totalmente asociada con la duración.
[19]
1.2 ORIGEN DE LOS PROBLEMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA
ELECTRICA
El origen de las perturbaciones que afectan la calidad de la potencia eléctrica se puede
clasificar en tres grupos:
• Medio Ambiente
Las perturbaciones originadas por el medio ambiente son el conjunto de fenómenos
externos a los que está expuesta la red por ejemplo: descargas atmosféricas directas o
indirectas, fallas por contactos de líneas con árboles.
• La Red
El grupo de disturbios originados por la operación del sistema, los cuales pueden ser daños,
perturbaciones por maniobra de equipos o la propagación de armónicos.
Eventos como las maniobras sobre bancos de condensadores y caídas de tensión asociadas
con fallas remotas, que nunca ocasionaban problemas en el pasado; ahora pueden producir
problemas, dada la sensibilidad asociada a los componentes electrónicos de los equipos de
los clientes.
• Los Clientes
Los disturbios producidos por los clientes conectados al sistema son aquellos problemas
asociados a la operación de las cargas del cliente y manifestadas en perturbaciones como lo
son: armónicos, fluctuaciones de tensión (flicker), desbalances, etc. Hoy en día las
perturbaciones sobre los sistemas por causa de los clientes se han agravado debido ha
hechos tales como:
El avance de la electrónica, que ha creado equipos muy sensibles a los disturbios y a las
interrupciones, especialmente aquellos con funciones de memoria. De otra parte, cada vez
se incrementa más el uso de dispositivos eficientes ahorradores de energía, en estos
programas se incentiva el uso de equipos con componentes de electrónica de potencia (un
ejemplo es el empleo de luminarias eficientes con balastos electrónicos y de controladores
de máquinas rotantes), que poseen características altamente no lineales.
Este tipo de equipos son mucho más eficientes, pero esta eficiencia se ve opacada por
efectos adversos que ocasionan:
• Distorsión de la onda de tensión.
• Se les asocia por lo general un bajo factor de potencia.
Cargas de clientes que incrementan los componentes de armónicos en las corrientes, las
cuales pueden aumentar su magnitud en los sistemas de distribución debido a condiciones
de resonancia. Dentro de estas operaciones están el arranque o parada de motores,
operación de procesos industriales (por ejemplo soldadura), y acciones de conexión o
desconexión de equipos eléctricos o electrónicos.
1.3 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA POR SECTORES
En sistemas de distribución existen diferentes tipos de clientes (industriales, comerciales y
residenciales) con requerimientos de calidad acorde al tipo de carga que cada uno de estos
maneja.
Es importante identificar los fenómenos más relevantes que afectan el interior de una
instalación, sus orígenes y la sensibilidad de las cargas existentes. A continuación se
presenta una análisis de estos aspectos por sectores.
1.3.1 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente industrial
A medida que los procesos y las instalaciones industriales incluyen más equipos
electrónicos sensibles, en donde caídas momentáneas de tensión causadas por fallas
remotas pueden afectar todo un proceso, la calidad en el servicio toma vital importancia.
Es importante conocer bien las características de las cargas industriales (cargas sensibles a
perturbaciones, cargas generadoras de armónicos, etc.), para establecer las medidas que
deben tomarse con el fin de mejorar la calidad de la potencia eléctrica del lado del cliente.
Ya que equipos como los controladores de velocidad y los condensadores utilizados para la
corrección del factor de potencia, aumentan los niveles de armónicos.
Para identificar los problemas que afectan la calidad de la potencia en un ambiente
industrial, es necesario realizar mediciones y utilizar técnicas analíticas o de simulación que
permitan plantear una alternativa de solución. Por ejemplo en equipos sensibles a la
disminución de la magnitud de la tensión y las interrupciones momentáneas puede
mejorarse la calidad seleccionando una protección adecuada de los circuitos de control.
El análisis de un sistema industrial y los problemas asociados de calidad requieren:
§ Tener un conocimiento de los tipos de carga en cuanto a la generación de armónicos y a
su sensibilidad a las perturbaciones. Deben analizarse cargas tales como:
- Motores.
- Controladores de velocidad (ASD).
- Sistemas de suministro ininterrumpido de potencia (UPS).
- Controles de procesos y de las máquinas.
- Generadores de armónicos.
- Banco de condensadores para la corrección del factor de potencia.
§ Hacer un análisis de la disminución en la magnitud de tensión relacionada con:
- Salidas del sistema de alimentación o generadores internos.
- Fallas en el sistema de transmisión
- Fallas en el sistema de distribución.
- Equipos sensibles.
§ Realizar un análisis de armónicos relacionados con:
- Generación de armónicos.
- Características de respuesta del sistema.
- Efectos de los bancos de condensadores.
- Impacto en el calentamiento de transformadores.
- Normas de armónicos (IEEE 519 e IEC 555).
§ Análisis de sobretensiones relacionadas con:
- Transitorios por maniobras por banco de transformadores.
- Transferencias de tensiones transitorias en los bancos de condensadores de los
clientes.
- Daños en los controles electrónicos en las unidades de memoria.
- Descargadores y supresores de tensión.
- Efectos en el aislamiento de motores y transformadores.
1.3.2 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente comercial
Los clientes comerciales están utilizando sistemas de iluminación de alta eficiencia,
elementos de potencia como UPS, rectificadores, cargas de cómputo de gran tamaño, etc.;
y sistemas de control de aire acondicionado que ocasionan altos niveles de armónicos en las
instalaciones comerciales, afectando sus mismos equipos y otros situados eléctricamente
adjuntos. Las corrientes armónicas generadas en estas instalaciones ocasionan
calentamiento en los transformadores de distribución y circulación de corrientes altas por el
neutro.
Para el análisis de la calidad del servicio en un ambiente comercial es necesario tener en
cuenta aspectos como:
♦ Conocimientos de las cargas generadoras de disturbios como pueden ser arranque de
motores, equipos de aire acondicionado y calefacción.
♦ Realizar un análisis del tipo de iluminación que se utiliza, con el fin de determinar la
cantidad de armónicos que se pueden estar inyectando a la red, y si se usan luminarias
con controles electrónicos.
♦ Hacer una evaluación de la atención comercial con la que responde la empresa que
suministra el servicio en base a la buena facturación, y al tiempo de respuesta a las
quejas, ya sea de tipo comercial o técnico.
1.3.3 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente residencial
La proliferación de la electrónica en las residencias aumenta la necesidad de proteger los
equipos sensibles contra las perturbaciones y los requerimientos en la calidad de la tensión
suministrada.
Considerando las tolerancias de los equipos electrónicos, electrodomésticos, computadores
(equipos con memorias electrónicas), algunas normas internacionales, (IEC, IEEE), han
establecido límites de armónicos que permiten el funcionamiento normal sin afectar otros
equipos.
Muchos de los problemas de calidad de potencia en las instalaciones residenciales radican o
tienen su origen en las puestas a tierra de las instalaciones. Especialmente en Colombia, en
donde de la mayoría de los sistemas de distribución tienen múltiples aterrizamientos, pero
no existe un neutro metálico continuo (neutro corrido), o son sistemas carentes de polo a
tierra.
Las puestas a tierra y un deficiente cableado de las instalaciones, son fuentes de problemas
de calidad de potencia y de daños en equipos sensibles. Esto ha sido reconocido
ampliamente y es motivo de preocupación de las entidades como IEEE, hasta el punto de
que se adelantan estudios en ese sentido.
En un ambiente de libre competencia para la prestación del servicio y de tarifas basadas en
el costo del servicio, la calidad será fundamental y el establecimiento de parámetros,
indicadores y reglas de funcionamiento son esenciales, para la gestión en el sector eléctrico.
1.4 ENTES NORMALIZADORES EN EL ÁMBITO MUNDIAL
Antes de establecer o recomendar la aplicación de normas tanto a las empresas
distribuidoras de energía, como a los clientes y fabricantes de equipos, es importante
conocer cuales existen y como se están aplicando las normas sobre calidad de la potencia
eléctrica en otros países, así como las regulaciones existentes y como se tratan los aspectos
legales. También es importante conocer la organización general de la normalización o de
los entes legisladores sobre dicha calidad.
Aunque existen normas nacionales en muchos países sobre el tema, lo cierto es que son las
normas Europeas y Norteamericanas las más utilizadas.
Las normas Norteamericanas sobre calidad de potencia son las recomendaciones de la
ANSI y de la IEEE, las cuales no tienen carácter de obligatorio cumplimiento.
En el ámbito Europeo existen dos entidades de normalización: IEC (Comisión Internacional
Electrotécnica) y CENELEC (Comité Europeo de Normalización Electrotécnica), aunque
IEC es un ente internacional que incluye a representantes de los Estados Unidos.
CENELEC es la organización de normalización de la Comunidad Económica Europea y de
la Asociación de Mercado Libre Europeo (EFTA).
Adicionalmente a estos dos entes de normalización, existen a nivel Europeo e Internacional
entes u organizaciones de carácter técnico y científico como son:
Ø UNIPEDE: Unión Internacional de Productores y Distribuidores de Energía Eléctrica.
Ø CIGRE: Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas de Alta Tensión.
Ø CIRED: Comité Internacional de Redes Eléctricas de Distribución.
Ø UIE: Unión Internacional de Electrotecnia.
En relación con Estados Unidos los documentos emitidos por la IEEE y otros organismos
mantienen solo el carácter de recomendaciones cuya aplicación es voluntaria. Sin embargo,
algunas normas relacionadas con la calidad de la potencia eléctrica en cuanta a la calidad de
las instalaciones, son códigos obligatorios a nivel federal. Tal es el caso del código
eléctrico nacional (NEC).
Las normas de la IEEE se orientan fundamentalmente a controlar la emisión, la calidad y
seguridad de las instalaciones eléctricas.
Para el caso colombiano la entidad normalizadora es el ICONTEC (Instituto Colombiano
de Normas Técnicas) y la entidad reguladora es la CREG (Comisión de Regulación de
Energía y Gas), las cuales se basan en las diferentes recomendaciones emitidas por los
entes internacionales para la expedición de normas y resoluciones.
2. REVISION INTERNACIONAL SOBRE INDICADORES DE CALIDAD DE LA
POTENCIA
Históricamente, el servicio de energía eléctrica ha sido proporcionado por entidades
gubernamentales, mixtas o por firmas privadas sujetas a la regulación del tipo costo del
servicio, en especial en los Estados Unidos. En el primero de los casos, la regulación
gubernamental estuvo frecuentemente implícita y las normas de calidad de la potencia
fueron mantenidas en un marco de referencia técnico.
En el Reino Unido y en muchos otros países, las empresas distribuidoras de energía (EDE)
están siendo hoy día privatizadas. En Estados Unidos y demás países que tienen empresas
privadas reguladas económicamente se están realizando cambios significativos en la
regulación. Entre otros, se están separando las funciones de generación y comercialización
de las funciones de transmisión y distribución. Aunque las empresas de transmisión y
distribución, continuarán bajo regulación económica, la forma específica de esta regulación
parece orientarse hacia una regulación basada en incentivos.
En ambos tipos de regulación, se están dando cambios significativos en cuanto a los
aspectos de la calidad de la potencia eléctrica.
La calidad de la potencia se ha convertido en una gran preocupación, específicamente en
aquellos países involucrados en la reestructuración del sector eléctrico. El proceso de
reestructuración incluye la desregulación del mercado y, en algunos casos, la privatización.
Este tipo de transición generalmente comprende la creación de comisiones reguladoras y el
establecimiento de un conjunto de reglas, controles e incentivos enfocados principalmente a
evitar las prácticas monopolísticas.
A continuación relacionamos los esquemas regulatorios en referencia con la calidad de la
potencia, que se están utilizando en diferentes países y regiones alrededor del mundo.
2.1 AMERICA DEL SUR
En América del Sur hay cuatro países que son buenos ejemplos de procesos de
reestructuración similares que incluyen regulaciones de la calidad de la potencia.
Estos países son Argentina, Bolivia, Chile y Perú.
Todos estos países tienen normas específicas que regulan la calidad de la potencia. En
Argentina la regulación se aplica solamente a las actividades de distribución y transmisión.
En Chile, Bolivia y Perú las regulaciones se aplican básicamente a todas las actividades
sujetas a control de precios de energía.
La característica importante de estas regulaciones es que son iguales en el sentido que son
aplicadas a todas las empresas en forma similar.
Hay un marco temporal para la aplicación de las normas de la calidad de la potencia.
Generalmente, la primera fase permite a las compañías en forma preliminar mejorar su
equipo e instalaciones. Posteriormente las normas de la calidad de la potencia aumentan en
cada fase. Los niveles de calidad requeridos en cada fase son establecidos al inicio del
programa.
En todos estos países hay aspectos, parámetros e indicadores bajo los cuales se evalúa la
calidad de la potencia. Estos parámetros especifican la calidad mínima de puntos de
medida y las condiciones para el proceso de medición. También se determinan las
tolerancias y las compensaciones y/o penalizaciones. Las regulaciones de calidad también
indican las obligaciones de aquellas entidades que participan directa o indirectamente en la
provisión y uso del servicio eléctrico.
El criterio para la regulación de la calidad de la potencia suministrada, es evaluada de
acuerdo con las transgresiones de tolerancias en tensión, frecuencia y perturbaciones como
flicker y armónicos en los puntos de suministro. El control de calidad se lleva a cabo
periódicamente para cada uno de los parámetros utilizando instrumentos de medida.
La potencia suministrada es considerada de mala calidad si el indicador se encuentra por
fuera del rango de tolerancia durante un intervalo de tiempo específico.
En consecuencia, las compensaciones a los clientes son calculadas generalmente con una
función de la potencia eléctrica suministrada bajo malas condiciones de calidad. Estas
compensaciones son aplicadas en forma separada utilizando parámetros diferentes de
calidad para el mismo producto suministrado.
Las penas por violaciones repetidas de las normas de calidad pueden inducir a la
cancelación de las concesiones. Ninguna de estas regulaciones está diseñada para reflejar
el impacto económico que la deficiencia en la prestación del servicio ha tenido en el cliente.
2.1.1 Chile
El 4 de agosto de 1904 se dicta la primera Ley de Servicios Eléctricos. (Ley 1665).
En 1930, mediante la Ley Nº 4794, se establece que las empresas de gas quedan bajo el
control de la Dirección General de Servicios Eléctricos, creándose la Superintendencia de
Servicios Eléctricos, y dentro de su estructura orgánica se incorpora el Departamento de
Gas, transformándose de este modo en la Dirección General de Servicios Eléctricos y de
Gas.
Más adelante, en 1931, se dicta la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto de Fuerza
de Ley: DFL 244). La cual es pilar de la legislación actual sobre la materia.
Posteriormente, en el año de 1969 y mediante el DFL Nº 11, se procede nuevamente a
reestructurar la Superintendencia existente, dando paso ahora a la Superintendencia de
Servicios Eléctricos de Gas y Telecomunicaciones.
Finalmente en el año de 1985, y por medio de la Ley Nº 18410, publicada en el diario
oficial de fecha 22 de Mayo de ese año, se crea la actual Superintendencia de Electricidad y
Combustibles.
Chile, al privatizar y liberalizar en cierto modo su mercado en el año 1982, ha sido el país
pionero en la desregulación de los mercados de energía eléctrica.
Es importante ver la evolución que ha tenido el tratamiento de la calidad en un mercado de
tipo competitivo como éste, así como el esquema de remuneración de la distribución en el
que se desenvuelve.
La regulación actual en Chile, D.S. Nº 327, se refiere a la calidad de la potencia como el
conjunto de normas y características normales que, según la ley y la regulación, son
inherentes a la actividad de distribución de energía eléctrica, dada en concesión y
constituyen las condiciones bajo las cuales la actividad debe desempeñarse.
Marco Regulatorio
Como ya se ha mencionado anteriormente, Chile fue el primer país en implantar un entorno
de competencia en un mercado de energía eléctrica, en el año de 1982. Los objetivos
planteados con esta nueva regulación eran funcionamiento eficiente del sistema eléctrico,
reflejar al cliente la estructura real de lo que paga por el servicio ofrecido y evitar la
discriminación, según el destino de los consumos.
Para conseguir estos objetivos, se implantó el siguiente esquema de mercado: Separación
de las actividades de generación, transporte y distribución; introducción de un mercado
libre de generación; contratación libre del proveedor de energía para los clientes de más de
2 MW; acceso libre a las redes de transporte y distribución mediante el pago de un peaje.
El servicio de distribución se regula mediante una concesión territorial, por considerarse un
servicio público con características de monopolio natural. Las empresas distribuidoras de
energía están obligadas a conectar a cualquier cliente que lo solicite dentro de su territorio
de concesión, y a permitir el acceso de terceros a la red.
Tratamiento de la calidad
Se ha probado muy recientemente, con fecha de 10 de septiembre de 1998, el Reglamento
de la Ley General de Servicios Eléctricos, que incluye un capítulo dedicado a la regulación
de la calidad. Antes de la publicación de este reglamento, la única norma vigente sobre
calidad de servicio era del año 1935, y se refería a los límites máximos de variación de
tensión permitidos. Hubo una propuesta de reglamento llamado “Proyecto de reglamento
de la ley general de servicios eléctricos”, septiembre de 1994, que no se llegó a aprobar por
diversos motivos; esa propuesta no era solo un reglamento de la calidad de la potencia, sino
que toca otros aspectos como las tarifas, etc., además de que al parecer los niveles
propuestos eran demasiados restrictivos para el estado real de la calidad en Chile.
Esta situación era sorprendente para un sistema pionero en lo que se refiere a la regulación
del sistema eléctrico. La falta de regulación de la calidad ha conllevado problemas en la
determinación de la remuneración de las empresas distribuidoras, así como niveles bajos de
calidad.
Por supuesto, las empresas distribuidoras de energía tenían sus normas internas para dar
una calidad de servicio razonable, sobre todo teniendo en cuenta que uno de los pocos
motivos de rescisión de la concesión de distribución es el dar un servicio deficiente en
extremo. Pero a pesar de ello, hubieron varios ceros de tensión en el sistema
interconectado central, provocados por fallas en mantenimiento en algunas instalaciones.
Este hecho deriva fundamentalmente de la situación de monopolio de la que disfrutan las
compañías surgidas de la privatización, sin control efectivo sobre los niveles de calidad
ofrecidos hasta ahora.
En cualquier caso, en el Decreto con Fuerza de Ley nº 1, de 1982 del Ministerio de
Minería de Chile, se hace mención de la calidad de la potencia, y se introducen algunos
conceptos que vale la pena comentar:
♦ La empresa distribuidora de energía, a diferencia del caso argentino, es únicamente
responsable de la calidad de la distribución: No serán de responsabilidad suya las fallas
debidas a generación y transporte. Esto se lleva hasta el extremo de que la empresa
distribuidora ni siquiera es responsable de que haya suficiente energía para cubrir su
demanda. En los términos de la concesión, no se contempla la obligatoriedad de
suministro, sino de conexión. El estado se hace responsable de que siempre haya
suficiente potencia instalada para cubrir la demanda; no hay que olvidar que el mercado
de generación es de libre competencia.
♦ En el ministerio de minería de Chile, se asocia el precio regulado de distribución a una
calidad estándar de suministro, dejando la definición de esa calidad estándar y de los
límites de variación máximos permitidos a los reglamentos por desarrollar.
Durante todo el periodo transcurrido hasta ahora, el que todavía no se hubiese
aprobado ningún reglamento ha tenido importantes consecuencias: El cálculo de Valor
Agregado de la Distribución (VAD), debe estar asociado a una calidad concreta; al no
estar esta calidad definida, se ha dejado al criterio de las consultoras independientes
decidir estos niveles, con los consiguientes roces entre los agentes involucrados. Se ha
revisado ya tres veces el VAD desde la implantación de este esquema de mercado en
1982 (se revisa cada cuatro años), y las divergencias entre los cálculos de la consultora
contratada por el regulador y los de la consultora contratada por las empresas
distribuidoras son cada vez mayores, debido a la diferencia de criterios empleados.
♦ Sólo se plantea una mejor calidad que la estándar vía contratos del cliente con la
empresa distribuidora de energía. Hay que recordar que los clientes de más de 2 MW
pueden contratar su energía libremente.
El nuevo reglamento aprobado debería servir para corregir los problemas detectados hasta
ahora, aunque todavía es pronto para valorar su efecto
Responsabilidades
El propietario de la concesión de distribución es el responsable por el cumplimiento de las
normas y reglas a cerca de la calidad. Dicha responsabilidad se exigirá a aquellos
propietarios de instalaciones de generación y/o transporte, si ellos operan en sincronismo
dentro de un sistema eléctrico. Todos los proveedores son responsables ante sus clientes
por la calidad de la potencia suministrada, excluyendo esos casos en que el problema no
pueda achacarse a la empresa y la Superintendencia declare que ha ocurrido un suceso de
fuerza mayor o inesperado.
La Superintendencia puede manifestar, penalizar o adoptar cualquier otra política, si la
calidad de la potencia suministrada por una empresa es recurrentemente mala o está por
debajo del nivel de calidad impuesto por la regulación.
Aspectos regulados de la calidad de la potencia
Estos son los aspectos de la calidad de la potencia en los cuales las empresas distribuidoras
están sujetas a regulación:
• Calidad de la onda
Se proponen controlar prácticamente todos los aspectos de la calidad de la onda, aunque
únicamente se proponen valores límites concretos para el nivel de tensión, frecuencia,
flicker, armónicos y variaciones de tensión. Los valores propuestos para el flicker y los
armónicos son los descritos en la norma IEEE 519. Los demás aspectos (desequilibrios,
interrupciones breves, ausencias de tensión, etc.) quedan pendientes de nuevos
reglamentos o normas dictadas posteriormente.
• Atención al cliente
Se propone controlar el tiempo de conexión de nuevos usuarios, la utilización de la
facturación estimada, la respuesta y resolución de errores de facturación y la atención
de quejas. Pero no se especifican valores límites. También se obliga a realizar encuestas
anuales que midan la satisfacción del cliente con respecto a la calidad del servicio
ofrecido.
Penas y Monitoreo
La Superintendencia está a cargo de la aplicación de las penas presentes en la regulación.
Las penas serán impuestas por resolución una vez se ha hecho la investigación
correspondiente.
La calidad de la potencia se evalúa separadamente en los sistemas de generación,
transmisión, distribución y cliente final. El proceso de medida se basa en dos métodos:
a. En un punto específico de la red para evaluar el nivel de la calidad que se suministró al
cliente; y
b. En puntos diferentes de la red o clientes, según procedimientos estadísticos, programas
y metodologías determinadas por la Superintendencia.
c. Esta evaluación determinará la calidad global de abastecimiento, tomando en cuenta
niveles promedio de los parámetros y su distribución probabilística. También, las
empresas distribuidoras de energía deben ejecutar por sí mismas una vez al año, y
cuando lo indica la Superintendencia, una encuesta que evalué la calidad de la potencia
entre los clientes.
La regulación cubre características de calidad como tensión, frecuencia y confiabilidad.
Las penas debidas a un servicio de mala calidad son de alguna manera, discrecionales y
pueden incluir la revocación de concesiones dependiendo del número y la severidad de las
sanciones, área de servicio, número de clientes, ubicación y otras circunstancias
pertinentes. Las penas monetarias oscilan entre 5000 y 10000 unidades gravables anuales
que depende de la característica de la falla.
Los clientes no pueden exigir niveles especiales de calidad arriba de las normas a un precio
regulado. Aquellos que deseen una calidad mejor son responsables de la implementación
de las soluciones necesarias sin afectar la calidad recibida por otros clientes.
Sistema de control
La calidad de la potencia se medirá según dos aspectos:
• Medición de la calidad individual ofrecida a un cliente concreto en caso de ser
necesario.
• Determinación de la calidad de la potencia del sistema mediante mediciones en una
selección estadística de un conjunto de puntos de la red.
Las empresas distribuidoras deben informar de la continuidad en sus redes, especificando el
número de interrupciones, la duración de cada interrupción, así como la duración total de
las interrupciones que puede sufrir un cliente. Además, deben informar al Regulador sobre
todas las quejas recibidas por sus clientes y cómo las ha resuelto, y entregar los resultados
de las encuestas anuales.
Con estos informes, el Regulador, crea una lista de las empresas distribuidoras por orden de
mérito según los resultados obtenidos, lista que pública junto con los resultados.
2.1.2 Argentina
Previamente a la liberalización, las principales empresas eléctricas, de propiedad pública,
estaban verticalmente integradas (generación, transporte y distribución). Las empresas
eléctricas operaban a través de concesiones nacionales, provinciales y municipales. Las
principales deficiencias observadas en este sistema eran las siguientes: falta de estímulo a la
eficiencia, estado de abandono del parque térmico por falta de mantenimiento, el sistema
tarifario no reflejaba los costos incurridos existiendo subvenciones cruzadas, y falta de
cumplimiento de la reglamentación en cuanto a calidad y obligación del suministro.
Asimismo, cabe destacar que los niveles de calidad de la potencia en distribución eran
bastante precarios. Se decide privatizar las empresas distribuidoras, previa segmentación
de las mismas, creándose diferentes empresas de generación y distribución.
Se crea entonces la figura del Organismo Regulador (ENRE: Entidad Nacional Reguladora
de Electricidad).
El marco actual está basado en la ley 24.065 de 1991 “Régimen de la Energía Eléctrica” en
el cual se promueve la competitividad en el negocio eléctrico, se modifica el sistema
tarifario, se hace hincapié en la calidad del producto al cliente, estableciéndose sanciones
en caso de incumplimiento y se sientan las bases para asegurar el abastecimiento de la
demanda en el largo plazo.
En la actualidad se ha establecido un sistema de libre competencia a nivel de generación,
mientras que el transporte y distribución se mantienen regulados, debido a su carácter de
monopolios naturales.
El segmento de la distribución, es la base más amplia de la pirámide dado que sustenta
todo el sistema al constituirse en responsable del suministro eléctrico a los clientes finales.
La empresa distribuidora tiene derechos monopólicos en su área de concesión. Como
contraparte está obligada a abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida; y
naturalmente tiene el derecho de percibir la tarifa fijada por el servicio efectivamente
suministrado.
La regulación actual en Argentina establece la responsabilidad de las empresas
distribuidoras de energía eléctrica para suministrar la electricidad con un nivel de calidad
satisfactorio. Las empresas deben cumplir los parámetros establecidos, incurriendo en los
costos necesarios para hacerlos. El incumplimiento de las disposiciones resultará en penas,
basadas en el efecto económico de la mala calidad del servicio al cliente.
Marco Regulatorio
La Entidad Nacional Reguladora de Electricidad (ENRE) está encargada de imponer la
regulación.
La regulación considera la calidad en los aspectos técnicos y comerciales del servicio, de
tal suerte que impone reglas para el producto técnico, servicio técnico y servicio comercial
(atención al cliente).
- La calidad del producto técnico se refiere a perturbaciones y niveles de tensión.
Los aspectos controlados son niveles de tensión, flicker, armónicos y variaciones de
tensión.
- La calidad del servicio técnico (continuidad: frecuencia y duración de las
interrupciones), en este apartado se controlan únicamente las interrupciones de
duración mayor de tres minutos.
- La calidad del servicio comercial (atención al cliente). Se controla el tiempo de
conexión de nuevos usuarios (entre 5 y 30 días de límite), la utilización de la
facturación estimada (debe ser inferior al 8 %), la respuesta y resolución de errores
de facturación y la atención de quejas, la empresa distribuidora debe remitirlas a la
ENRE junto con la solución adoptada en un plazo inferior a diez días.
La regulación de la calidad en Argentina, se diseño, considerando un programa, para el
cumplimiento de los parámetros establecidos. El primer paso en la regulación, la fase
preliminar, dura 12 meses desde la fecha cuando la empresa distribuidora de energía toma
el servicio.
Durante esta fase, la Entidad Reguladora y la empresa distribuidora revisarán y
completarán la metodología para la verificación de indicadores y control de calidad. El
segundo paso (primera fase) dura 36 meses, y exige el cumplimiento de indicadores y
valores prefijados para esta fase. Finalmente en la segunda y última fase, la calidad el
servicio proveída se controlará. Ciertos límites de los indicadores se tolerarán, y la empresa
distribuidora compensará por el incumplimiento de estos límites en las facturas.
La cantidad será proporcional a la energía suministrada bajo condiciones poco
satisfactorias.
Calidad del producto técnico
• Perturbaciones
Los tipos de perturbaciones sujetas a la regulación son los flicker, armónicos y caídas de
tensión.
La empresa distribuidora de energía es responsable de mantener, para cada tipo de
perturbación, un nivel razonable de compatibilidad, definida como el nivel de referencia
que tenga una probabilidad del 5% de ser sobrepasada.
Las empresas distribuidoras pueden penalizar a los clientes que excedan los límites
establecidos e incluso interrumpir el servicio. Los incumplimientos de los valores
establecidos no son sujetos a penalización cuando la empresa distribuidora pueda demostrar
que los clientes ocasionaron las perturbaciones; sin embargo, la empresa distribuidora debe
tratar de eliminar tales alteraciones.
• Niveles de tensión
Las variaciones de tensión se regulan con base en un nivel nominal medido en el punto de
abastecimiento. La empresa distribuidora de energía debe determinar los niveles de tensión
en diferentes puntos de la red y procesar la información con la supervisión de la Entidad
Reguladora. Si la empresa distribuidora de energía es responsable, está sujeta a
penalización cuando el incumplimiento de las tolerancias se verifica durante el 3% o más
del tiempo medido (una semana mínimo). Las penas se aplican en forma de
compensaciones en las facturas a los clientes y se calculan usando los valores monetarios
predeterminados según el tipo (aéreo o subterráneo) y el área de conexión.
La entidad reguladora tiene en sus manos la aplicación de multas por daños y otros
problemas según los antecedentes y severidad de la falla.
• Calidad de la onda.
Se controlan prácticamente todos los aspectos de la calidad de la onda, aunque se proponen
valores límites concretos para el nivel de tensión, frecuencia, flicker, armónicos y
variaciones de tensión.
Los valores propuestos para el flicker y los armónicos son los descritos por la resolución
ENRE 0184/2000, la cual esta basada en las normas IEEE 519/92 e IEC 61000-4-7.
Penas y Monitoreo
El sobrepaso de los límites fijados para cada aspecto controlado da lugar a penalizaciones a
las empresas distribuidoras que serán abonadas a los clientes afectados. Estas
penalizaciones están pensadas de forma que incentiven lo suficiente a las empresas
distribuidoras a invertir para evitarlas. Es decir, la penalización debe ser mayor que lo que
se paga por invertir en lo necesario para evitar el incumplimiento de los límites.
Este sistema de penalizaciones crea una frontera claramente definida en los niveles fijados
para cada perturbación. Por debajo de ese nivel, las empresas distribuidoras se ven
penalizadas con una cuantía superior al coste de inversión para alcanzar ese nivel y, por
otro lado, no hay ningún incentivo a invertir más allá de ese nivel de calidad. No existe
ninguna modulación basada en los niveles de calidad medios ofrecidos
Sistema de control
El regulador del sistema lleva a cabo un adecuado control del grado de cumplimiento por
parte de la empresa distribuidora de energía de los niveles de calidad exigidos a través de:
• Informes semestrales.
• Bases de datos de suministros y de contingencias.
Resultados esperados
La experiencia adquirida en el transcurso de la primera etapa pone de manifiesto una
mejora significativa de los índices de calidad controlados, teniendo en cuenta las graves
deficiencias en la calidad que existían. En el primer semestre de aplicación de la primera
etapa (etapa 1) se observaron niveles de calidad significativamente peores a los exigibles.
En el resto del transcurso de esta etapa, los índices de calidad de las empresas distribuidoras
de energía se situaron por encima de los exigidos por la ENRE, a pesar de que el nivel de
la exigencia ha aumentado a través del transcurso de las 3 subetapas que integran la etapa 1.
El 76 % de las penalizaciones correspondieron a la deficiente continuidad, el 19 % a la
deficiente calidad de la onda, y el 5 % a falta de calidad en el aspecto de atención al cliente.
2.1.3 Perú
Marco Regulatorio
La Dirección general de Electricidad, es el órgano técnico - normativo del Ministerio de
Energía y Minas, encargada de proponer y/o expedir la normatividad de las actividades de
generación, transmisión distribución y comercialización de energía eléctrica, además de
promover el desarrollo del Subsector Eléctrico.
Desde finales de1992, con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas en el
marco de reformas emprendidas por el estado, el Subsector Eléctrico ha experimentado
cambios importantes como el impulso del Negocio Eléctrico en una economía moderna,
basada en la libre competencia y el proceso de privatización, entre otros.
La regulación actual en el Perú está basada en un conjunto de indicadores que cubren
aspectos diferentes de la calidad. La regulación especifíca la cantidad mínima de puntos y
condiciones para medir. También, las tolerancias se establecen con sus penas y
compensaciones correspondientes.
Además, se establecen las responsabilidades y las obligaciones de aquellas entidades
involucradas directamente o indirectamente en la provisión y uso del servicio eléctrico.
El cumplimiento de los estándares de calidad por agentes que proveen el servicio es
ejecutado durante tres fases consecutivas en que las penas o compensaciones son
incrementadas gradualmente. La primera fase tiene duración de año y medio comenzando
desde el inicio de la norma. En esta fase las entidades implicadas se obligan, entre otras
cosas, a adquirir y ajustar equipos para propósitos de control y medición, y hacer los ajustes
para cumplir con las normas.
La segunda fase también dura un año y medio y comienza justo después de la conclusión de
la primera fase. En esta fase las transgresiones de las tolerancias y de los requerimientos
establecidos en la fase uno están sujetas a penas y compensaciones.
Finalmente la tercera fase es indefinida y también cubre las transgresiones de tolerancia
para los indicadores establecidos que estarán sujetas a penas y/o compensaciones.
Calidad del Producto
La calidad del producto en la regulación peruana se encuentra definida por la Norma
Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos D.S. Nº 020 – 97 – EM (1997 – 10 – 11), en
cuyo Capítulo IV “Normas Reglamentarias de Calidad de los Servicios Eléctricos” en su
Título Quinto, hace referencia al nivel de tensión, frecuencia y perturbaciones (flicker,
armónicos, etc) hay tolerancias e indicadores individuales que cubren diferentes elementos
de calidad. La transgresión de los límites implica el pago de compensaciones que se calcula
como una función de la potencia alimentada bajo las malas condiciones de la calidad.
La calidad del producto suministrado al cliente se evalúa por las transgresiones de las
tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia y perturbaciones en los puntos de entrega.
El control de la calidad del producto se lleva a cabo en periodos mensuales, denominados
“Periodos de control”.
La verificación y control de la calidad del producto se realiza mensualmente e
independientemente para cada indicador. La duración mínima para medir un parámetro es
de 7 días, excluyendo la frecuencia que es medida permanentemente.
Si en un intervalo de medición se comprueba que el indicador de un determinado parámetro
está fuera de los rangos tolerables, entonces la energía o potencia suministrada durante ese
intervalo se considera de mala calidad.
Tensión: las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega
de energía, en todas las etapas y en todos los niveles de tensión es de hasta el ± 5.0% de las
tensiones nominales de tales puntos. Tratándose de redes secundarias en servicios
calificados como urbano-rurales y/o rurales, dichas tolerancias son de hasta el ± 7.5%.
Se considera que la energía eléctrica es de mala calidad, si la tensión se encuentra fuera del
rango de tolerancias establecidas por un tiempo superior al cinco por ciento (5%) del
periodo de medición.
Frecuencia: las tolerancias admitidas para variaciones sobre frecuencia nominal en todo
nivel de tensión son:
- Variaciones Sostenidas: ± 0.6 %
- Variaciones Súbitas: ± 1.0 Hz
- Variaciones diarias: ± 600.0 ciclos
Se considera que la energía eléctrica es de mala calidad, en los siguientes casos:
i) Si las variaciones sostenidas de frecuencia se encuentran fuera del rango de
tolerancias por un tiempo acumulado superior al tres por ciento (3%) del periodo de
medición.
ii) Si en un periodo de medición se produce más de una variación súbita excediendo las
tolerancias; ó
iii) Si en un periodo de medición se producen violaciones a los límites establecidos para
las variaciones diarias de frecuencia.
Responsabilidades
La regulación peruana trata cuidadosamente el tema de responsabilidades desde el punto de
vista de la calidad de la potencia. Las reglas aplican principalmente a la distribución y
actividades de comercialización, pero las responsabilidades de otros agentes en el sistema
también son contempladas. Hay algunas obligaciones que merecen ser mencionadas:
• Las empresas de distribución y comercialización se obligan a hacer las inversiones
necesarias e incurrir en el costo de adquirir e instalar equipos de medición, pagar penas
y compensaciones, proveer información, y asumir el costo de monitoreo.
• Todas las empresas de distribución son responsables ante otras empresas, por esos
problemas ocasionados por sus propios clientes o por sí mismo que afecten a otros
proveedores del sistema.
• Las empresas distribuidoras de energía son responsables de la compensación pagada
por sus clientes a terceros; interrupciones relativas a compensaciones y calidad de
potencia.
2.1.4 Bolivia
Marco Regulatorio
El proceso de reforma del sector eléctrico boliviano se consolidó con la promulgación de la
Ley de Electricidad de 1994, la que asigna al sector privado la responsabilidad de
desarrollar, operar y realizar las inversiones de expansión de la capacidad del Sistema
Interconectado Nacional (SIN) boliviano.
La Ley de Electricidad Nº 1604 y sus Reglamentos, aprobado mediante D.S. Nº 24043,
definen el nuevo marco regulatorio del sector y establecen a la Superintendencia de
Electricidad como responsable de la regulación del sector. La Ley de Electricidad Nº 1604
del 21 de diciembre de 1994 establece como marco legal y regulatorio básicamente lo
siguiente:
• Transfiere al sector privado las actividades de la industria eléctrica.
• Desintegra la industria en las actividades de generación, transmisión y distribución.
• Una empresa eléctrica sólo puede realizar una de estas actividades.
• Reglamenta las actividades de la industria eléctrica que se rigen por los principios
de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, adaptabilidad y neutralidad.
Las empresas de distribución de energía en Bolivia tienen la responsabilidad de proveer el
servicio a clientes regulados y no regulados en área de concesión con niveles de calidad
establecidos en la regulación. El rompimiento de estos niveles determinará la aplicación de
reducciones en la remuneración según una metodología basada en el valor del servicio bajo
malas condiciones calidad.
El sistema eléctrico de Bolivia está conformado por:
• Sistema Interconectado Nacional (SIN): este sistema atienda a las principales capitales
y poblaciones adyacentes a los departamentos más importantes del país.
• Sistemas Aislados (SA): son aquellos que no están conectados al SIN.
• Otros Sistemas Aislados Menores (OSA): son sistemas cuya capacidad es menor a
1000 kW. En su mayoría están conformados por pequeñas cooperativas de servicios
eléctricos y ubicados en poblaciones menores.
• Autoproductores: son sistemas que generan principalmente para satisfacer los
requerimientos de su propia demanda de electricidad en base a energía hidráulica y
térmica (gas natural, diesel y biomasa).
En el SIN las actividades de generación, transmisión y distribución están desintegradas
verticalmente, siendo así que una empresa no puede ser propietaria ni accionista de otra
empresa. Sin embargo en los SA y los OSA se permite la integración vertical de las tres
actividades mencionadas (ver tabla 1).
Tabla 1. Consumo de Electricidad en Bolivia.
CONSUMO DE ELECTRICIDAD EN BOLIVIA (GWh)
CATEGORIAS SIN SA OSA AUTOPRODUCTORES TOTAL PARTICIPACION
Residencial 1126 83 26 27 1261 41%
General 422 20 6 0 488 15%
Industrial 714 16 1 62 792 26%
Alumbrado
Público
118 10 2 0 131 4%
Minería 315 0 0 88 404 13%
Exportación 3 0 0 0 3 0%
TOTAL PAIS 2698 129 36 177 3040 100%
PARTICIPACION 89% 4% 1% 6% 100% -
TOTAL PAIS 2698 129 36 177 3040 100%
Aspectos Regulados
En Bolivia, la calidad de la potencia también es evaluada tomando en cuenta los estándares
sobre diferentes categorías que incluyen: El nivel de tensión, flicker, armónicos y otras
distorsiones, y servicio al cliente.
Hay cuatro fases en el desarrollo e implementación de la regulación Boliviana.
Como en los otros países, las fases están diseñadas para alentar la aplicación y control de
indicadores y tolerancias de forma gradual. Las primeras dos fases, preliminar y de prueba
(12 meses), requieren el establecimiento y evaluación de las metodologías de verificación y
control de los indicadores de calidad. La verificación y control durante la fase de transición
(24 meses) será desempeñada en el nodo de compra (u otros puntos definidos por la
Superintendencia). El proceso se basa en indicadores globales a diferentes niveles de
tensión.
En el periodo definitivo, el servicio se controla al nivel del alimentador en alta y media
tensión y globalmente en bajas tensiones.
Penas y Monitoreo
En el periodo definitivo la empresa distribuidora puede penalizar aquellos clientes que
producen perturbaciones y que exceden las tolerancias establecidas en la regulación.
También, la Superintendencia aplicará las reducciones en renta a las empresas distribuidora
según una metodología, basada en el valor de servicio en condiciones de mala calidad. La
cantidad de estas reducciones de transferirá a los clientes en altas y medias tensiones, como
un crédito en la próxima factura después del periodo de control. Los clientes calificados
son aquellos atendidos por las instalaciones que fallaron. En el caso en que el punto de
medida está relacionado a muchos clientes a la vez, la reducción se transferirá a todos los
clientes en proporción a sus niveles de consumo.
2.2. ANÁLISIS COMPARATIVO (Latinoamérica)
En esta sección se analizaron los estándares de calidad establecidos por las regulaciones
que controlan la operación del servicio eléctrico en distintos países Latinoamericanos,
incluido Colombia.
Tensión
En la tabla 2 se incluye un esquema comparativo con los requerimientos de tensión
incluidos en las regulaciones de algunos paises de Latino América. En Estados Unidos y
Europa los estándares de calidad se basan principalmente en recomendaciones y no son
resultado de una regulación específica.
Tabla 2. Fluctuaciones de tensión
Baja Tensión Media Tensión Alta Tensión
% Sup. % Inf. % Sup. % Inf. % Sup. %Inf.
Argentina (aéreo) 8 -8 8 -8 5 -5
Argentina 5 -5 5 -5 - -
Argentina (rural) 10 -10 - - - -
Bolivia (normal) 4 -7.5 5 -7.5 5 -7.5
Bolivia 7 -10 5 -10 5 -10
Chile (urbano) 7.5 -7.5 6 -6 5 -5
Chile (rural) 15 -15 12 -12 6 -6
Perú (urbano) 5 -5 3.5 -3.5 - -
Perú (rural) 8 -8 5 -5 - -
En los países Latinoamericanos como Argentina, Bolivia, Chile y Perú, la estabilidad de la
tensión se evalúa a través de regulaciones oficiales y no hay uniformidad en los criterios
para definir el rango máximo permitido de variación de la tensión nominal. Sin embargo, si
se establecen estándares diferentes dependiendo del tipo de tensión involucrada.
Por ejemplo, en Argentina, Bolivia y Chile se especifican estándares de variación de
tensión nominal para la tensión alta, media y baja. Por otra parte, en Perú se aplica para la
red primaria (media tensión) y la red secundaria (baja tensión).
En Argentina se hacen cumplir límites en los distintos niveles de tensión (media y baja),
pero se hace una distinción entre las redes aéreas y las redes subterráneas. Además, existen
en general dos etapas en la aplicación de los estándares. La primera etapa es transitoria, y
únicamente se exigen requisitos de medición a nivel global. Después de 36 meses de
operación de la red, comienza una segunda etapa que exige estándares más rigurosos y que
se deben satisfacer a nivel individual. Finalmente en Argentina se definen estándares
menos rigurosos para regiones rurales.
Bolivia también considera dos periodos en la aplicación de la regulación; el transitorio y el
definitivo. En el primer periodo, al igual que en Argentina los requisitos de medición se
establecen a nivel global, para trasladarse luego a una segunda etapa donde, a diferencia de
Argentina, la medición global se mantiene para tensión baja, y se agregan requerimientos
individuales para tensiones medias y altas. Asimismo, la regulación Boliviana establece
estándares para situaciones contingentes especiales que pueden afectar la operación
eléctrica de la red en cada uno de sus niveles de tensión. Es importante hacer notar que en
la regulación Boliviana existe una distinción entre condición de funcionamiento normal y
una condición adversa de la operación, con estándares más rigurosos de variación de la
tensión nominal para el primero de los casos.
Perú establece los estándares de la variación de la tensión nominal en donde se distinguen
redes primarias y secundarias, y además, se diferencian sectores o áreas típicas de
distribución. Existen áreas típicas de distribución, que se definen en términos de la
densidad demográfica, demanda del promedio, etc.
Dados los estándares definidos, la regulación también establece indicadores de acuerdo al
nivel de tensión (una vez realizado el proceso de medición), que se utilizan más adelante
para controlar y evaluar el funcionamiento de la empresa concesionaria.
Finalmente, es importante mencionar que las regulaciones en Argentina, Perú y Bolivia
presentan mecanismos de compensación basados en la valoración monetaria de las
variaciones en la tensión que superan los estándares, dependiendo del tipo de consumidor,
etc. En Colombia el mecanismo se basa en la acumulación de un fondo de garantías para
compensar a los consumidores por las variaciones en la tensión. El mecanismo no
considera una valoración económica por parte del consumidor.
2.3 EUROPA
2.3.1 España
Marco Regulatorio
Actualmente existe una regulación, Reglamento de Verificaciones Eléctricas, que establece
un umbral de ± 7 % para baja tensión.
El operador utiliza un umbral ± 5 % para control de tensiones en la red nacional de
transmisión. Sin embargo, no hay una legislación bien definida relacionada con las normas
de calidad que describa compensaciones y penalizaciones.
Las empresas de energía pueden definir algunos parámetros en sus contratos con los
clientes, pero estas cláusulas no son el resultado de una legislación.
Tratamiento de la calidad
La nueva propuesta de regulación contiene una descripción detallada de las normas para
calidad con umbrales y penalizaciones de acuerdo con la ubicación de los clientes. Para la
calidad de la potencia suministrada los indicadores están basados en las normas UNE – EN
50 – 160, por consiguiente establece un umbral de ± 10 % para baja tensión. Este umbral
es el mínimo que se debe cumplir, pero también los clientes pueden fijar acuerdos libres de
costo con las empresas de distribución para establecer una calidad especial, mejor que la
regulada y con efectos privados.
Responsabilidades
La ley 22/94 sobre responsabilidad civil por daños causados por productos defectuosos,
establece que si los clientes demuestran que ha habido daños en sus instalaciones o en el
equipo ocasionados por exceso en la tensión, la empresa de energía tiene que pagarlos. En
la nueva propuesta de regulación los clientes serán reembolsados sino se cumplen las
normas específicas mencionadas.
La compensación debe ser pagada por la empresa distribuidora de energía sin que haya
reclamo del cliente.
2.3.2 Noruega
Noruega liberalizó su mercado eléctrico en el año de 1990, con la NVE (agencia reguladora
de noruega). El panorama era el siguiente:
Prácticamente la totalidad de la generación era hidráulica; había más capacidad de la
necesaria; existían más de 200 compañías eléctricas para un mercado de 4.5 millones de
personas. Esto último es debido a que la mayoría de las empresas de electricidad del país
son propiedad de los municipios.
Marco Regulatorio
La NVE se introdujo con la intención de cambiar completamente el marco regulativo. Sus
puntos clave son: Introducción de un mercado libre de generación; contratación libre del
proveedor de energía para cualquier cliente, incluso doméstico; acceso libre a las redes de
transporte y distribución mediante el pago de un peaje; nacionalización de la red de
transporte (un 85 % de la red); las empresas eléctricas locales siguen manteniendo el
monopolio de distribución por área geográfica, pero tienen que publicar las tarifas que
aplican de forma transparente y no discriminatoria. Estas tarifas se publican anualmente,
creando una competencia de imagen entre ellas. Sobre todo están gestionadas por los
municipios locales.
La evolución del mercado después de la entrada en vigor de la nueva ley se puede resumir
en los siguientes puntos: Energía eléctrica más barata para los grandes consumidores, y más
cara para los pequeños, mayor eficiencia de las empresas de energía. Se han producido
algunas fusiones entre las empresas más pequeñas en aras de la eficiencia; aparición de
brokers (interrupciones) de energía.
La agencia reguladora de Noruega (NVE) considera que la calidad actual del servicio de
energía eléctrica en el sistema noruego es excelente y, no es un factor de vital importancia.
Sin embargo, la NVE está considerando un diverso número de formas para manejar el
problema en el futuro cercano. Los métodos alternativos bajo consideración son los
siguientes:
• Definir los estándares técnicos de los diferentes aspectos de la calidad
• Supervisar el desarrollo en número y en tiempo, de las fallas de la red y de otros
aspectos de calidad. La NVE actualmente está reuniendo información.
• Incentivar a las empresas a acordar con sus clientes sistemas de compensación por la
energía de mala calidad.
Tratamiento de la calidad
Dentro de este marco, la legislación sobre calidad del suministro es muy escueta. La
regulación se reduce a tres puntos:
Controlar el nivel de tensión ( ±10 %), la frecuencia ( ±2 %) y por último y más interesante,
informar a los clientes sobre la calidad esperada en la zona, tanto de continuidad como de
calidad de la onda.
Toda calidad extra que se desee debe ser pactada entre el cliente y la empresa distribuidora.
Al no regular nada, se quería que el mercado mismo llegase al nivel de calidad que la
sociedad mandase en cada momento. Hay que tener en cuenta que cualquier cliente puede
elegir a quién compra su energía. Para poder controlar la evolución de la calidad y el
cumplimiento de las expectativas de calidad de la sociedad, se introdujo la obligación de
informar sobre calidad esperada en cada zona. Esta regulación ha provocado un cambio de
mentalidad de las empresas distribuidoras y de los clientes. Las reacciones más
importantes son las siguientes:
• Las empresas han adoptado voluntariamente la norma española EN 50160 [UNE – EN
50160], “Características de la tensión suministrada por las redes generales de
distribución”, octubre de 1996.
• Los clientes se vuelven más exigentes en cuanto a calidad del suministro se refiere.
Incluso ha habido campañas en la televisión impulsadas por las asociaciones de
consumidores.
• Se ha creado un comité compuesto por cuatro miembros (dos pertenecientes a las
empresas eléctricas y dos representantes de los clientes), único para todo el país,
encargado de arbitrar las quejas de los clientes contra las empresas, cuando hay daños
económicos.
• Las empresas han adoptado un plan de calidad, en parte para cumplir con la
obligación de informar que impone la NVE y en parte para obtener los conocimientos
necesarios para resolver los problemas relacionados con la calidad de suministro, ya
sea del punto de vista de los clientes o de las empresas. Este plan de calidad tiene los
siguientes objetivos principales:
- Establecer métodos de medición y documentación de la calidad uniformeas para
todas las empresas.
- Obtener el conocimiento necesario para adecuar la calidad a la necesidad de los
clientes y para resolver los problemas derivados de una mala calidad (ya sea para
asesorar al cliente o a la propia empresa).
- Cumplir con el requisito legal de informar a los clientes sobre la calidad que deben
esperar.
Este plan está financiado en gran parte por las propias empresas eléctricas y es realizado
por EFI, un instituto de investigación relacionado con las universidades y el conjunto de las
empresas eléctricas del país.
En este sistema no queda claro cuál es la medida de presión real que puede obtener un
cliente para obtener una mejor calidad si la desea.
Es verdad que puede contratar su energía a cualquier generador en el país, pero el negocio
de la distribución sigue siendo un monopolio y la calidad depende casi exclusivamente de
este sector. En el caso en que exista una distribuidora que solo distribuya, el único
incentivo que tiene es la opinión pública. Es obligatorio publicar los índices de calidad y,
de esta manera, se crea cierta competencia comparativa entre las empresas de hecho, ha
habido campañas de publicidad bastantes agresivas por parte de asociaciones de
consumidores para que los clientes exijan en su suministro.
Evolución futura
Esta situación antes descrita está evolucionando. Por un lado, la remuneración de la red de
transporte, hasta ahora por costes reconocidos, está cambiando a una remuneración por
limitación de ingresos (revisada cada 5 años). Este cambio de tipo remuneración ha llevado
a considerar la necesidad de controlar el nivel de calidad ofrecido; una limitación de
ingresos incentiva posponer posibles inversiones y reducir los gastos de mantenimiento.
Estos incentivos podrían llevar a una degradación de la calidad por debajo de los niveles
aceptables de calidad del servicio.
2.3.3 Inglaterra y Gales
Marco Regulatorio
El caso inglés constituye uno de los ejemplos de privatización llevada a cabo en el sector
eléctrico.
Dicha privatización ha venido acompañada de la introducción de la competencia (a través
del mercado spot de la energía: Pool) y de importantes estructuras. El negocio eléctrico es
regulado por la Oficina Reguladora (OFFER). Actualmente, existen cuatro áreas de
negocios diferenciadas; el servicio de distribución (Distribution), la comercialización
(Supply, la cual incluye los servicios de acceso de terceros a la red), la generación y
operación del sistema y transporte de energía eléctrica (en este caso estas dos últimas
funciones están juntas en un mismo agente).
En lo referente al servicio de distribución, hay que destacar que dicho servicio está
separado del correspondiente a la comercialización. Actualmente el mecanismo de
remuneración de las empresas distribuidoras es tal que dicha remuneración crece con la
energía distribuida.
Tratamiento de la calidad
En primer lugar cabe destacar que en el Reino Unido las empresas distribuidoras
únicamente son responsables de la calidad de la potencia suministrada dentro de sus propias
redes, es decir, no son responsables de garantizar el volumen de generación necesario para
abastecer la demanda, a diferencia del caso argentino. La normativa existente sobre calidad
está muy orientada hacia los aspectos de atención al cliente, existiendo únicamente una
normativa técnica sobre planificación en lo referente a la continuidad.
Los aspectos de atención al cliente son considerados bajo la normativa “Standard of
Performance”, la cual contiene las pautas que deben seguir las empresas distribuidoras en
cuanto a niveles mínimos garantizados de atención a cada cliente individual (guaranteed
standards) así como una serie de objetivos que reflejan de manera global la bondad de la
gestión de la empresa en lo referente a su relación con el consumidor (overall standards).
En caso de incumplimiento de los niveles mínimos garantizados, se establecen
penalizaciones económicas, las cuales serán abonadas a los clientes afectados. Dichas
penalizaciones oscilan entre 20 y 100 libras, dependiendo del aspecto no cumplido y del
tipo de cliente.
Dentro de los objetivos generales de calidad (overall standards), se controlan diversos
aspectos que no son solo de atención comercial. Por ejemplo, el porcentaje de clientes con
deficiencia en los niveles de tensión cuyos problemas deben ser recogidos en un
determinado tiempo. También se controlan aspectos como el número de lecturas anuales de
medidores, etc. El incumplimiento de estos objetivos no está sujeto a penalizaciones, pero
los resultados obtenidos son publicados por OFFER para así introducir cierta competencia
por comparación entre empresas, por motivos de imagen.
Además de esto, OFFER también pública encuestas a los clientes sobre el agrado de
satisfacción del servicio que reciben de la empresa, como medio de presión para que ésta
mejore sus niveles de calidad. Paralelamente las empresas deben informar al cliente al
menos una vez al año sobre el grado de cumplimiento de los niveles de calidad. Asimismo,
se contempla el establecimiento de un compromiso de calidad en cada revisión de tarifas.
Resultados Obtenidos
En Inglaterra existe un elevado grado de satisfacción del cliente con el nivel de calidad de
la energía que recibe.
El sistema de control de la calidad está muy enfocado a aspectos de la atención al cliente,
solo “monitoriza” un determinado número de servicios que presta la empresa distribuidora
al cliente. Es debido a que en los países industrialmente desarrollados, el nivel de calidad
técnica es considerado generalmente aceptable, mientras que la atención al cliente ha sido
descuidada debido a las situaciones de monopolio.
No está claro que esta situación siga igual con el cambio regulativo. Una crítica al actual
sistema de control de calidad radica en que los estándares actuales no diferencian entre los
tipos de clientes. Esto quedó de manifiesto en la encuesta “Electricity Services: The
Customer Perspective” Reporte Preparado por la Oficina de Regulación Eléctrica, marzo de
1993, en la cual se comprobó la existencia de varios tipos de clientes, con diferentes
exigencias en cuanto a niveles de calidad requeridos.
Será importante también observar la evolución de los aspectos técnicos de la calidad de la
potencia en esta nueva regulación.
2.3.4 Francia
Marco Regulatorio
El sector eléctrico en Francia está concebido como un servicio público el cual es
desempeñado por la empresa estatal EDF (Électricité de France) en régimen de monopolio.
Desde el punto de vista de la calidad, EDF lleva unos años implantando planes de mejora
de la calidad sobre todo en entornos rurales.
Estos planes se refieren sobre todo a reducción de la longitud de las líneas de MT, enterrar
líneas aéreas, etc.
Pero además de estos aspectos de planificación de las inversiones, EDF ha creado un tipo
de contrato nuevo, el contrato ÉMERAUDE “Contrat Émeraude pour la fourniture
d’énergie Électrique”, Electricidad de Francia 1996, que incluye el control de ciertos
aspectos de calidad. Este contrato establece, con los clientes que los suscriban, un
compromiso de calidad de la energía en aspectos tanto de calidad de la onda como de
continuidad.
Estos compromisos son distintos según sean los clientes. En él se fijan unos límites en los
niveles de perturbaciones y en los niveles de tensión existentes a partir de los cuales EDF
indemnizaría al cliente. Existen varias modalidades de este contrato.
El tipo de contrato más interesante es en el que se pueden acordar entre el cliente y EDF los
niveles de calidad garantizados. Se pueden fijar otros límites a los aspectos ya controlados
en el contrato tipo, o proponer controlar otros aspectos como ausencias de tensión. Las
indemnizaciones en caso de sobrepaso de los límites acordados serían las acordadas entre
las dos partes.
2.3.5 Holanda
Marco Regulatorio
Las autoridades en Holanda regulan las tasas de servicio de red y de suministro de
electricidad a clientes cautivos y son monitoreados por el director del Departamento.
En forma de enmienda a la Ley sobre electricidad de 1998 el director del Departamento
tiene la autoridad para fijar criterios de calidad para el suministro de energía que deben ser
cumplidos por quienes posean la licencia.
Estos criterios se relacionan con las especificaciones técnicas, la corrección del mal
funcionamiento del suministro de energía, la calidad de la potencia al cliente y el
otorgamiento de compensación en la eventualidad de un problema grave de
funcionamiento.
2.3.6 Australia
Marco Regulatorio
En Australia la distribución de energía eléctrica es la actividad que está regulado con base
en incentivos y es ejecutada por Oficina del Regulador General, de acuerdo a la publicación
del código de distribución de energía eléctrica de Abril de 1999. El indicador de referencia
fijado por este código se aplica a la calidad y a la confiabilidad del suministro de energía
eléctrica, que son detallados posteriormente en diversas categorías para las cuales son
asignados valores mínimos.
La calidad de la potencia suministrada incluye normas sobre frecuencia, tensión, factor de
potencia, armónicos, interferencia inductiva, tensiones de secuencia negativa, equilibrio y
distribución de cargas por fases.
Variaciones de frecuencia
Los límites de tolerancia de la frecuencia están entre 47.0 y 52.0 Hz
Variaciones de la tensión
Las variaciones de tensión están entre el 90 % y 110 % del voltaje nominal.
Distorsión armónica de tensión
La distorsión armónica de tensión no debe exceder 2 veces el nivel de continuidad de
distorsión permitida que se encuentra establecida bajo la norma Australian Standard AS
2279 parte 21, la cual está basada en la norma IEEE 519/92.
Fluctuaciones de tensión
Las fluctuaciones de tensión están sujetas bajo norma Australian Standard AS 2279 parte 4,
la cual está basada en la norma IEC 61000-4-7.
1NSW ELECTRICITY MARKET - NETWORK OPERATINGSYD5/179/285991.2
2.4 RESUMEN COMPARATIVO (Entre países citados anteriormente)
Tradicionalmente en un sistema clásico de energía eléctrica no había un reconocimiento
explícito de los costes de calidad, ni unos niveles considerados como óptimos o al menos
adecuados. Dentro de la ola de liberalización o de renovación de las regulaciones de los
sistemas eléctricos la regulación de la calidad se hace cada vez más explícita.
Entre los países revisados, en un extremo se encuentra Francia con un sistema totalmente
integrado, público y monopolista. En el otro extremo está Noruega con sistema totalmente
liberalizado, donde todos los clientes pueden acceder al libre mercado de energía eléctrica.
En todos ellos han aparecido novedades en cuanto a la regulación de calidad. Cada país ha
optado por un sistema de regulación propio, adaptado a su situación de nivel de calidad y
marco regulativo. Pero se pueden distinguir dos corrientes importantes:
• Dentro de los países desarrollados se tiende más hacia una regulación centrada en la
atención al cliente, dejando un poco de lado el aspecto técnico de la calidad. Estos
países suelen tener un nivel de calidad bueno, sobre todo para las necesidades de los
clientes domésticos. En cambio, las empresas distribuidoras no han cuidado
adecuadamente la atención al cliente al trabajar en régimen de monopolio. El caso más
llamativo es el de Inglaterra y Gales donde se penalizan bajos niveles de atención al
cliente. En Noruega se ha dejado hasta ahora que el libre mercado dictamine el nivel
óptimo de calidad, pero obliga a las empresas distribuidoras a informar a los clientes de
la calidad que van a obtener.
• Dentro de los países en vías de desarrollo se tiende más hacia una regulación de todos
los aspectos de la calidad. En estos países, una de las razones de la liberalización del
mercado ha sido la de mejorar la calidad técnica.
En algunos casos como en Argentina, el nivel de continuidad era alarmante para la
economía del país. De ahí que se hayan implantado las regulaciones de calidad más
completas y severas. Argentina regula todos los aspectos de calidad. Chile ha
seguido los mismos pasos, aunque con cierto retraso después de un primer intento
fallido.
Francia es un caso aparte, debido a su marco regulativo. El contrato ÉMERAUDE está
centrado en la calidad técnica, pero este contrato va dirigido únicamente a los grandes
clientes o clientes de media tensión o superior.
Este contrato cumple dos objetivos: Por un lado ofrece garantías de un cierto nivel de
calidad a los grandes clientes, preocupados por la calidad técnica; y por otro lado forma
parte de una campaña de imagen frente a la opinión pública, como mejora de la atención al
cliente.
Independientemente de estado de desarrollo del país, todos proponen una zonificación del
mercado servido a la hora de terminar niveles mínimos u objetivos de calidad del servicio
técnico.
Lo más normal es distinguir entre cliente rural y urbano, aunque las definiciones varían de
un país a otro. La definición más original la proponía Chile en el reglamento que no llegó a
aprobarse, en donde definía el cliente rural como aquel que se encontrase a más de 30 Kms.
de una subestación primaria. Es decir, hacía depender la calificación de cliente rural o
urbano de la propia red eléctrica. La calidad sigue distintos patrones según el tipo de
mercado servido, y es necesario definir distintos objetivos de la calidad según la zona.
En cuanto a los mecanismos propuestos para mejorar o mantener la calidad de la potencia,
prácticamente todos proponen penalizaciones en caso de incumplimiento que en algún caso
se combina con incentivos cuando se consiguen buenos niveles de calidad.
El hecho de tener incentivos en vez de únicamente penalizaciones también está relacionado
con el tipo de índices utilizados para medir la calidad. La regulacion más completa como
puede ser la Argentina utiliza índices individuales (en la última etapa) y únicamente
plantean penalizaciones. Los índices de sistema permiten medir la calidad de forma global,
y por tanto modular la remuneración de la empresa distribuidora para arriba (incentivos) o
para abajo (penalizaciones) en función de los resultados obtenidos.
En cambio, los índices individuales están más orientados a suministrar un producto al
cliente con una determinada calidad y por un determinado precio. En caso de
incumplimiento, se devuelve el dinero (penalización) al cliente. En cualquier caso,
prácticamente todas las regulaciones tienden a orientarse hacia un control de calidad
ofrecida a cada cliente mediante índices individuales.
Prácticamente todas las regulaciones propuestas dejan la posibilidad de pactar un mejor
nivel de calidad mediante un contrato particular entre el cliente y la empresa distribuidora
de energía.
Por último es necesario comentar el hecho de que algunas regulaciones se han implantado a
través de etapas.
El caso más significativo es el de Argentina, con dos etapas, la primera de las cuales
dividida en tres subetapas, además de una etapa preliminar.
En la tabla 3 que se muestra a continuación se resumen los puntos importantes de cada
regulación revisada.
3. ASPECTOS REGULADOS EN COLOMBIA
3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA
Antecedentes
En Colombia la energía eléctrica se conoció hacia finales del siglo pasado, en las diferentes
regiones del país fueron apareciendo empresas, que aunque en forma muy limitada,
suministraban el servicio, fueron las pioneras del futuro Sector Eléctrico Colombiano que
hoy existe.
En relación con la calidad del servicio de energía eléctrica, si los aparatos que utilizaban,
funcionaban correctamente con la energía suministrada y ésta conservaba correctamente sus
características técnicas como lo eran la tensión y la frecuencia y si el suministro era
continuo, esto es, sin que se produzcan interrupciones.
Se decía, entonces, que el servicio de energía eléctrica era de buena calidad. Como era
imposible mantener la frecuencia y la tensión en un valor completamente estático, se
aceptaban los siguientes rangos de variación2:
2 Documento “Antecedentes históricos de la producción de energía eléctrica en Colombia”.
• Frecuencia: 59.75 a 60.15 ciclos.
• Tensiones: +/- 5.0 %
Ya con la apertura económica y el establecimiento de una nueva constitución se dejaba
entrever que el Sector Eléctrico Colombiano se transformaría significativamente en los
siguientes años.
Se establecieron leyes que regularían los servicios públicos especialmente el de energía
eléctrica, se estableció un nuevo marco regulatorio, se independizaron servicios que se
prestaban en forma integrada.
Antes de entrar a regir la Ley 142 (Régimen de los Servicios Públicos Domiciliarios) y la
Ley 143 (Ley Eléctrica) de 1994 las empresas de energía en Colombia se regían por
normas Norte Americanas que a su vez son recomendaciones del IEEE, las cuales no tienen
carácter de obligatorio cumplimiento, y normas Europeas como IEC y CENELEC (Comité
Europeo de Normalización Electrotécnica) entre otras.
Ya con la publicación y ejecución de la Ley 142 y 143 de 1994 y la resolución 070 de 1998
de la CREG en la cual se establecen los criterios y se definen los indicadores mínimos de
calidad de potencia que tienen que cumplir las empresas.
3.2 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA EN
COLOMBIA
Aspectos regulados
El término calidad de la potencia suministrada se refiere a las perturbaciones y variaciones
de estado estacionario de la tensión y corriente suministrada por las empresas distribuidoras
de energía, tambien se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las
variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente3.
3.2.1 Frecuencia
La frecuencia es uno de los componentes más importantes de calidad de la potencia
suministrada.
Sin embargo, la frecuencia no se ve afectada significativamente por las acciones de las
empresas distribuidoras de energía, lo cual llevaría a pensar que no debería ser parte de las
normas de calidad y de incentivos para las empresas del STR(Sistema de Transmisión
Regional) y SDL(Sistema de Distribución Local).
3 Código de distribución, Comisión de Regulación de Energía y Gas, Res. CREG 070 de 1998.
Sin embargo, dado que las empresas distribuidoras de energía son responsables por la
calidad de la potencia suministrada y por el servicio prestado a los clientes conectados al
sistema, le corresponde también a las empresas distribuidoras de energía replicar contra los
terceros que originan el problema cuando ellas no son causantes de los mismos.
La frecuencia nominal del SIN es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre
59.8 y 60.2 Hz en condiciones normales de operación.
En estados de emergencia, fallas, déficit energético y periodos de restablecimiento, las
empresas distribuidoras de energía y los clientes deben tener en cuenta, que la frecuencia
puede oscilar entre 57.5 y 63.0 Hz por un periodo de tiempo de 15 segundos.4
3.2.2 Niveles de Tensión
Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus variaciones permisibles en la norma
NTC 1340 o internacionales ANSI C.84.15; define que las tensiones de servicio de energía
eléctrica deben variar levemente durante el día, debido a que el consumidor requiere
diferentes cantidades de energía eléctrica durante las 24 horas del día.
4Código de Redes, Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución CREG 025 de 1995
5Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Código de Distribución. 1996. Pág. 16,48
3.2.2.1 Clasificación de los sistemas de tensión Norma NTC 1340.
De la norma NTC 1340, se tomaron las siguientes clasificaciones, que relacionan los
niveles de baja y media tensión correspondientes a los circuitos de distribución: [7]
a) Baja tensión
Son las tensiones nominales del sistema menores o iguales a 1000 V.
En la tabla 4 los sistemas trifásicos de 4 hilos y los sistemas monofásicos de 3 hilos,
incluyen circuitos monofásicos conectados a estos sistemas, bajo condiciones normales del
sistema se recomienda que la tensión en los terminales de suministro no difieran de la
tensión nominal en + 5 % y – 10 %.
Tabla 4. Sistemas de corriente alterna con tensión
nominal menor a 1000 V y equipo asociado.2
Sistema trifásico de 3 o 4 hilos Sistema monofásico de 2 o 3 hilos
Tensión nominal (Voltios) Tensión nominal (Voltios)
- -
120/208 -
- 120/240
127/2201 -
2201 -
277/480 -
480 -
1 Tensión no preferida. Se recomienda que este valor no sea usado para la construcción
futura de nuevos sistemas.
2 El equipo asociado de cada sistema debe ser apto para operar con las tensiones del sistema
pero su tensión nominal no debe ser necesariamente la misma.
b) Media tensión
Es la tensión nominal del sistema mayor de 1 kV y menor a 60 kV. Teniendo en cuenta las
mismas consideraciones hechas para el sistema de baja tensión tenemos:
Tabla 5. Sistemas de corriente alterna con tensión
nominal mayor a 1 kV y menor a 60 kV y equipo asociado3
Sistema trifásico de 3 o 4 hilos Sistema monofásico de 2 o 3 hilos
Tensión nominal (kV) Tensión nominal (kV)
4.16 -
- 7.62
11.41 -
13.2 -
13.81 -
34.5 -
441 -
57.51,2 -
1 Tensión no preferida. Se recomienda que este valor no sea usado para la construcción
futura de nuevos sistemas.
2 Tensión en proceso de desaparición.
3 El equipo asociado de cada sistema debe ser apto para operar con las tensiones del sistema
pero su tensión nominal no debe ser necesariamente la misma.
3.2.3 Fluctuaciones de tensión (Flicker)
Son alteraciones periódicas o cambios fortuitos del valor eficaz de la tensión durante un
tiempo corto. Se conoce normalmente como parpadeo o en inglés flicker.
Estas variaciones de tensión son causadas fundamentalmente por cargas tales como hornos
de arco, acerías y otros equipos de gran consumo, que usualmente se traducen en la
distorsión de la onda de tensión. La medición de las fluctuaciones de tensión se hace con
un “flickermeter” de acuerdo a la norma IEC 61000 – 4 – 7, este instrumento hace una
simulación luminaria – ojo – cerebro y da el valor máximo de las fluctuaciones en un
periodo de 10 minutos (Pst), o de dos horas (Plt).
Al final de cada día se obtienen 144 valores de Pst, los dos valores más grandes son
ignorados y solo el tercero es retenido con el más significativo y es denominado Pst.3 máx.
Umbral de irritabilidad del Flicker: fluctuación máxima que puede ser soportada sin
molestia por una muestra específica de población.
Indice de severidad del Flicker de corta duración (Pst): índice que evalúa la severidad
del Flicker en cortos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 10 minutos).
Se considera Pst = 1 como umbral de irritabilidad.
Indice de severidad del Flicker de larga duración (Plt): índice que evalúa la severidad
del Flicker en largos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 2 horas),
teniendo en cuenta los sucesivos valores del índice de severidad del Flicker de corta
duración según la siguiente expresión:
n Pst i Plt = 3 ΣΣ
i - 1 N
Al final del día 12 valores de Plt son disponibles y solo el mayor es tenido en cuenta.
Para cada sitio de medición solo dos valores de medición son retenidos al final del periodo
de medición: Pst.3.máx. y Plt. máx. los cuales deben ser comparados con los niveles
determinados por la tabla 6.
Tabla 6. Niveles de parpadeo establecidos
por la norma IEC 61000 – 4 –7
Fluctuaciones de tensión
(Flicker)
Baja y Media Tensión Alta Tensión
Pst 1.00 0.79
Plt 0.74 0.58
3.2.4 Factor de Potencia
El factor de potencia se refiere a la relación entre la potencia activa y la aparente consumida
por parte de los clientes. En Colombia el factor de potencia mínimo permisible deberá ser
igual o superior a cero punto noventa (0.90) y se encuentra definido en el Articulo 25 de la
Resolución CREG 108 de 1997. Los consumidores deben ser responsables por el pago de
los costos de corregir factores de potencia bajos. Estos costos son los de los equipos
requeridos en o cerca de los sitios de consumo.
3.2.5 Armónicos
3.2.5.1. Disturbios en la onda de tensión
Los parámetros de disturbios en la forma de onda de la tensión y el nivel de armónicos son
asociados especialmente a los clientes tipo comercial e industrial, debido a que estos
disturbios causan inconvenientes operacionales a equipos y a aparatos de estos clientes.
De otra parte, la distorsión armónica dentro de una instalación residencial puede exceder
los límites establecidos en la norma IEEE 519 de 1992 para sistemas de distribución sin que
causen problemas a los clientes de estas.6
Los parámetros que se evalúan dentro de este rango de disturbios, se considerarán como:
§ Disturbios de la onda de corrientes: armónicos.
§ Disturbios en la onda de tensión: fluctuaciones de tensión (flicker) y armónicos de
tensión.
Idealmente la onda de tensión entregada a un cliente y la corriente resultante son ondas
senoidales perfectas a 60 Hz. Sin embargo esto no es así, ya que estas ondas se
distorsionan por las características de las cargas y los transformadores. Por ejemplo, en el
caso del tercer armónico generado en los transformadores, las conexiones ∆ - Υ mitigan el
efecto a lo largo del sistema por ser corrientes de secuencia cero.
Cargas no lineales producen corrientes no senoidales (ricas en armónicos) a pesar de tener
una tensión senoidal pura aplicada. La corriente distorsionada provoca a su vez una
distorsión de tensión al fluir a través de las impedancias al sistema.
6 P. Barker, Short Thomas. “Power Quality Monitoring of a Distribution System”. IEEE Transaction on
Power Delivery. Vol. 9, Nº2, Abril de 1994
Hasta hace unos pocos años no se tenían mayores dificultades con las cargas de los clientes,
ya que estas se comportaban básicamente como elementos lineales, solo se prestaba
atención a los armónicos producidos por los transformadores.
Hoy en día el uso de modernos equipos que usan tecnología de estado sólido están
inyectando un amplio contenido de armónicos que deterioran la calidad de la onda de
tensión.
3.2.5.2 Fuentes de armónicos
Entre las fuentes más importantes de armónicos que se pueden encontrar en el sistema de
potencia tenemos:
• Transformadores.
• Convertidores estáticos.
• UPS.
• Rectificadores.
• Inversores.
• Hornos de arco y equipos de arco.
• Luminarias fluorescentes.
• Controladores de tensión.
• Variadores de frecuencia.
3.2.5.3 Problemas causados por los armónicos
La presencia de armónicos en la red es una situación no deseada ya que se pueden
ocasionar muchos problemas. La IEEE ha identificado áreas principales en donde los
armónicos causan problemas 7, algunos de estos se nombran a continuación:
3.2.5.3.1 En transformadores
• Mayores pérdidas en el cobre y en el núcleo.
• Sobrecalentamiento de devanados.
• Mayor corriente fluyendo por los devanados de alta.
• Derrateo en capacidades.
3.2.5.3.2 En máquinas rotantes
• Sobrecalentamiento.
• Oscilaciones mecánicas.
• Mayores corrientes de Eddy.
• Cambios en la distribución del flujo magnético.
7 A. Dominijan, G.T Heydt, “Directions of Research on Electric Power Quality”. IEEE Transactions onPower Delivery. Vol. 8, Nº 1, enero de 1993.
3.2.5.3.3 En sistemas de potencia
• Mayores pérdidas.
• Excesivas corrientes por neutros.
• Falla de aislamiento en equipos.
• Quema de fusibles.
• Sobrecalentamiento (en cables subterráneos).
• Inducciones peligrosas en estructuras metálicas.
• Problemas de operación en interruptores.
• Mal funcionamiento en dispositivos de protección.
• Interferencia telefónica.
• Interferencias con señales de control.
• Operación y daño de descargadores de sobretensión.
3.2.5.3.4 En banco de condensadores
• Sobretensiones.
• Mayores pérdidas.
• Sobrecalentamiento.
• Efecto corona.
• Pérdida de vida útil.
3.2.5.3.5 En procesos de medición
• Errores en la medida del kWh.
• Errores en elementos que utilizan el cruce por cero de la onda para efectuar procesos de
regulación
• Imprecisiones en los transformadores de corriente y de potencial.
• Se afectan algunos transductores electrónicos.
• Problemas en la medida de Vars.
3.2.5.4 Evaluación de armónicos
Las normas difieren a veces ampliamente de un país a otro con respecto a los valores
numéricos (determinísticos y probabilísticos) de los armónicos individuales y de la
distorsión total, de la localización, de la aplicación de los límites de armónicos, de los
parámetros eléctricos (tensión o corriente), de la variación en el tiempo de la distorsión, de
la responsabilidad y acción para corrección de los límites, etc.
Una norma sobre armónicos debe definir:
• El fenómeno es determinístico o estocástico?.
• Es necesario darle a la recolección de información un tratamiento estadístico?.
• Dónde deben medirse los armónicos, cerca de la carga no lineal, cerca al punto de
conexión a la red, cerca de la instalación más sensitiva?.
• Cuál es el procedimiento de medición?, Qué equipos, qué periodos, bajo qué
condiciones de carga y del sistema?.
Ante la ausencia de una única norma o recomendación internacional acerca de la limitación
de armónicos es común el cuestionarse cual será la norma adecuada para utilizar.
En la actualidad en Colombia los parámetros uniformes de medición del contenido de
armónicos en las ondas de tensión y corriente están definidos por la norma IEEE 519 –
1992 “Recommended practices and requirements for harmonic control in electrical power
systems”. La norma propone límites para:
• Distorsión de tensión producida a las cargas del cliente.
• La corriente armónica que el cliente puede inyectar al sistema.
• Calidad de la tensión, en lo que se refieren a armónicos, que la empresa distribuidora de
energía debe dar al cliente.
Los límites permitidos dependen del nivel de tensión al cual está conectado el cliente, del
tamaño relativo de la carga respecto al sistema, y del orden de los armónicos.
3.2.5.4.1 Armónicos de corriente
En condiciones normales de operación se deberá cumplir para un periodo de registros de
mediciones de una semana cualquiera del año o de siete días consecutivos que:
El 95% de los valores de los valores estadísticos de las corrientes armónicas y de su índice
de distorsión total (THD), evaluados cada 10 minutos (de acuerdo a lo establecido en la
norma IEEE 519), debe cumplir con lo indicado en la tabla 7.
Tabla 7. Niveles máximos de distorsión permisibles
de armónicos de corriente. Norma IEEE 519.
MAXIMA DISTORSION ARMONICA DE CORRIENTE EXPRESADA
COMO % DE LA FUNDAMENTAL
ORDEN DEL ARMONICO (ARMONICOS IMPARES)
ISC/ IL < 11 11<H<17 17<H<23 23<H<35 35<H TDD
< 20 4 2 1.5 0.6 0.3 5
20 < 50 7 3.5 2.5 1 0.5 8
50 < 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12
100 < 1000 12 5.5 5 2 1 15
> 1000 15 7 6 2.5 1.4 20
Los armónicos pares están limitados al 25% de los límites establecidos para los armónicos
impares.
Todos los equipos de generación de potencia están limitados a los valores indicados de
distorsión armónica de corriente, independiente de la razón ISC / IL donde:
ISC: Máxima corriente de cortocircuito en el punto común de conexión (PCC).
IL: Corriente nominal de carga (a frecuencia fundamental) en el PCC.
3.2.5.4.2 Armónicos de tensión
En condiciones normales de operación, se deberá cumplir para un periodo de registro de
mediciones de una semana cualquiera del año o siete días consecutivos que:
El 95% de los valores estadísticos de las corrientes armónicas y de su índice de distorsión
total (THD), evaluados cada 10 minutos (de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE
519), deben cumplir con lo indicado en la tabla Nº 8. (Los valores de las tensiones
armónicas se expresan en porcentaje del voltaje nominal).
• Los valores registrados del índice de distorsión total armónica (THD) deben ser
inferiores al 8%, en los sistemas de baja y media tensión; y al 3% para sistemas de alta
tensión.
Tabla 8. Límites de THD para armónicos de tensión. Norma IEEE 519.
ARMONICOS IMPARES NO
MULTIPLOS DE 3
ARMONICOS
IMPARES
MULTIPLOS DE 3
PARES
Or-
den
Armónico tensión (%) Or-
den
Tensión (%) kV Or-
den
Tensión (%)
<=110 kV >110 kV <=110 kV >110
kV
<=110 kV >110
kV
5 6 2 3 5 2 2 2 1.5
7 5 2 9 1.5 1 4 1 1
11 3.5 1.5 15 0.3 0.3 6 0.5 0.5
13 3 1.5 21 0.2 0.2 8 0.5 0.2
17 2 1 >21 0.2 0.2 10 0.5 0.2
19 1.5 1 12 0.2 0.2
23 1.5 0.7 >12 0.2 0.2
15 1.5 0.7
>25 0.2+1.3*25
/h
0.2+0.5*25
/h
4. ATENCIÓN AL CLIENTE
El nivel de atención al cliente se refiere al servicio que reciben éstos por parte de la
empresa que suministra el servicio de energía eléctrica
La atención al cliente es el aspecto de calidad del servicio de energía eléctrica menos
definido de todos. No se refiere a ningún aspecto del producto de electricidad sino de todo
lo referente a la relación comercial entre el proveedor del producto y el cliente comprador
del producto. No es por tanto exclusivo del suministro de energía eléctrica y es una
preocupación muy reciente en este campo. A este nuevo interés se une el hecho de que en
la mayoría de los procesos de liberalización de los mercados eléctricos, se planteó la figura
de las comercializadoras. La relación entre el cliente y la empresa distribuidora de energía
eléctrica cambiará mucho, sobre todo en lo referente a la atención comercial.
Los indicadores, en este caso buscan medir la eficiencia y rapidez con las que una empresa
atiende y resuelve solicitudes, quejas, tiempo para un cliente en una consulta telefónica y
reclamos de sus clientes en general.
En este punto se debe anotar que el nivel de servicio al cliente debe ser manejado con
criterio propio por la empresa que suministra el servicio, en donde este servicio estará de
acuerdo con los objetivos de competencia y calidad adoptados por cada empresa. Sin
embargo es necesario fijar niveles básicos de atención, que para el caso colombiano tiene
como fundamento la ley de servicios públicos.
4.1 QUEJAS Y RECLAMOS
De conformidad con la ley de servicios públicos se establece que cualquier cliente tiene
derecho a presentar a la empresa distribuidora de energía eléctrica quejas y reclamos
referentes al servicio que se le preste (Articulo 152 Ley 142 / 94).
Toda solicitud, queja o reclamo que formule un cliente, verbal o escrito deberá ser atendida
por la empresa que suministra el servicio dentro de los plazos fijados por el Artículo 158 de
la Ley 142 / 94:
“Artículo 158. Del término para responder al recurso. La empresa responderá los
recursos, quejas y peticiones dentro del término de quince (15) días hábiles contados a
partir de la fecha de su presentación. Pasado este término, y salvo que se demuestre que el
suscriptor o cliente auspició la demora, o que se requirió de la práctica de pruebas, se
entenderá que el recurso ha sido resuelto en forma favorable a él”. 8
Las empresas deben disponer de una oficina de atención al público y de formularios que
faciliten la presentación de las quejas y reclamos por parte de los clientes.
La ley también contempla el derecho de apelación que tomen las empresas respecto a la
facturación, este recurso debe interponerse dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha
de conocimiento de la decisión. En ningún caso, proceden reclamaciones contra facturas
que tuviesen más de cinco (5) meses de haber sido expedidas por las empresas de servicios
públicos.9
8 Congreso de Colombia. Ley General de Servicios Públicos Nº 142 de Julio de 1994.9 Ibid. Artículo 154.
4.2 INDICADORES DE GESTIÓN
Se entiende como indicador de gestión una medida cuantitativa que permite efectuar un
diagnóstico sobre el comportamiento de una variable de gestión, esta variable se refiere al
manejo financiero de la empresa y sus relaciones con los clientes. En este último aspecto
se han tomado los indicadores propuestos por la CREG en las resoluciones 005 y 023 de
1996.
Aunque estos indicadores pretenden evaluar la calidad de servicio al cliente, no existen en
la actualidad valores de referencia que permitan establecer un nivel preciso de servicios.
Los indicadores de gestión respecto a los clientes establecidos por la CREG son: 10
• Relación suscriptores sin medición (%).
El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.
No Suscriptores Sin Medición
% Suscriptores sin medición = x 100
No Suscriptores totales
10 Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Resoluciones 005 y 023 de 1996.
Se entiende como suscriptores sin medición aquellos clientes que se hallan conectado al
servicio y a los que se les está facturando el servicio sin el equipo de medición
correspondiente.
• Reclamos de facturación
El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras. Se contabilizan únicamente los
reclamos resueltos a favor del suscriptor.
No reclamos facturación
Reclamos facturación = x 10.000
No facturas expedidas
El índice resultante indica el número de reclamos por facturación recibidos por una
empresa, por cada 10.000 facturas expedidas por esa empresa.
• Atención reclamos servicio (Días)
El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.
Σ Fecha Solución Reclamo i – Fecha Reclamo i
Tiempo Recl. Serv. =
No Reclamos
El índice resultante indica el tiempo promedio de solución de reclamo.
• Atención solicitudes conexión (Días)
El indicador es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras), distribuidoras y
comercializadoras.
Σ Fecha de conexión solicitada i – Fecha solicitud i
Tiempo S. Conexión =
No Solicitantes
El índice resultante indica el tiempo promedio de conexión de un nuevo cliente desde la
solicitud de este a la comercializadora.
La dificultad de determinar qué es la calidad de atención al cliente, o más bien qué parte de
la atención comercial es importante para los clientes podría explicarse por el hecho de que
lo que realmente se persigue es la satisfacción del cliente con el servicio ofrecido. Se
puede conseguir medir la percepción que tienen los clientes de la calidad del servicio
ofrecido mediante encuestas apropiadas.11
Pero cualquier índice que mida la satisfacción del cliente con el servicio ofrecido sería muy
discutible, sobre todo en situaciones de monopolio en donde la relación entre cliente y
empresa distribuidora de energía no sigue los mismos patrones que en situación de
competencia.
11 Waker, G., Wojczynski, E., Billinton, R., “Interruption cost methodology and results – A
Canadian residential survey”, IEEE Trans. Power App. Syst., Vol. 102, pp. 3385 – 3391,
1983.
5. ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA
POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS
DISTRIBUCION
Este capitulo establece un conjunto de criterios y procedimientos para evaluar la calidad de
la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución de energía, con base en las
definiciones de calidad y parámetros relacionados con dicha calidad de la potencia descritos
en capítulos anteriores.
5.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA
ELECTRICA SUMINISTRADA A CLIENTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION
5.1.1 Objetivo
El objetivo de esta metodología, es plantear los diferentes pasos a seguir para evaluar y
analizar los problemas relacionados con la calidad de la potencia eléctrica suministrada a
clientes del sistema de distribución de energía eléctrica.
Para la obtención de índices confiables de calidad con procedimientos lógicos que lleven a
localizar las causas fundamentales de los problemas relacionados con ésta.
Esta metodología es aplicable principalmente a clientes tipo industrial, cuyos procesos se
vean afectados por la alteración de alguno de los parámetros eléctricos que se encuentren
relacionados con la potencia eléctrica suministrada.
5.1.2 Acciones
Se requiere de un procedimiento claro y sistemático para identificar y resolver los
problemas relacionados con la calidad de la potencia eléctrica suministrada.
5.1.2.1 Consideraciones generales
La información y mediciones obtenidas de los parámetros asociados a la calidad de la
potencia, identifican la solución a problemas relacionados con ésta o revela que los
problemas no están relacionados al sistema de potencia eléctrica.
5.1.3 Obtención de la información
Para determinar los problemas y los niveles de calidad en el sistema eléctrico de un cliente,
se puede comenzar evaluando el servicio actual que se le presta, e indagando cuales son los
problemas que se le vienen presentando, a través de la obtención de información por parte
del mismo y actualizando la información técnica de éste.
5.1.4 Pasos a seguir
• Planeamiento del estudio
• Definición del problema
• Inspección del sitio
• Monitoreo de la potencia
• Análisis del sistema, simulaciones y diseño de soluciones
5.1.4.1 Planeamiento del estudio
• Identificación del cliente
• Ubicación del problema
• Identificación de las fuentes de interferencia
5.1.4.2 Definición del problema
5.1.4.2.1 Conocimiento del problema
En esta fase se indaga directamente con el cliente sobre las tareas o procesos que se
desarrollan en su industria, y acerca de que tipos de problemas están afectando dichos
procesos y con que frecuencia; para que el cliente pueda describir algunos de los problemas
que le están afectando se le formulan las siguientes preguntas (cuando no se conoce los
problemas y sus causas):
- ¿ Corta duración de luminarias ?
- ¿ Sobrecalentamiento en los equipos eléctricos ?
- ¿ Problemas con el arranque de motores ?
- ¿ Parpadeo en las luminarias ?
- ¿ Ruido anormal en los equipos eléctricos ?
- ¿ Desconexión de motores por causa de las protecciones del mismo ?
- ¿ Fallas en computadores a causa de fluctuaciones de tensión ?
- ¿ Fallas de equipos como PLC’s y equipos con funciones de memoria ?
- ¿ Averías frecuentes en los equipos eléctricos ?
5.1.4.2.2 Identificación del problema
La insatisfacción en una determinada actividad, equipo o proceso es lo que posibilita la
afirmación de la ocurrencia de un problema.
La caracterización de éste implica la descripción de la situación en términos claros y si es
posible cuantificados; para la metodología es primordial identificar los problemas que se
encuentran relacionados con la calidad de la potencia eléctrica que afectan al cliente.
5.1.4.3 Inspección del sitio
Este paso es importante ya que se busca analizar y revisar los equipos existentes, con el fin
de verificar su correcta instalación, detectar posibles conexiones defectuosas o erróneas de
acuerdo a la configuración del circuito (incluyendo neutros y tierras) que puedan afectar su
funcionamiento, además se debe tener en cuenta lo siguiente:
Ø Tipo de servicio eléctrico (aéreo o subterráneo).
Ø Verificación del estado de los transformadores y fuentes de energía de la instalación
del cliente.
Ø Verificación del estado de la corrección del factor de potencia de la instalación. Para
lo cual es necesario la prueba de operación de cada uno de los bancos de
condensadores instalados en la instalación bajo estudio.
Ø Verificación de las condiciones de operación del cableado de potencia y control de
los diferentes procesos que se lleven a cabo al interior de las instalaciones eléctricas.
Esto se puede realizar por medio de inspecciones termográficas y un mantenimiento
de tipo preventivo a la instalación.
Ø Verificación de la calidad de las puestas a tierra de la instalación, ya que de un buen
sistema de referencia dependen muchos procesos que involucran electrónica en los
diferentes procesos que actualmente se desarrollan en clientes sensibles.
Ø Verificar la existencia de industrias vecinas las cuales podrían ser la fuente de
interferencias y/o alteración de los parámetros relacionados con la calidad de la
potencia, al interior de la empresa bajo estudio.
5.1.4.4 Monitoreo de la potencia
El monitoreo de la potencia, tiene como objetivo hacer un seguimiento al comportamiento
de las diferentes cargas que se puedan ver afectadas por la alteración de los parámetros
relacionados con la potencia eléctrica.
Este monitoreo se hace en el sitio de ocurrencia de los problemas, a través de la
observación, medida y recolección de hechos que puedan ser convertidos en datos
numéricos.
5.1.4.4.1 Desarrollo del monitoreo
1. Delimitar el área de posibles deficiencias con base en la información suministrada
por el cliente afectado y de la previa inspección del sitio Estas posibles deficiencias
pueden ser:
a. En la acometida (o PCC: punto de acople común) principal de entrada al
cliente.
Porque este es el punto donde se puede saber quién origina las perturbaciones y
porque las regulaciones así lo recomiendan.
b. Las cargas de mayor consumo o mayor importancia dentro del proceso del
cliente.
Porque la mayoría del proceso de una industria se concentra aquí.
c. Bancos de condensadores.
Porque permiten y facilitan la presencia de resonancias armónicas, además se
pueden encontrar los orígenes del bajo factor de potencia aguas arriba del punto
de aplicación
d. Fuentes generadoras de armónicos (UPS, Rectificadores, Mandos, Variadores
de Velocidad, etc.) y fuentes generadoras de interferencias electromagnéticas
(Hornos de Arco, Fuentes Conmutadas de altos consumos, etc.).
Porque se puede evaluar la influencia sobre el sistema de este tipo de fuentes.
2. Tomar mediciones de los parámetros eléctricos del circuito en puntos
determinados, estos parámetros incluyen:
- Nivel de tensión
- Flicker
- Nivel de armónicos
- Forma de onda
- Factor de potencia
- Corrientes
- Potencias
- Consumos de energía
3. Estas mediciones deberán realizarse en un tiempo no menor a siete días continuos
cualesquiera o en el tiempo de un ciclo de carga completa del proceso.
4. Considerar la información obtenida del circuito para determinar si se están
cumpliendo o no con los límites establecidos por la CREG y las recomendaciones o
normas internacionales.
5. La respuesta debe determinar la responsabilidad de la disminución del nivel de la
calidad de la potencia, es decir, si los disturbios son causados por la red pública o
por la(s) instalación(es) de el(los) cliente(s) que se vean afectados.
5.1.5 Recursos
En la aplicación de esta metodología se dispone de recursos tanto humanos como técnicos,
para la captura de la información necesaria y el análisis de los diferentes puntos del sistema
bajo estudio. Dentro de los recursos técnicos se cuenta con herramientas computacionales
y equipos de medida de los cuales se hace una descripción general a continuación:
5.1.5.1 Equipos de medida
Para cumplir con los objetivos de la metodología propuesta es necesaria la captura de
los parámetros eléctricos de los elementos principales del sistema.
Para la recolección de este tipo de información se cuenta actualmente con equipos de
medida de tipo digital que permiten la captura de información requerida para el análisis de
la calidad de la potencia en un cliente.
Para propósitos de referencia se ha elaborado la siguiente especificación de un equipo o
equipos de medida que son requeridos para el análisis de la instalación del cliente.
5.1.5.1.1 Analizador de redes eléctricas
Este instrumento se utiliza para medir, calcular y guardar en memoria los principales
parámetros eléctricos en una red (ver anexo A).
Especificaciones:
ø Cantidad de canales. 9 (4 de tensión, 5 de corriente).
ø Rango de tensión: valor eficaz de 0 a 707 V, pico de 1000 V.
ø Resolución de tensión: 14 bits, 90 milivoltios.
ø Precisión de la tensión: < 1% de plena escala, 0.5% típica.
ø Frecuencia de muestreo: 7.8 kHz., 128 muestras por ciclo.
ø Tiempo de respuesta de valor eficaz: 1 ciclo.
ø Medición de frecuencia: 45 - 65 Hz, resolución de 0.1 Hz.
ø Frecuencia de muestreo de impulso: pico de 100 - 6400 V.
ø Resolución de impulso: 10 bits, 12 voltios.
ø Precisión de impulso: 5% de plena escala.
ø Medición de armónicos: 0 - 63 armónico, ángulo de fase, magnitud.
ø Medición de fluctuaciones: 0.01 Hz a 30 Hz.
ø Potencia operativa: 85 - 264 V AC, 47 - 440 Hz, 10 - 15 CC, 40 VA.
ø Gabinete: resistente, protegido contra goteo (estándar) a prueba de intemperie y
ambiente hostil y contra radiaciones electromagnéticas.
ø Pinza Amperimétrica para medidas (ver anexo A)
Especificaciones:
• Rango de medida: 200 / 5 A, 500 / 5 A, 1000 / 5 A.
• Sobrecarga: 120% continuos, 250% por 5 minutos.
• Aislamiento: 5500 V rms, 60 Hz por minuto.
• Rango de salida: 3 VA a 30 VA.
• Clase de precisión:
Clase de precisión 2 1 0.5
Burden 20 Ω 10 Ω 5 Ω
Rango de frecuencia 30 a 9000 Hz 45 a 1000 Hz 50 a 400 Hz
Ventajas:
i. Permiten la captura de una gran cantidad de información por medio de un solo
equipo.
ii. Permiten un análisis digital de toda la información intercambiando la
información obtenida a cualquier base de datos para su análisis estadístico.
iii. La captura y análisis de ondas se realiza a grandes velocidades lo que permita una
información confiable respecto a medidores de menor resolución.
iv. Es posible la sincronización de varios medidores para que midan
simultáneamente en una instalación.
v. Permiten correlacionar eventos capturados con información externa capturada por
quien realiza las mediciones.
vi. Permiten la captura de información en intervalos de tiempo muy pequeños por lo
que se logra obtener variaciones pequeñas de los parámetros analizados.
Desventajas:
i. El costo de adquisición de este tipo de equipos es alto ( aprox. US$ 45000 ).
ii. El manejo de grandes volúmenes de información requiere herramientas de
software adicionales.
iii. En algunos casos los medidores que comercialmente se consiguen no son aptos para
trabajos en ambientes industriales por lo que se corre el riesgo de sufrir daños en el
equipo muy fácilmente.
5.1.5.1.2 Indicador de parámetros eléctricos
Son instrumentos que generalmente son instalados en tableros eléctricos con propósitos de
verificación, seguimiento y control de parámetros eléctricos en un determinado lugar (ver
anexo A).
Especificaciones:
ø Tensión: rango y resolución: 5.0 V a 600 V rms
± 5.0 V a ± 933 V pico.
ø Corriente: rango y resolución:1 A a 1000 A rms.
± 1.0 A a ± 2000 A pico.
ø Vatios / Volt-Amp.: rango y resolución: 0.0 W (VA) a 600 kW (kVA) rms.
± 0.0 W (VA) a ± 2000 kW (kVA) pico.
ø Armónicos de tensón; desde la fundamental hasta orden 13 ± (2% + 2 dígitos)
A orden 31 ± (8% + 2 dígitos).
ø Armónicos de corriente y vatios; desde la fundamental hasta orden13º ± (3% + 3
dígitos) + especificaciones de prueba
A orden31 ± (8% + 3 dígitos) + especificaciones de
prueba.
ø Frecuencia: rango y exactitud: 6.0 Hz a 99.0 Hz
Exactitud: ± 0.3%.
ø Factor de potencia: rango y exactitud: 0.00 a 1.00
Exactitud: ± 0.02%.
ø Factor de cresta: rango y exactitud: 1.00 a 5.00
Exactitud: ± 4%.
ø Medida y almacenamiento de consumo de energía activa y reactiva.
ø Retención de valores máximos y mínimos para cada parámetro.
Ventajas:
i. Son equipos de bajo costo.
ii. Permiten dar una idea general del comportamiento de los principales parámetros
eléctricos.
iii. En la actualidad permiten interconectar muchos medidores de este tipo por
medio de sistemas centralizados de control y seguimiento de parámetros.
iv. Permiten la evaluación de armónicos adicionalmente a los parámetros básicos de
tensión y corriente.
Desventajas:
i. La información que arrojan es menor comparada con los analizadores de redes,
por lo que el análisis de los diferentes parámetros es más global.
ii. Generalmente no poseen memorias de gran capacidad por lo que la cantidad
de datos que puede capturar es menor a la que se puede obtener con los analizadores
de redes.
iii. En algunos casos no permiten la exportación de datos a otras bases de datos por
lo que el análisis de los resultados es generalmente restringido a las capacidades del
software propios del fabricante.
5.1.5.1.3 Herramientas computacionales
Estas herramientas computacionales están diseñadas para el análisis de sistemas eléctricos y
el procesamiento de datos, en donde se pueden simular las diferentes configuraciones y
soluciones que el cliente puede implementar para mejorar la calidad de la potencia recibida.
Entre las herramientas que fueron consideradas en este análisis sin ser las únicas se
encuentran:
a. Programas para el análisis de sistemas de potencia (ASP).
b. Programas para el análisis de flujos de armónicos (AFA).
c. Programas para el análisis de sistemas de puesta a tierra (ASPT).
d. Programas de análisis de cortocircuito (ACC).
e. Programas para la coordinación de protecciones eléctricas (ACPE).
f. Programas para el análisis de transitorios (APT)
A continuación se realiza una comparación entre los siguientes programas de análisis de
parámetros eléctricos y modelación de sistemas de potencia existentes en el mercado.
Tabla 9. Paquetes de herramientas computacionales
Programas
Software
ASP AFA ASPT ACC ACPE APT
Power System
Analysis
Framework
(PSAF)[1]
Sí Sí Sí Sí Sí Sí
SPARD 2000[2] Sí No No Sí Sí No
EasyPower[3] Sí Sí Sí Sí Sí Sí
EMTP[4] Sí Sí No Sí No Sí
[1] Fabricante: Verbatim Corp. Charlotte, NC
[2] Fabricante: Energy computer systems, CO
[3] Fabricante: Power Systems Ltd. Egham, UK
[4] Fabricante: Celmcom Corp. USA
5.1.6 Soluciones técnicas
Las alternativas técnicas de solución para reducir el número y severidad de los problemas
de calidad de potencia eléctrica, van desde acciones sobre los propios equipos del cliente
hasta la intervención sobre el sistema de la empresa distribuidora de energía.
Dentro de las soluciones técnicas se recomienda:
• El mantenimiento preventivo y correctivo, involucra actividades de
prevención de fallas, poda de árboles, añadir sistemas efectivos de puesta a
tierra, tecnología de aisladores, cables de guarda, protección contra animales,
aislamientos en cables para el caso de las empresas distribuidoras de energía.
• Implementación de nuevas tecnologías de menor contaminación (compra de
equipos de nueva generación).
En la tabla que se muestra a continuación se realiza una comparación de las diferentes
formas de proteger una carga contra los efectos de interferencia electromagnética .
Tabla 10. Soluciones técnicas a problemas de potencia
Posibles
Interferencias
Reducción
de tensión
Impulsos Distorsión
de tensión
Salidas
de
servicio
Tensión
Neutro-
tierra
Disturbios
repetitivos
Sobreten-
siones
Transformador
de aislamiento
Sí (3) Sí (3) Sí (3)
Regulador de
Tensión
Sí (1) Sí (5) Sí (5) Sí (10)
Filtro / Supresor Sí (2) Sí (2)
UPS en línea Sí Sí (9) Sí Sí Sí (12) Sí (9) Sí
UPS auxiliar Sí Sí (2) (9) Sí Sí (2) (9) Sí (10)
Planta eléctrica Sí (1) Sí Sí Sí (8) Sí (12) Sí
Acondicionador
de potencia
Sí (1) (7) Sí Sí (11) Sí (12) Sí Sí (7)
Supresor de
picos
Sí (2) Sí (2)
Mover fuente de
interferencia o
rediseño del sist.
Sí (3) Sí (3) Sí (3)
(1) La reducción en la tensón puede exceder el rango límite del regulador de
tensión.
(2) El impulso dejar pasar (límite de supresión mínima), la cual puede ser más
grande que la capacidad de resistencia de la carga.
(3) El rediseño no puede aislar suficientemente la carga porque la fuente puede
ser común para ambos.
(4) El transformador no puede atenuar la interferencia lo suficiente como para
prever una ruptura.
(5) El mecanismo no puede proveer atenuación a los impulsos.
(6) Los circuitos con bypass pueden prevenir el aislamiento eléctrico.
(7) Algunas acondicionadores de potencia no ofrecen regulación en la tensión.
(8) Las salidas de servicio puede exceder por encima, aprovisionado por el
efecto flywheel de la planta eléctrica.
(9) El diseño de algunas UPS no aísla eléctricamente la carga durante una
operación normal, pero puede confiarse por encima de filtros o supresores
de pico.
(10) Algunos mecanismos no reaccionan de una forma correcta ante
sobretensiones.
(11) Los mecanismos deberán buscar la forma de onda seno.
(12) Los problemas de tensiones tierra-neutro debido a puestas a tierra mal
diseñadas requieren que sean rediseñadas.
5.1.7 Beneficios
Dentro de los beneficios que esta metodología ofrece se encuentran:
q Se obtiene información de los principales problemas de calidad de potencia que
afectan a un cliente, con lo cual la empresa distribuidora de energía y el cliente
podrán tomar las correcciones del caso.
q Por medio de la utilización de herramientas computacionales se podrá llevar a
cabo la simulación de las diferentes condiciones de operación del sistema con el fin
de analizar y detectar la situación o casos más críticos, especialmente cuando se
realicen nuevas expansiones en el sistema.
q Permite planeación de nuevas instalaciones eléctricas, teniendo en cuenta la
situación real del sistema bajo estudio.
q Permite evaluar la efectividad de la soluciones.
q Actualización de la información eléctrica y de configuración del sistema bajo
estudio.
q Se puede determinar con exactitud las fuentes que originan los problemas.
q Valoración de alternativas de solución.
5.1.8 Restricciones
La aplicación de esta metodología presenta algunas restricciones que describen a
continuación:
- Esta metodología solo podrá aplicarse a clientes cuyos procesos de producción se
encuentren visiblemente afectados por la alteración de los parámetros eléctricos y
aquellos clientes que posean equipos sensibles a dichas variaciones.
- Cuando se detecta que los problemas son originados externamente a la instalación del
cliente no se pueden tomar acciones correctivas efectivas sin la participación de otros
clientes en el circuito de alimentación y el operador de red responsable.
5.2 APLICACION DE LA METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA
CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA A UNA
INDUSTRIA PAPELERA.
5.2.1 Objetivo
El principal objetivo de esta sección es el de presentar los resultados de la aplicación de la
metodología descrita en la sección 5.1 aplicada a una industria papelera.
Lo anterior con el fin de obtener índices de calidad con procedimientos lógicos que
conlleven a localizar las causas fundamentales de las alteraciones de los parámetros
eléctricos al interior de la planta, determinando las acciones correctivas necesarias, para
mejorar la calidad en la instalación.
Las diferentes alternativas de solución se anexan en medio magnético.
5.2.2 Obtención de la información
Para determinar los problemas y los niveles de calidad en el sistema eléctrico de la
industria papelera se comenzó evaluando el servicio actual que se le presta, de igual manera
se indagó directamente con ellos, sobre los problemas que se le venían presentando los
cuales afectaban el desarrollo normal de sus procesos.
5.2.3 Pasos a seguir
5.2.3.1 Planeamiento del estudio
5.2.3.1.1 Identificación del cliente
El cliente en estudio es una industria papelera que se encuentra ubicada en Santafé de
Bogotá, en ella se realizan trabajos de impresión y encuadernación para diferentes
editoriales; está alimentada por una tensión de 34.5 kV, la capacidad de cortocircuito del
sistema de potencia es de 240 MVA en el punto de conexión al sistema de distribución.
Esta industria tiene una potencia de 3050 KVA, la potencia de las cargas de tipo no lineal
equivalen al 75 % de la potencia total de la planta. Dentro estas cargas se pueden encontrar
variadores de velocidad y alumbrado fluorescente. Las cargas restantes corresponden a
motores de inducción que equivalen al 25% restante de la potencia total.
5.2.3.1.2 Ubicación del problema
Para este caso los problemas ya se conocían y estaban ubicados en las máquinas de
impresión y centros de control de procesos, por medio de un estudio previo que el cliente
había realizado.
5.2.3.1.3 Identificación de las fuentes de interferencia
Las fuentes de interferencia son una combinación de varios factores entre los que se
encuentran; una gran variedad de cargas no lineales presentes en las máquinas, la presencia
de condensadores en baja tensión y una red de alimentación contaminada.
5.2.3.2 Definición del problema
Algunos de los problemas que la planta manifestaba tener eran: quema de tarjetas
electrónicas, fallas en el control de las máquinas, bloqueo de las mismas y un alto consumo
de reactivos.
5.2.3.2.1 Identificación del problema
Se identificó en la planta, que los principales problemas se debían a un bajo factor de
potencia y altas contaminaciones armónicas, lo cual indica que la planta es un agente
contaminante en el sistema eléctrico.
5.2.3.3 Inspección del sitio
Se revisaron los equipos y elementos en el sistema eléctrico de la industria papelera,
verificando su estado y condiciones de operación, obteniendo la siguiente información:
Transformadores:
Tabla 11. Transformadores existentes en la industria papelera
Transformador Potencia
(MVA)
Tensión (kV) Impedancia Estado Sist. Puesta
a tierra
TX 1 0.8 34.5 / 11.4 4.01 % Aceptable Aceptable
TX 2 1.25 34.5 / 0.395 5.52 % Aceptable Aceptable
TX 3 1 34.5 / 0.48 10 % Aceptable Aceptable
TX 4 0.5 11.4 / 0.22 4.37 % Aceptable Aceptable
TX 5 0.3 11.4 / 0.22 4.16 % Aceptable Aceptable
TX 6 30 / 44.8 115 / 34.5 10 % Aceptable Aceptable
TX – LITH2 0.5 0.38 / 0.44 7 % Aceptable Aceptable
TX 8 0.15 0.46 / 0.22 6 % Aceptable Aceptable
TX 9 0.15 0.38 / 0.22 6 % Aceptable Aceptable
Bancos de Condensadores:
Tabla 12. Banco de condensadores de la industria papelera
Condensadores Potencia reactiva(MVAr)
Tensión(kV)
Estado Sist. Puesta
a tierra
BC.1.B. 0.021 0.22 Aceptable Aceptable
BC.1.A 0.021 0.22 Aceptable Aceptable
BC.1.1 0.021 0.38 Aceptable Aceptable
BC.1.2 0.0145 0.46 Aceptable Aceptable
Cargas no lineales:
Tabla 13. Cargas no lineales de la industria papelera
Cargas No
Lineales
Potencia activa
(MW)
Potencia reactiva
(MVAr)
Tensión
(Kv)
Estado Sist. Puesta
a tierra
L1 0.064 0.063 0.22 Aceptable Aceptable
L2 0.005 0.00879 0.22 Aceptable Aceptable
L3 1 1.1 0-44 Aceptable Aceptable
L4 0.02025 0.00249 0.22 Aceptable Aceptable
L5 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable
L6 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable
L7 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable
L8 0.03 0.03 0.22 Aceptable Aceptable
L9 0.03 0.03 0.46 Aceptable Aceptable
L10 0.02582 0.00219 0.22 Aceptable Aceptable
L11 0.01656 0.035 0.22 Aceptable Aceptable
L12 0.129 0.0225 0.22 Aceptable Aceptable
L16 0.03 0.03 0.22 Aceptable Aceptable
L17 0.03 0.03 0.38 Aceptable Aceptable
L18 0.724 0.724 0.44 Aceptable Aceptable
L19 0.03 0.03 0.46 Aceptable Aceptable
L20 0.2 0.15 0.44 Aceptable Aceptable
L21 0.03 0.03 0.38 Aceptable Aceptable
L22 0.03 0.02 0.44 Aceptable Aceptable
L23 0.724 0.724 0.38 Aceptable Aceptable
L24 0.2 0.15 0.38 Aceptable Aceptable
Muller 1 0.036 0.036 0.46 Aceptable Aceptable
Muller 2 0.036 0.036 0.46 Aceptable Aceptable
Máquina 0.45 0.45 0.46 Aceptable Aceptable
Horno 0.15 0.15 0.46 Aceptable Aceptable
Barras:
Tabla 14. Barras del sistema eléctrico de la industria papelera
Barra Tensión (kV)
COD 34.5
PRINT. 34.5
TX – 1 Sec. 11.4
TX – 2 Sec. 0.38
TX – 3 Sec 0.46
TX – 4/5 PRINT. 11.4
BUS - 15 0.38
TX – 4 Sec. 0.22
TX – 5 Sec. 0.22
TD 01 0.38
TD 03 0.46
BC.1.B. 0.22
BC.1.A. 0.22
BC 1.1 0.38
TD 05 0.38
LIT 2 0.38
TD – 3 0.38
TD 06 0.46
TD 04 0.46
BUS - 22 0.22
LITH 2 0.44
BC 1.2 0.46
TD 09 0.22
El servicio eléctrico que recibe la planta es aéreo. El cableado de potencia y control de los
diferentes procesos están distribuidos por medio de bandejas portacables y 6 (seis) centros
de distribución.
Se verificó que las industrias vecinas son fuentes de interferencia armónica, razón por la
cual el sistema de alimentación está contaminado, según estudio realizado por la industria
papelera.
5.2.3.4 Monitoreo de la potencia
Para el desarrollo del monitoreo se siguieron los siguientes pasos:
5.2.3.4.1 Evaluación del sistema bajo condiciones normales de funcionamiento
Las mediciones realizadas de los parámetros eléctricos en los puntos de la instalación,
tuvieron como principal objetivo analizar el comportamiento general del sistema bajo
condiciones normales de operación. Los puntos donde se realizaron las mediciones fueron:
acometida principal, en las subestaciones principales, en las máquinas principales
(LITHOMAN y ROTHOMAN) y en algunos de los totalizadores.
En forma adicional, las mediciones permitieron determinar el comportamiento de las
distorsiones armónicas dentro de la planta, bajo las mismas condiciones durante un período
de una semana, el cual se puede considerar como un ciclo completo de operación.
Para la acometida principal y subestaciones eléctricas, se hizo el análisis de las tensiones y
corrientes en estado estable y sus correspondientes tasas de distorsión armónica y factor de
potencia, cuyos resultados generales son los siguientes:
Tabla 15. Resumen con valores promedio de las mediciones tomadas.
Ubicación
Tensión
promedio
[V]
VTHD [%]
Corriente
promedio
[A]
ITHD [%]
Factor de
potencia
Acometida Principal 35340 2.58% 12.9 20% 0.97
Sub 380V 1250 KVA 389 3.75% 300 30.60% 0.8
Sub 460V_ 1000 kVA 460 4.18% 290 20.11% 0.93
Sub 220V _ 500 kVA 229 4.64% 511 19.18% 0.9
Sub 220V _ 300 kVA 227 3.45% 203 10.08% 0.9
En relación con los valores medidos durante el monitoreo, se encontró que las condiciones
medidas sólo presentaron variaciones en la subestación de 380V, en la cual la carga varió
debido al funcionamiento alternado de las máquinas LITHOMAN durante el período de
medida.
Los valores resaltados en color rojo, indican valores de distorsiones armónicas altas que
superan o se encuentran cerca de los límites recomendados por la norma IEEE 519/92.
Desde este punto de vista, las subestaciones con un mayor nivel de contaminación armónica
en corriente son las de 380V y 460V (donde se encuentra el mayor porcentaje de carga de
máquinas rotativas).
Los valores de tensión, en general se encuentran dentro de los límites permisibles por la
norma NTC 1340 para cada uno de los niveles medidos.
a) Potencias y Factores de Potencia
El análisis de las potencias y los factores de potencia, es de gran importancia en el tipo de
estudio desarrollado, debido a que por medio de éste se puede definir la potencia por grupos
significativos de carga, y la influencia de los condensadores sobre el sistema.
Para el caso del sistema eléctrico de la INDUSTRIA PAPELERA, se consideró la
influencia de la operación de los bancos de condensadores en las subestaciones principales,
y aquellos instalados en los puntos de conexión de las máquinas ROTHOMAN Y
LITHOMAN.
La distribución y la magnitud de la potencia eléctrica consumida en cada una de las
subestaciones eléctricas de la industria papelera, se han resumido en la tabla 16:
Tabla 16. Distribución y magnitud de la potencia eléctrica consumida en cada una de
las subestaciones eléctricas de la industria papelera
Ubicación Potencia máxima
[kW]
Potencia promedio
[kW]
Potencia Media
[kVA]
Acometida Principal 1124 696 726
Sub 380V_ 1250 kVA 443 163.7 197
Sub 460V_ 1000 kVA 289 212 230
Sub 220V _ 500 kVA 256 183 203
Sub 220V _ 300 kVA 128 72 80
De este resumen se ha determinado la siguiente distribución de potencias en cada una de las
subestaciones eléctricas de la planta:
Figura 2. Distribución general de potencias
El comportamiento del factor de potencia en los datos generales tomados sólo presentó
deficiencias en la subestación de 380V, pero esto no se refleja en variaciones significativas
en la acometida general. Es recomendable una revisión general del banco de
condensadores de 380V.
5.2.3.4.2 Evaluación de las cargas principales
Las mediciones realizadas de los parámetros eléctricos en estos puntos de la instalación,
tienen como principal objetivo analizar el comportamiento de las principales cargas del
sistema, cuyas potencias son significativas respecto al total de la potencia consumida por la
planta.
Los siguientes resultados son los medidos en las principales cargas y se muestran en la
tabla 17:
DISTRIBUCION GENERALDE POTENCIAS
SUBESTACIÓN 300 KVA7%SUBESTACIÓN 500
KVA19%
SUBESTACIÓN 1000 KVA
32%
SUBESTACIÓN 1250 KVA
42%
Tabla 17. Medidas tomadas en las cargas principales
Ubicación Tensión
promedio
[kV]
VTHD [%] Corriente
promedio [A]
ITHD [%] Factor de Potencia
promedio
LITHOMAN 1 0.386 4.073 207.03 28.77 0.891
LITHOMAN 2 0.385 4.46 250.3 41.18 0.869
Totalizador 460 V 0.460 4.037 288.13 18.89 0.93
a) Análisis sobre Cargas Principales
Para la evaluación de las cargas del sistema, se tomaron como base las mediciones
realizadas en los alimentadores primarios, aguas abajo de los totalizadores de cada una de
las subestaciones.
; Tensiones, corrientes y distorsiones armónicas
Las tensiones y corrientes en las subestaciones y tableros principales, se consideran que
cumplen con los requerimientos mínimos para la correcta operación de las máquinas.
Los puntos más críticos para la instalación son las distorsiones armónicas en tensión, que
varían en promedio entre 3.16% hasta 5.73%, y las distorsiones armónicas en corriente
varían entre el 4.3% y el 43%. Estos valores de distorsión armónica indican una gran
variedad de cargas por lo cual se consideró para la implementación del modelo del sistema
en el software EasyPower, es suficiente un modelo basado en parámetros concentrados
(equivalentes) de los circuitos y cargas primarias de la planta.
; Potencias y factores de potencia
Para el análisis de la potencia eléctrica en cada una de las subestaciones, se elaboraron
gráficas de resumen, que ofrecen un panorama general de la distribución de cargas en cada
una de los centros de distribución.
1. Subestación 1250 kVA 380V - Rotativas.
Figura 3. Distribución de potencias en S/E de 1250 KVA
2. Subestación 1000 kVA 460V - Rotativas y fuerza
Figura 4. Distribución de potencias en S/E de 1000 KVA
DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 1250 KVA
LITHOMAN 131%
LITHOMAN 237%
TOTALIZADOR TD 05
32%
DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 1000 KVA
MULLER 1 1%MULLER 2
1%
TOTALIZADOR TD 072%
ROTHOMAN TD440%
TOTALIZADOR TD 06
56%
Otras cargas en consideración se encuentran en las subestaciones de 500 y 300 kVA
distribuidas de la siguiente manera:
3. Subestación 500 kVA - 220V - Libros.
Figura 5. Distribución de potencias en S/E de 500 KVA
4. Subestación 300 kVA 220 V - Libros (2)
Figura 6. Distribución de potencia en S/E de 300 KVA
DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 500 KVA
OFICINAS Y LABORATORIO
9% TALLER8%
TD COMPRESORES12%
TD PLEGADORAS23%
TD PLANETAS30%
MAQUINAS CIRCULARES
18%
DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 300 KVA
TOT C5A TD TRAFO 300
16%
TOT C2A TD TRAFO 300
19%
PLANETA 6B22%
PLANETA 743%
Dentro del análisis realizado de los factores de potencia en las cargas, se puede concluir que
éstos son bajos, demostrando la necesidad de tener compensación reactiva en los diferentes
puntos del sistema para el beneficio de los transformadores y del consumo general de
energía reactiva.
5.2.3.4.3 Verificación de la información capturada en campo y modelamiento del
sistema eléctrico en el software para análisis de sistemas de potencia EasyPower.
Las simulaciones fueron desarrolladas por personal con conocimientos en el manejo de
programas computacionales, y cedidas para el desarrollo de esta aplicación. Estas se pueden
ver en el anexo B (medio magnético).
5.2.3.4.4 Validación del modelo implementado
a) Modelamiento del sistema
Como parte importante del estudio desarrollado, se efectuó un proceso de modelamiento
del sistema eléctrico de la industria papelera, en el software para análisis de sistemas de
potencia “EasyPower”.
Para el desarrollo del modelo, fueron utilizados datos levantados en campo y los resultados
de las mediciones efectuadas en los diferentes circuitos del sistema de la industria en
mención.
Los resultados del modelo, fueron contrastados contra las mediciones efectuadas en campo,
y se seleccionó una condición de carga que fuese representativa de las condiciones
normales de operación de la planta. Con base en el modelo implementado, se efectuaron
diversas simulaciones encaminadas a determinar las posibles soluciones a los problemas de
armónicos que se encontraron en el sistema. Estas soluciones se presentan en los casos de
simulación, y se resumen en las tablas que se presentan en secciones posteriores.
En los casos simulados, se analizaron condiciones tales como la adición de filtros
armónicos, utilización de compensación reactiva en niveles de media tensión, y casos
donde se incluyen las dos alternativas anteriores.
b) Aspectos considerados en la implementación del modelo
Para la implementación del modelo del sistema eléctrico de la industria papelera en el
software EasyPower, se tuvieron en cuenta los siguientes aspectos:
Datos de la configuración del sistema.
Diagramas unifilares existentes.
Datos de placa de los equipos.
Tipos de cargas (lineales y no-lineales), y sus espectros armónicos medidos.
Longitud, calibres y disposición de los conductores.
Datos medidos de potencia, factores de potencia y contenidos armónicos en
alimentadores primarios y cargas principales de la planta.
Con toda la anterior información se desarrolló el modelo utilizado en el análisis, el cual se
verificó mediante comparaciones con los mediciones efectuadas.
En el modelo se hizo énfasis los siguientes niveles de tensión: 34.5 kV, 11.4 kV, 460 V y
380 V. En niveles inferiores de tensión, los modelos se implementaron por medio de
sistemas equivalentes, debido principalmente a que el sistema de 220 V, sólo representa
cerca de un 21% de la carga total del sistema.
Sin embargo, el sistema de 220 V fue tenido en cuenta hasta los alimentadores primarios a
la salida de los transformadores.
5.2.3.4.5 Análisis del sistema, simulaciones y diseño de soluciones
En las simulaciones efectuadas y diseño de soluciones, se efectuaron los siguientes
cálculos:
• Cálculos de Flujo de Potencia: por medio de éstos, se determinaron las tensiones,
corrientes, potencias activa y reactiva, niveles de tensión, factores de potencia y
verificación de las capacidades de transformadores y de conductores.
• Cálculos de Cortocircuito: por medio de éstos, se determinaron los niveles de
corrientes de cortocircuito en todos los niveles de tensión del sistema eléctrico de la
industria papelera. Se presentan los resultados de corrientes simétricas y asimétricas de
cortocircuito trifásico. Estos cálculos sirven de base para el cálculo de los límites de
distorsiones armónicas en corriente al interior del sistema.
• Cálculos de Armónicos: mediante estos cálculos se presentan los niveles de distorsión
armónica en tensión y en corriente, factor K de los transformadores, tensiones y
corrientes RMS equivalentes, factores de derrateo de transformadores, evaluación del
cumplimiento de la norma IEEE 519/1992 en el punto de acople común (PCC).
En 34.5 kV (medidor de energía), y características típicas de operación del sistemadesde los diferentes niveles de tensión, presentadas por medio de barridos defrecuencia.
• En algunos de los casos simulados no se presentaron los niveles de corrientes de
cortocircuito, debido a que éstos son los mismos del caso base.
Para el análisis del comportamiento del sistema eléctrico de potencia de la planta, se
simularon o analizaron varias alternativas, las cuales se resumen en la tabla a continuación:
Tabla 19. Simulación y análisis de las diferentes alternativas de solución
Item Nombre del caso Descripción
1 Caso baseConfiguración normal de operación del sistema de la industria
papelera.
2 Caso 2Sistema eléctrico con todos los bancos de condensadores
desconectados.
3 Caso 3Adición de filtros de armónicos en máquinas LITHOMAN 1 y
2, ROTHOMAN y en barrajes de 380 y 440V.
4 Caso 4El mismo caso 3, pero con filtros adicionales en los barrajes de
220V.
5 Caso 5Compensación reactiva en media tensión (34.5 kV) y retiro de
bancos de condensadores al interior del sistema.
6 Caso 6Compensación reactiva en media tensión por medio de un
filtro RC.
7 Caso 7El caso anterior pero con la adición de un filtro en el barraje de
entrada de la máquina LITHOMAN 2.
8 Otros Casos
Dentro de las alternativas evaluadas se encuentran otros casos
que fueron considerados dentro del análisis, algunos de los
cuales se presentan en secciones posteriores.
5.2.3.4.6 Análisis de las soluciones planteadas
Para las alternativas evaluadas dentro del análisis del sistema, simulaciones y diseño de
soluciones se tienen los siguientes comentarios:
1. Caso base
Este caso corresponde con las condiciones de operación normal en el sistema eléctrico de la
industria papelera.
Para el modelamiento, se tuvo en cuenta una condición de carga que fuese representativa de
la operación normal de la planta, manteniéndose en niveles cercanos a sus condiciones de
carga máxima.
Esta condición se tomó como un consumo total de la planta de 1MW de energía activa, con
un factor de potencia de 0.96.
; Flujo de Potencia
Como resultado del modelamiento, no se encontraron problemas de sobrecargas en equipos
ni de bajo factor de potencia. Las tensiones se encuentran en niveles adecuados para la
operación de los equipos.
; Armónicos
Las distorsiones armónicas en todos los niveles de tensión del sistema, se encuentran por
encima de los límites establecidos por las recomendaciones de la NORMA IEEE 519/1992.
En especial, es de considerar que los límites de corriente establecidos para el punto de
acople común entre CODENSA y de la industria papelera al nivel de 34.5 kV, se
sobrepasan ampliamente, ocasionando que no se cumpla con las regulaciones establecidas
en la CREG 070 /1998.
Por las anteriores razones, es necesario plantear alternativas de solución al problema de los
armónicos, que permitan el cumplimiento de las regulaciones vigentes.
2. Caso 2
Bajo las mismas condiciones de carga de la planta, se simuló el caso de operación sin
condensadores. Lo anterior para evaluar el efecto de la presencia de los condensadores en
el sistema, desde el punto de vista de los armónicos.
; Flujo de Potencia
En este caso, el factor de potencia se redujo hasta 0.75, con las condiciones de carga
tomadas como base para el análisis.
El consumo de potencia del sistema es de 1009 kW y 884 kVAr. Si se considera que para
un factor de potencia de 0.9, la potencia reactiva no debe superar 504 kVAr, se tienen 380
kVAr adicionales de consumo. Con el fin de estimar el costo de este consumo de energía
reactiva en el sistema eléctrico de planta, se tomó un costo de 80 pesos por kVArh, por lo
tanto, el costo en energía reactiva durante una hora será de 380 x 80 = $30.400, que en un
día se convierten en $729.600 y en un mes en $21´888.000. En un año el costo será de
$262´656.000.
Como se observa, el costo en energía reactiva será alto si se opera sin los condensadores,
por lo tanto, desde el punto de vista económico, la operación sin los bancos de
condensadores no se considera una solución adecuada.
En cuanto a la cargabilidad de los transformadores y los conductores, se encontró que no se
superan los valores de capacidad máxima, por lo tanto es posible la operación en estas
condiciones. Sin embargo, se debe tener en cuenta que para que en las grandes máquinas
no presenten problemas en su arranque, se debe reforzar la acometida de las mismas.
; Armónicos
La operación del sistema sin condensadores hace que las distorsiones armónicas en todos
los niveles de tensión del sistema, se reducen en forma considerable, manteniéndose por
debajo de los límites establecidos por las recomendaciones de la NORMA IEEE 519/1992.
En la tabla 20 se presentan las distorsiones armónicas en el punto de acople común en 34.5
kV, para cada uno de los casos evaluados.
Es de resaltar, que en el PCC las distorsiones armónicas en corriente se reducen alrededor
de un 80%, lo cual indica que los condensadores son los mayores causantes de los altos
niveles de distorsión armónica encontrados.
Como conclusión, se tiene que la operación sin condensadores no es factible en la
actualidad, debido a los altos costos que implicaría el pago de energía reactiva a la empresa
distribuidora de energía. Por lo anterior, se debe establecer una solución que al mismo
tiempo compense la energía reactiva y reduzca los niveles de armónicos.
3. Caso 3
En este caso se plantea la adición de filtros de armónicos en los puntos de mayor
generación de armónicos, los cuales son: los barrajes de las máquinas LITHOMAN 1,
LITHOMAN 2 y ROTHOMAN, y los barrajes generales de 380 V y 460 V. Los filtros
fueron dimensionados para compensar la potencia reactiva y para filtrar armónicos del
orden 5 y 7.
Estos filtros son del tipo red L-C resonante, en los sitios donde se adicionaron los filtros se
retiraron los bancos de condensadores existentes. Para mayor detalle ver el anexo B (medio
magnético).
; Flujo de Potencia
Las condiciones de flujo de potencia, no fueron muy diferentes al caso base, ya que los
filtros se dimensionaron para compensar la potencia reactiva. Por lo anterior, se puede
concluir que la adición de los filtros propuestos no afecta el consumo final de energía
eléctrica en la planta.
; Armónicos
En este caso, las distorsiones armónicas en el sistema se redujeron en comparación con el
caso base. En el PCC por ejemplo se tienen distorsiones armónicas de 8.4 % en corriente y
de 2.2 % en tensión. Al evaluar el cumplimiento de la NORMA IEEE 519/1992 bajo estas
condiciones, se encontró que los niveles de armónicos se encuentran por debajo de los
límites, por lo tanto, es evidente que esta solución ayuda a la reducción de los problemas de
armónicos en la planta. Se recomienda que al implementar cualquier tipo de solución, se
deben efectuar mediciones luego de la puesta en funcionamiento de los mismos, para afinar
los filtros que dispongan de ajustes, y garantizar que éstos se encuentran cumpliendo las
funciones para las cuales fueron especificados.
Es importante mencionar que con esta solución, se logra el cumplimiento de la
recomendación IEEE 519/92 en el PCC, pero en el sistema de 220 V se puede esperar un
aumento en la distorsión armónica hasta un 4.1% en tensión y un 26% en corriente (los
niveles actuales son 3.5% en THD en tensión y 19% en THD de corriente).
4. Caso 4
En este caso se plantea la adición de filtros de armónicos en los barrajes de las máquinas
LITHOMAN 1, LITHOMAN 2 y ROTHOMAN, en los barrajes de las subestaciones de
380 V, 460 V y 220 V.
Los filtros fueron dimensionados para compensar la potencia reactiva y para filtrar
armónicos del orden 5 y 7. Los filtros son del tipo red L-C resonante.
En los sitios donde se adicionaron los filtros, se retiraron los bancos de condensadores
existentes. Para mayor detalle ver el anexo B (medio magnético).
; Flujo de Potencia
Las condiciones de flujo de potencia, no fueron muy diferentes al caso base, ya que los
filtros se dimensionaron para compensar la potencia reactiva.
; Armónicos
En este caso, las distorsiones armónicas en el sistema se redujeron considerablemente con
respecto al caso base, en todos los niveles de tensión.
En el PCC por ejemplo se tienen distorsiones armónicas de 6.3% en corriente y de 2.1% en
tensión. Al evaluar el cumplimiento de la recomendación IEEE 519/1992 bajo estas
condiciones, se encontró que los niveles de armónicos se encuentran por debajo de los
límites, cumpliendo con las disposiciones de la CREG.
Por lo anterior, ésta es considerada como una de las soluciones más recomendables para los
problemas de armónicos existentes en la actualidad en la planta.
5. Caso 5. Condensadores en media tensión
Dado que los condensadores en baja tensión han sido definidos como el punto más crítico
dentro de las distorsiones armónicas, en este caso se plantea la adición de condensadores en
34.5 kV.
Estos condensadores tienen como finalidad compensar la potencia reactiva que se consume
en el sistema eléctrico de la planta. De igual forma se retiran todos los bancos de
condensadores existentes en la planta en baja tensión. Para este caso se ha considerado la
limitante del banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, el cual es necesario
para el arranque de la misma. En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea
el refuerzo de la acometida para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque
de las mismas.
El banco de condensadores estimado para ser instalado en 34.5 kV, es de 400 kVAr (fijos),
los cuales deben compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier
condición de carga.
Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).
; Flujo de Potencia
Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1006 kW y 391
kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia promedio de 0.93.
Se evaluaron las capacidades de los transformadores y conductores del sistema bajo estas
condiciones, y se determinó que en el transformador de 500 kVA que alimenta la máquina
LITHOMAN 2, se pueden presentar problemas de sobrecalentamientos, debido a la fuerte
presencia de armónicos fluyendo a través de éste. Ese flujo anormal de armónicos es
ocasionado por una resonancia entre el transformador y el banco de condensadores, que
ocasiona que los armónicos de corriente inyectados por los demás equipos en el sistema
fluyan hacia el banco de condensadores.
; Armónicos
En este caso, no se observa una notoria mejoría en las distorsiones armónicas, debido a que
como se mencionó anteriormente, se produce una resonancia en el sistema hacia el 7º
armónico .
Ocasionada por el banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, y otro punto de
resonancia hacia el armónico 17 ocasionado por el banco de condensadores en media
tensión. Los niveles de distorsión en el punto de acople común están en 4.1% en tensión y
en 26.2% en corriente. La distorsión en corriente supera los límites establecidos en las
recomendaciones de la norma IEEE 519/1992.
Por lo anterior, esta alternativa no es recomendable debido a que los niveles de distorsión
armónica se mantienen altos tal como se mencionó y se puede tener problemas con el
transformador que alimenta la máquina LITHOMAN 2.
6. Caso 6. Adición de un filtro R – C en media tensión
En este caso se plantea la adición de un filtro tipo R-C en 34.5 kV, en lugar de sólo
condensadores.
Este filtro tiene como finalidad compensar la potencia reactiva que se consume en el
sistema eléctrico de la planta y evitar que se presenten resonancias con los condensadores,
que incrementen los niveles de armónicos.
En cuanto a los condensadores existentes al interior de la planta, se retiran todos con
excepción del banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, por razones técnicas
en el arranque de la misma. En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea el
refuerzo de la acometida para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque de
las mismas.
El banco de condensadores estimado para ser instalado en 34.5 kV, es de 400 kVAr, los
cuales deben compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier
condición de carga.
Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).
; Flujo de Potencia
Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1010 kW y 391
kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia de 0.93.
Al igual que en el caso anterior, se evaluaron las capacidades de los transformadores y
conductores del sistema bajo estas condiciones, y se determinó que en el transformador de
500 kVA que alimenta la máquina LITHOMAN 2, se pueden presentar problemas de
sobrecalentamientos, debido a la fuerte presencia de armónicos fluyendo a través de éste.
; Armónicos
En este caso, se observa una notoria mejoría en las distorsiones armónicas, pero aún se
mantiene el punto de resonancia hacia el armónico 7, ocasionado por el banco de
condensadores de la máquina LITHOMAN 2.
Los niveles de distorsión en el punto de acople común están en 2.8 % en tensión y en
18.4% en corriente. La distorsión en corriente supera los límites establecidos en las
recomendaciones de la norma IEEE 519/1992, por lo tanto no se recomienda esta
alternativa de solución.
7. Caso 7. Filtro R – C en media tensión y filtro L – C en equipo LITHOMAN 2
En este caso se plantea la adición de un filtro tipo R-C en 34.5 kV y de un filtro sintonizado
L-C en la máquina LITHOMAN 2. Estos filtros tienen como finalidad compensar la
potencia reactiva que se consume en el sistema eléctrico de la planta y evitar que se
presenten resonancias con los condensadores, que incrementen los niveles de armónicos.
En cuanto a los condensadores existentes al interior de la planta, tal como en el caso
anterior, todos son retirados, y en la máquina LITHOMAN 2 se adiciona un filtro
sintonizado para el quinto armónico, el cual compensa la potencia reactiva de la máquina y
ayuda en el arranque de la misma.
En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea el refuerzo de la acometida
para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque de las máquinas.
El filtro calculado es de 400 kVAr a 34.5 kV con una resistencia en serie de 25 ohmios, el
cual debe compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier condición
de carga..
Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).
; Flujo de Potencia
Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1010 kW y 387
kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia de 0.93.
Se evaluaron las capacidades de transformadores y conductores eléctricos y se determinó
que no se presentan problemas de sobrecargas ni de tensión en el sistema.
; Armónicos
En este caso, se observa que las distorsiones armónicas se reducen en forma considerable,
en todos los niveles de tensión del sistema.
En cuanto al punto de acople común en 34.5 kV, se tiene una distorsión del 11.8% en
corriente y del 2.5% en tensión, y respecto a la norma IEEE 519/1992, se cumplen las
recomendaciones establecidas en la misma.
Tabla 20. Resumen de potencias y distorsiones armónicas en el alimentador principal
a 34.5 kV
Potencia en 34,5kV Distorsión Armónica en el PCC 34.5 kV
CASOSkW KVAr FP VTHD ITHD ITHD
(IMPARES)
[LÍMITE 15%]
ITHD (PARES)
[LÍMITE
3.75%]
CUMP.
IEEE 519
Caso base 1003 170 0.98 2.4% 31.3% 28.19% 5.25% No
Caso 2 1009 884 0.75 2.5% 5.6% 6.71% 2.23% Sí
Caso 3 1005 290 0.96 2.2% 7.5% 6.44% 3.16% Sí
Caso 4 1006 280 0.96 2.1% 6.3% 5.13% 3.75% Sí
Caso 5 1006 391 0.93 4.1% 26.2% 25.66% 6.16% No
Caso 6 1010 391 0.93 2.8% 18.4% 17.32% 5.98% No
Caso 7 1010 387 0.93 2.5% 11.8% 11.36% 3.39% Sí
En la tabla anterior se presenta un resumen de las potencias, factores de potencia, factores
de distorsión armónica en tensión y corriente, y se evalúa el cumplimiento con la Norma
IEEE 519. Como se puede observar, los casos 2, 3, 4 y 7, cumplen con los requisitos de la
norma, pero los más recomendables son los casos 4 y 7 en los que además de solucionar los
problemas de armónicos en el sistema, se compensa el consumo de potencia reactiva.
8. Otros casos evaluados
Adicionalmente a los casos presentados, se evaluaron otras alternativas de solución, las
cuales se resumen en la tabla 21.
En los casos evaluados, se consideraron los siguientes:
• Sistema de la planta con la máquina LITHOMAN 2 fuera de servicio.
• Sistema de la planta con la máquina LITHOMAN 1 fuera de servicio.
• Cambio del transformador de 1.25 MVA a uno de 2 MVA.
• Caso en el que no se tiene distorsión armónica en 34.5 kV sin la presencia de la planta.
• Adición de un transformador de 1 MVA a 34.5 kV para alimentar exclusivamente la
máquina LITHOMAN 2.
• El mismo anterior pero con filtro RC en 34.5 kV, y sin los condensadores en el resto del
sistema.
Tabla 21. Resumen de distorsiones armónicas de otros casos evaluados.
Distorsión Armónica en el PCC 34.5kV
CASOSVTHD
[LÍMITE 5%]
ITHD ITHD
(IMPARES)
[LÍMITE 15%]
ITHD (PARES)
[LÍMITE
3.75%]
CUMP.
IEEE 519
Sistema Normal 2.4% 31.3% 28.19% 5.25% No
Sist. Sin Lithoman 2 2.4% 26.8% 19.3% 3.23% No
Sist. Sin Lithoman 1 2.4% 35.1% 25.33% 4.19% No
Cambio Trafo. 1.25 a 2
MVA2.7% 33.5% 30.3% 5.19% No
Sin distorsión armónica en
34.5 kV1.1% 20% 17.42% 4.74% No
Lithoman 2 en 34.5 kV 2.54% 22.2% 20.26% 3.76% No
Lithoman 2 en 34.5 kV más
filtro RC en 34.5 kV2.7% 15.1% 14.07% 3.01% Sí
De los resultados obtenidos con estas evaluaciones, se encontró que el único que permite
que se cumplan los límites establecidos por la IEEE 519/92, es el caso en el cual se tienen
filtros en 34.5kV. Este caso se puede considerar como una alternativa de solución
aceptable que debe evaluarse desde el punto de vista económico, al igual que los casos 3,4
y 7 presentados anteriormente.
9. Observaciones de los resultados de las simulaciones
Con base en las simulaciones efectuadas y las diversas alternativas de solución planteadas,
se tienen las siguientes recomendaciones:
• Los problemas de altas distorsiones armónicas en el sistema eléctrico de la industria
papelera, son ocasionados por una combinación de factores, entre éstos la alta cantidad
de cargas de tipo no lineal existentes en la planta, la presencia de numerosos bancos de
condensadores que ocasionan que los armónicos se magnifiquen, y los armónicos
existentes en la red de media tensión de CODENSA.
• Con la simulación efectuada en el caso 2, en donde no se utilizaron bancos de
condensadores en todo el sistema eléctrico, se determinó que los armónicos se deben en
un 80% a problemas de resonancias entre los condensadores y las reactancias propias de
los equipos del sistema.
• Debido al bajo factor de potencia de las cargas de la planta, es requerido que se efectúe
compensación reactiva en la instalación, y teniendo en cuenta que los bancos de
condensadores magnifican los problemas de armónicos, se plantea la solución de
compensar la potencia reactiva por medio de filtros de armónicos, los cuales
adicionalmente, ayudan en la disminución de las frecuencias armónicas indeseadas.
• Las soluciones planteadas en los casos 4 y 7 son las más recomendables desde el punto
de vista técnico por cuanto se reducen los niveles de armónicos de manera que se
cumple con los requisitos de la recomendación IEEE 519 y de la CREG 070/1998, al
mismo tiempo que se compensa la potencia reactiva consumida por las cargas en la
planta.
5.2.4 Recursos
Para la captura de la información, se utilizaron las siguientes herramientas de medición y de
análisis:
1. Analizadores RPM para el análisis principal de fenómenos armónicos dentro de la
instalación, incluyendo acometidas eléctricas y cargas principales al interior de la
planta.
2. Analizadores de espectro FLUKE 41, para el análisis de cargas menores y alimentadores
de cargas no prioritarias dentro del análisis.
3. Analizadores de redes AR4 y AR5, utilizados para la determinación de los espectros
armónicos en diferentes puntos del sistema, y como complemento a las medidas
realizadas con el analizador RPM.
4. Software de análisis de sistemas de potencia EASYPOWER®, para el modelamiento y
simulaciones del sistema y las alternativas de solución a los problemas de armónicos.
5.2.5 Normas y documentos de referencia
Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los
valores permitidos o considerados como aceptables, por las normas y recomendaciones
nacionales e internacionales, las cuales se indican a continuación:
Ø NORMA IEEE 519-1992 Distorsiones armónicas permisibles.[16]
Ø NORMA ICONTEC 1340 - 1999 y ANSI C84.1 Variaciones de la tensión de la red
en estado ESTABLE en +5 % y -10 % con respecto al valor nominal. [7]
Ø Recomendaciones NFPA 70B. Recommended practice for electrical equipment
Maintenance. 1998 Ed. [2]
5.2.6 Conclusiones y recomendaciones
A través del análisis de los resultados obtenidos, tanto en campo como en las simulaciones
realizadas al sistema bajo estudio, se obtuvieron las siguientes conclusiones:
1. Los niveles generales de tensión y corriente se consideran estables respecto a otras
mediciones tomadas anteriormente en la planta, sin embargo, se debe tener en
cuenta que algunas mediciones de carga en las subestaciones de 1000 kVA y 1250
kVA se encontraron más bajas, por lo que para el análisis y el modelo fueron
utilizadas medidas anteriores en estos puntos del sistema.
2. Es importante resaltar que para el modelamiento del sistema fue utilizado un nivel
alto de operación del sistema (no el máximo), debido a que las condiciones de
producción de la planta son variables en el tiempo. Esta característica hace que los
modelos analíticos deban tener en cuenta las posibles potencias máximas de
operación y las más bajas, de tal forma que sea posible plantear soluciones acordes
con los puntos más probables de operación.
3. Las soluciones planteadas se basan en el hecho de que las altas contaminaciones
armónicas en corrientes presentes en la instalación indican que la industria papelera
es un agente contaminante en el sistema eléctrico.
Sin embargo, se debe aclarar que no es el único que introduce armónicos en elsistema, por lo que se recomienda llevar el estudio aguas arriba, involucrando aCODENSA, y a los demás del circuito de alimentación en media tensión.
4. De los resultados obtenidos, se hace evidente que para la solución de los problemas
de armónicos encontrados, se requiere de una alta inversión por parte de la planta,
por lo tanto se debe analizar la situación y plantear estrategias a seguir para la
implementación de estas soluciones.
5. Igualmente, se debe tener en cuenta que las soluciones a los problemas de
armónicos al interior de la planta, ayudan a mejorar las condiciones de alimentación
de todas las cargas en el sistema, reduciendo así el número de salidas debidas a
fenómenos eléctricos internos de la planta.
5.2.8 Análisis de beneficios – costos
Item Descripción Operación Total
A Costo de hora parada en proceso $14’000.000
B Número de horas paradas al año 40 h
C Costo de parada al año A x B $560’000.000
D Porcentaje de fallas eléctricas sobre el total
de horas de parada
40 %
E Costo de parada por fallas eléctricas C x D $224’000.000
F Costo aproximado de aplicación de la
metodología
$25’000.000
G Costo aproximado de soluciones $60’000.000
H Relación Beneficios / Costo E / (F + G) 2.63 %
5.2.9 Beneficios
; Se obtuvo información de los principales problemas que afectaban la calidad de la
potencia de la planta, además se encontró que en el mismo circuito se excedían los
niveles de armónicos permitidos en la red.
; Se determinaron con exactitud cuales eran las fuentes que originaban los problemas
en el sistema de la planta.
; El costo de inversión por parte de la planta para solucionar sus problemas es
económicamente viable con relación a las pérdidas que esta presentaba.
5.2.10 Restricciones
; Una solución definitiva involucra análisis y verificaciones similares en los otros
clientes ya que como lo dijimos anteriormente el sistema de alimentación se
encuentra contaminado, lo que incrementaría el costo y tiempo de este estudio.
5.3 ANALISIS Y METODOLOGIA PARA LA EVALUACIÓN DE PROBLEMAS
DE CALIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
5.3.1 Objetivo
Esta metodología tiene como objetivo, que las empresas distribuidoras de energía realicen
una evaluación de los problemas de calidad de potencia eléctrica suministrada, con el fin de
caracterizar aquellos parámetros presentes en el sistema, se ha escogido un circuito
industrial cualquiera para cumplir con el objetivo propuesto por la naturaleza y el
comportamiento en el tiempo de las cargas conectadas en el mismo.
5.3.2 Procedimiento de la metodología
La metodología propuesta para evaluar la calidad de la potencia eléctrica, es el desarrollo
de unos procedimientos que se describen a continuación:
S Conocimiento del problema.
S Análisis preliminar.
S Planificación del trabajo.
S Equipos de medida empleado.
S Post-procesamiento de la información recolectada en campo.
S Referencias y normas utilizadas
A continuación se describe cada uno de estos pasos.
5.3.2.1 Conocimiento del problema
En esta fase se evalúan las condiciones reales en que se encuentra el circuito de
distribución, procurando obtener la mayor cantidad de información acerca de las
ocurrencias y duración de los problemas que lo afectan.
5.3.2.2 Análisis preliminar
Éste se realiza mediante la Identificación de las cargas conectadas al circuito, ya sea por
que reciben o generan perturbaciones, además de la evaluación de todas las fuentes
(elementos activos y/o pasivos) de energía eléctrica disponibles en el sitio. Se realiza un
levantamiento del plano unifilar del circuito desde el alimentador principal de alta o de
media tensión, hasta las cargas principales de dicho circuito.
5.3.2.3 Planificación del trabajo
Después del análisis preliminar, se planifica cuidadosamente el trabajo a realizar en campo,
para evitar tener que regresar al circuito en mención con el fin de tomar mediciones
faltantes.
De un correcto planeamiento se obtienen los datos adecuados y necesarios para los análisis
posteriores.
5.3.2.3.1 Plan de medición.
Objetivo
El plan de medición tiene como objetivo, realizar mediciones en cada uno de los puntos
seleccionados, para hacer un seguimiento del comportamiento de los parámetros eléctricos
tales como tensión, corriente, potencia, factor de potencia y distorsiones armónicas como
mínimo y así caracterizar su comportamiento mediante herramientas estadísticas.
A continuación se describe los pasos que contiene esta fase:
En el estudio de un circuito es necesario evaluar por lo menos tres puntos a lo largo de éste
(inicio – mitad – final).
a. Donde medir?
De acuerdo con las experiencias obtenidas por los investigadores del tema, el punto
de acople común (PCC), definido como el punto donde se conecta el circuito de
distribución a la subestación y los clientes (ó cargas) al circuito, son los puntos
indicados para realizar la medición, no solo para realizar el estudio de caracterización
sino también para realizar el seguimiento a los límites que establecen las normas.
b. Como medir?
Para tal fin en cada punto seleccionado dentro del circuito a analizar se procede a
instalar equipos de medidas en el punto de acople común (PCC) del circuito en la
subestación a la salidas de las celdas y en los clientes en los puntos de conexión al
circuito, permitiendo el registro de los parámetros fundamentales de la carga, es decir
su tensión y corriente en las tres (3) fases a través de un muestreo realizado en un
tiempo determinado y durante un periodo de una semana completa.
c. Que variables medir?
Con el objeto de conocer el comportamiento tanto de las señales de tensión
suministrada por la empresa distribuidora a sus clientes como de las señales de
corriente que fluyen desde las subestaciones de la empresa hacia las cargas de los
clientes se aconseja realizar una medición trifásica simultánea de las tres (3) señales
de tensión y tres (3) de corriente, factor de potencia, distorsión armónica total de
tensión y corriente, fluctuaciones de tensión, frecuencia, potencia activa, reactiva y
aparente.
d. Cuanto tiempo medir y cada cuanto realizar el muestreo?
Se llego a la conclusión de que en general una medición que se realice durante una
semana completa permite identificar el comportamiento de las cargas de una manera
cíclica. Ahora para la otra pregunta, es decir la del muestro, tiene una importancia
grande por que si se desea realizar un análisis estadístico la influencia de un
comportamiento estará ligada no solo a la calidad sino también a la cantidad de
información que se pueda recolectar. A este respecto se opta por realizar el muestreo
de acuerdo a la capacidad de adquisición de datos del equipo de medida.
5.3.2.4 Equipos de medida empleados
Para la medida se utilizan por lo menos dos equipos de medida (analizadores de redes), de
tipo trifásico, con capacidad de capturar eventos y parámetros de calidad de potencia (entre
más parámetros mida mejor). Se recomienda que los equipos sean de la misma marca,
especificación y rangos de medida, para que sea más sencillo correlacionar la información
registrada por éstos. Adicionalmente, los equipos deben estar adecuadamente calibrados y
patronados.
Se instala un equipo en la subestación a la salida de la celda durante todo el tiempo que
dure la medición, y simultáneamente se realizan mediciones en la acometida principal de
los clientes utilizando otros equipos de medida. Entre más equipos se puedan disponer
simultáneamente, mejor será la calidad de la información que se registre, y menor el tiempo
de duración del diagnóstico en campo.
Con respecto a la instalación del equipo de medida en campo, esta puede realizarse de
diferentes maneras dependiendo de las condiciones del circuito y/o de la carga a analizar.
Puede hacerse la medición de corriente en forma directa (utilizando pinzas amperimétricas)
que se suministran con el equipo para diferentes rangos de corriente o por conexión a través
de shunt cuando la medición se realiza a través de transformadores de corriente, la
medición de tensión puede realizarse directamente a nivel de baja tensión o a través de
transformadores de potencial en media o alta tensión.
En forma complementaria, se puede realizar un registro fotográfico del circuito en estudio,
para hacer más didáctico y de fácil entendimiento el informe final.
5.3.2.4.1 Analizador de redes
Este instrumento se utiliza para medir, calcular y guardar en memoria los principales
parámetros eléctricos en una red (ver anexo B).
Especificaciones
ø Cantidad de canales: 6 (3 de tensión, 3 de corriente).
ø Rango de tensión: valor eficaz de 10 a 700 V.
ø Tensiones transientes: 50 – 6000 Vpk
1 microsegundo de duración mínima.
Precisión: ± 10% indicación ± 1% a plena escala.
ø Resolución de tensión: 14 bits, 90 milivoltios.
ø Precisión de la tensión: ± 1% de plena escala, 0.05% típica.
ø Tiempo de respuesta de valor eficaz: 1 ciclo.
ø Medición de frecuencia: 30 - 450 Hz, precisión de ± 0.2% de la indicación.
ø Frecuencia de muestreo de impulso: pico de 100 - 6400 V.
ø Resolución de impulso: 10 bits, 12 voltios.
ø Precisión de impulso: 5% de plena escala.
ø Medición de armónicos: 0 - 63 armónico, ángulo de fase, magnitud.
ø Potencia operativa: 85 - 264 V AC, 47 - 440 Hz, 10 - 15 CC, 40 VA.
ø Temperatura de trabajo: 41 ºF a 113 ºF
5 ºC a 45 ºC
Húmedad: 10% al 90% sin condensación.
ø Gabinete: resistente, protegido contra goteo (estándar) a prueba de intemperie y
ambiente hóstil y contra radiaciones electromagnéticas.
ø Pinza amperimétrica para medida (ver anexo B).
Especificaciones:
S Rango de medida: 1500 / 5 A, 2500 / 5 A, 3000 / 5 A.
S Sobrecarga: 120% continuos, 250% por 5 minutos.
S Frecuencia: de 45 a 9000 Hz.
S Aislamiento: 5500 V rms, 60 Hz por minuto.
S Rango de salida: 3 VA a 30 VA.
S Clase de precisión: 0.5
Ventajas:
i. Permite un análisis digital de la información intercambiando la información obtenida
a cualquier base de datos para su posterior análisis.
ii. Permite la captura de información en intervalos de tiempo muy pequeños
por lo que se logra obtener variaciones pequeñas de los parámetros analizados.
iii. Permite la captura de una gran cantidad de información por medio de un solo equipo.
iv. Permite correlacionar eventos capturados con información externa capturada
por quien realiza las mediciones.
Desventajas:
i. El costo de adquisición de este tipo de equipos es alto ( aprox. US$ 40000 ).
ii. El manejo de la información adquirida requiere de herramientas
computacionales adicionales.
iii. Estos medidores no son aptos para trabajos en ambientes corrosivos por
lo que se corre el riesgo de sufrir daños en el equipo muy fácilmente.
5.3.2.5 Procesamiento de la información recolectada en campo
Una vez se dispone de la información recolectada en campo, bien sea utilizando el software
de procesamiento incluido con los equipos de medición o con cualquier otro software
disponible se procede a realizar una evaluación preliminar de los datos obtenidos,
seleccionando la información requerida para el modelamiento en el software y para
determinar cuáles son los clientes más contaminantes y el (los) punto (s) del circuito donde
los problemas son más significativos.
5.3.2.6 Referencias y normas utilizadas
Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los
valores permitidos o considerados como aceptables por las recomendaciones y normas
nacionales e internacionales referentes a la calidad de la potencia.
5.3.3 Beneficios
- Por medio de esta metodología la empresa distribuidora de energía obtendrá una base
de datos, en la cual tendrá un control de toda la información de los principales
problemas de calidad de la potencia eléctrica que afectan a un circuito o sistema de
distribución, y donde fue posible solucionarlos, sabiendo el tipo de clientes, circuito,
ubicación, etc.
- Actualización de información sobre el circuito evaluado.
- Por medio de la utilización de software se puede llevar a cabo la simulación de las
diferentes condiciones de operación del sistema con el fin de analizar y detectar la
situación o casos más críticos.
- Obtención de información para el planeamiento de expansión del sistema de
distribución.
- Identificar agentes contaminantes en el sistema de distribución.
5.3.4 Restricciones
- Es una metodología que puede ser aplicada de forma independiente en el corto plazo,
pero los resultados son reales en el largo plazo.
- Depende del número de equipos instalados en cada uno de los circuitos; en la medida
en que se detecten problemas en varios circuitos será necesario la compra o
adquisición de más equipos.
5.3.5 Conclusiones y recomendaciones
Ø Desde el punto de la calidad de la potencia, las mejoras en ella se obtienen mediante
los diseños, remodelaciones de los actuales circuitos de distribución.
Ø Los diseños obtenidos utilizando programas especializados de optimización (como
Conductor Económico) integrados a sistemas de información geográficos permitirán,
al plasmarse en redes, una mejora sustancial en la calidad de la potencia suministrada.
Ø Implementar y mantener actualizadas las bases de datos con toda la información que
se obtengan de las mediciones descritas, incluyendo una que permita identificara
todos los clientes que son alimentados por cada:
- Alimentador de baja tensión.
- Subestación de distribución MT/BT.
- Alimentador de media tensión.
- Subestación AT/MT.
- Red de alta tensión.
5.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN
LP 11R (FIBREXA) PERTENECIENTE AL SISTEMA DE CODENSA
5.4.1 Objetivo
Este estudio tiene por finalidad presentar los resultados del monitoreo de los parámetros
eléctricos realizado en el circuito que alimenta las instalaciones de clientes industriales
ubicados en Puente Aranda.
Lo anterior con el fin de determinar las condiciones de operación del sistema eléctrico en
general y, en especial, al comportamiento descrito por la tensión, ya que algunos de los
clientes han manifestado su preocupación por variaciones en los niveles de tensión
suministrados por CODENSA.
5.4.2 Procedimiento de la metodología
La metodología aplicada al circuito en estudio evaluó la calidad de la potencia eléctrica y
su desarrollo se describe a continuación:
5.4.2.1 Conocimiento del problema
El circuito LP 11R (FIBREXA) está alimentado por un tensión de 115 kV (Laguneta –
Veraguas – Castellana) y éste, a su vez, alimenta cargas con una tensión de 34.5 kV por
medio de un transformador de 30 MVA.
Los parámetros del circuito son:
Circuito: LP 11R (FIBREXA)
Subestación: LA PAZ
Tensión Nominal: 34500 V
Potencia del transformador: 30 MVA
Tipo de clientes: industriales
Número de clientes: 5
Algunos de estos clientes manifestaban tener alteraciones o variaciones en la tensión que
recibían lo cual afectaba sus equipos y procesos que se desarrollan en cada uno de estos.
5.4.2.2 Análisis preliminar
Las cargas alimentadas por el circuito LP 11R son las siguientes: PLÁSTICOS
FLEXIBLES, IBERGLAS, WEST ARCO, CARTÓN DE COLOMBIA y FIBREXA.
También se evaluarón las fuentes (elementos activos y/o pasivos) existentes en el circuito.
El levantamiento del diagrama unifilar se muestra más adelante.
5.4.2.3 Planificación del trabajo
Se planificó cuidadosamente el monitoreo a realizar, especificando el circuito LP 11R
(Fibrexa), escogiendo el equipo de medida a utilizar programándole previamente los
parámetros eléctricos a medir y la rata de muestreo.
Se debe tener en cuenta que para la aplicación solo se dispone de un equipo de medida por
lo que la disponibilidad de éste es baja, dada la gran demanda de medidas que se deben
realizar.
5.4.2.3.1 Plan de medición
El punto de acople común (PCC), definido como el punto en el cual se conecta el circuito
de distribución a la subestación, fue el punto indicado para realizar las mediciones de
nuestra aplicación. Para lograr los objetivos propuestos fue monitoreada la acometida en
media tensión.
Para nuestro caso el circuito escogido para realizar las mediciones fue el LP 11R, ya que
algunos de los clientes manifestaban problemas de tensión, dichas mediciones fueron
tomadas en el barraje de 34.5 kV a las fases A, B, y C; del 13 al 15 de septiembre de 2000
con intervalos de 15 minutos (tiempo estimado debido a las restricciones en la capacidad de
captura de parámetros del equipo utilizado), con el fin de obtener los perfiles de carga, las
características de tensión, corriente y los niveles de armónicos.
5.4.2.4 Equipo de medición empleado
Para la medición y evaluación fue utilizado un equipo analizador de redes, marca
DRANETZ-BMI PP1 (ver anexo A), que se instaló en el barraje de 34.5 kV y se utilizó una
rata de muestreo de 15 minutos. Mediante el cual se logró determinar el comportamiento
de los principales parámetros eléctricos.
Los resultados de las mediciones realizadas se presentan en las figuras que se encuentran al
final de este estudio. Estas se comparan con los valores nominales recomendados, siendo
mostrados en forma gráfica para una mejor visualización y análisis de los resultados.
5.4.2.5 Procesamiento de la información
Una vez obtenida la información se utilizó la base de datos u hoja de cálculo para realizar la
evaluación de los datos obtenidos y compararlos con los límites establecidos por la CREG y
recomendaciones o normas internacionales relacionadas con la calidad de la potencia.
5.4.2.6 Referencias y normas utilizadas
Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los
valores permitidos o considerados como aceptables por las normas y recomendaciones
nacionales e internacionales indicadas a continuación:
• NORMA IEEE 519-1992 Distorsiones armónicas permisibles. [16]
• NORMA ICONTEC 1340, 1999 Y ANSI C84.1 Variaciones de tensión de la red en
estado ESTABLE en +5 % y -10 % con respecto al valor nominal. [7]
• Resolución CREG 070/98 - Código de Distribución. "Sección 6.2 Calidad de la
potencia Suministrada". [5]
26
5.4.3 Resultados obtenidos
Luego de evaluada la información recopilada en sitio durante el tiempo de monitoreo y
evaluación, se anotan los siguientes comentarios:
• TENSIÓN: El comportamiento descrito por la tensión a lo largo del tiempo es estable y
adecuado, ya que se encuentra dentro de los limites establecidos por la norma NTC
1340, es decir +5% -10% del valor nominal (19919 V fase neutro). Los niveles de
tensión promedio registrados entre fase y neutro fueron de 19856 V (34393 V fase-
fase), lo que es positivo dentro de la instalación ya que el valor es cercano al valor
nominal. Igualmente se resalta como positivo la baja dispersión o desbalance de las
tensiones que es del 1.5%.
El valor máximo de tensión registrado en el circuito fue de 34660 V y el mínimo fue de
34110 V.
33.800,033.900,034.000,034.100,034.200,034.300,034.400,034.500,034.600,034.700,034.800,0
10:4
5:00
14:0
0:00
17:1
5:00
20:3
0:00
23:4
5:00
03:0
0:00
06:1
5:00
09:3
0:00
12:4
5:00
16:0
0:00
19:1
5:00
22:3
0:00
11:4
5:00
15:0
0:00
18:1
5:00
Tiempo (hrs)
Ten
sió
n (
V)
Figura 7. Tensión del Circuito LP 11R
27
• CORRIENTE: Los niveles de corriente promedio medidos a lo largo del periodo de
monitoreo fueron 170.46, 169.06, 169.76 Amp para las fases L1, L2, L3
respectivamente. Los valores máximos registrados fueron 184.9, 183.0 y 183.9 Amp
para L1, L2 y L3. El desequilibrio en corriente es del 3.6%, valor aceptable para este
índice, ya que el valor máximo recomendado es del 20%.
El valor máximo de corriente registrada en el circuito fue de 367 Amp. y el mínimo fue
de 296.5 Amp.
0,050,0
100,0150,0200,0250,0300,0350,0400,0
10:4
5:00
13:4
5:00
16:4
5:00
19:4
5:00
22:4
5:00
01:4
5:00
04:4
5:00
07:4
5:00
10:4
5:00
13:4
5:00
16:4
5:00
19:4
5:00
22:4
5:00
11:4
5:00
14:4
5:00
17:4
5:00
20:4
5:00
Tiempo (hrs)
Co
rrie
nte
(A
mp
.)
Figura 8. Corriente Trifásica del Circuito LP 11R
• FACTOR DE POTENCIA: El valor promedio del factor de potencia es de 0.95, el cual se
considera bueno. El valor del factor de potencia varió entre 0.92 y 0.95 durante el
periodo de monitoreo.
28
0,9150,9200,9250,9300,9350,9400,9450,9500,9550,960
10:4
5:00
13:3
0:00
16:1
5:00
19:0
0:00
21:4
5:00
00:3
0:00
03:1
5:00
06:0
0:00
08:4
5:00
11:3
0:00
14:1
5:00
17:0
0:00
19:4
5:00
22:3
0:00
11:1
5:00
14:0
0:00
16:4
5:00
19:3
0:00
Tiempo (hrs)
Fac
tor
de
po
ten
cia
Figura 9. Factor de Potencia del Circuito LP 11R
• ARMÓNICOS: La tasa de distorsión armónica promedio total en corriente es de 2.26 %,
y en tensión 1.61 %. Estos valores se encuentran dentro de los límites normales de
operación. Mientras que los niveles máximos permitidos para distorsión en tensión son
del 6 % en corriente son del 12 % (IEEE 519/92).
Tabla 22. Resumen de distorsiones armónicas
Distorsión Armónica en el PCC 34.5kV
VTHD ITHD ITDD (IMPARES) Cumple
IEEE 519
Valor límite 6 % 10 % 12 %
Valor medido 1.61 % 2.26 % 4.1 % Sí
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
1 13 25 37 49 61 73 85 97 109
121
133
145
157
169
181
Tiempo (hrs)Medidas tomadas en barraje de 34.5 kV.
S/E La Paz
% D
isto
rsió
n a
rmó
nic
a to
tal d
e co
rrie
nte
Mu
estr
a d
e ar
mó
nic
os
más
rep
rese
nta
tivo
s
Armónico de 5 to Orden.
Armónico de 4 to Orden.
Armónico de 3 er Orden.
Armónico de 2 do Orden.
Figura 10. Distorsión armónica total de corriente
26
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
1 13 25 37 49 61 73 85 97 109
121
133
145
157
169
181
Tiempo (hrs)Medidas tomadas en barraje de 34.5 kV.
S/E La Paz.
% D
istr
osi
ón
to
tal a
rmó
nic
a d
e te
nsi
ón
Mu
estr
a d
e ar
mó
nic
os
más
rep
rese
nta
tivo
s
Armónico de 5 to Orden
Figura 11. Distorsión total armónica de tensión
27
• FRECUENCIA: Los niveles de frecuencia en el sistema durante el tiempo de registro
fueron de 60 Hz con variaciones máximas de 0.2 Hz (59.8 – 60.2 Hz), que no
representan ningún inconveniente a los equipos.
59,659,759,859,960,060,160,260,3
10:4
5:00
13:4
5:00
16:4
5:00
19:4
5:00
22:4
5:00
01:4
5:00
04:4
5:00
07:4
5:00
10:4
5:00
13:4
5:00
16:4
5:00
19:4
5:00
22:4
5:00
11:4
5:00
14:4
5:00
17:4
5:00
20:4
5:00
Tiempo (hrs)
Fre
cuen
cia
(Hz)
Figura 12. Frecuencia del Circuito LP 11R
• POTENCIAS:
El valor máximo de potencia activa registrada en el circuito fue de 10.5 MW y el
mínimo fue de 8.5 MW.
El valor máximo de potencia reactiva registrada en el circuito fue de 4 MVAr y el
mínimo fue de 2.6 MVAr.
El valor máximo de potencia aparente registrada en el circuito fue de 11 MVA y el
mínimo fue de 9 MVA, esto representa un 36.6 % de la potencia del transformador
principal.
28
0,0
2.000.000,0
4.000.000,0
6.000.000,0
8.000.000,0
10.000.000,0
12.000.000,0
10:4
5:00
15:3
0:00
20:1
5:00
01:0
0:00
05:4
5:00
10:3
0:00
15:1
5:00
20:0
0:00
10:4
5:00
15:3
0:00
20:1
5:00
Tiempo (hrs)
Po
ten
cias
WAT_ABCVA_ABCVAR_ABC
Figura 13. Potencia activa, reactiva y aparente del Circuito LP 11R
5.4.4 Beneficios
; La información obtenida sirvió para crear una base de datos, en la cual la empresa
distribuidora hará un seguimiento de forma general del circuito.
29
5.4.5 Restricciones
; La empresa distribuidora solo tomó mediciones en la cabeza del alimentador, sin
tener en cuenta otros puntos de medición a lo largo del circuito, encontrándose esto
fuera de nuestro alcance.
; Con la información que se obtuvo de los problemas que afectaban al circuito de
distribución, no se puede desarrollar una solución global debido a que en el circuito
están conectados diferentes tipos de clientes que podrían ser quienes generen las
perturbaciones existentes en el mismo.
5.4.6 Conclusiones y recomendaciones
Como resultado de los registros efectuados y luego de analizada la información recogida en
sitio se puede afirmar:
1. Los niveles de tensión son uniformes y estables a lo largo del tiempo. No se
presentan variaciones de tensión significativas. Esto se deduce del comportamiento
registrado durante el tiempo de monitoreo.
Adicionalmente el desbalance de tensión entre fases es de solo 1.5%, valor que se
considera adecuado. Los niveles de tensión medidos muestran la estabilidad
suficientes para suministrar tensiones del orden de 33739 V (entre fases) hacia las
cargas. Se debe considerar que las tensiones en la cabecera es del 98% del valor
nominal, lo que puede acarrear que al final del circuito las tensiones sean menores y
por tanto sea necesario verificar en dos puntos adicionales, los niveles de tensión
para asegurar que se cumpla la norma NTC 1340, que especifica las tensiones de
alimentación a los clientes finales.
30
2. El circuito en la actualidad cuenta con un buen factor de potencia (Valor promedio
0.95), lo cual es bueno, para la capacidad de transporte de energía del circuito.
3. Se destaca como un punto positivo el bajo desbalance en corriente entre fases
registrado durante el periodo de monitoreo, ya que es de solo el 3.6%. Lo que quiere
decir que las cargas están distribuidas de forma adecuada en el circuito del sistema
eléctrico.
4. De otra parte se recomienda realizar un estudio de coordinación de protecciones al
interior de aquellos clientes que manifestaron perturbaciones, con el ánimo de
determinar si el esquema actual de protecciones es el adecuado.
5. Aunque los niveles de armónicos en tensión y corriente se encuentran dentro de los
límites permisibles por la norma, esto no garantiza que hacia el interior de las cargas
los armónicos se encuentren dentro de los mismos límites.
31
5.4.7 Diagrama unifilar del circuito LP 11R (Fibrexa).
115 kV
30 MVA
115 / 34.5 kV
34.5 kV
LP 11R PUNTO DE MEDICIÓN
PLÁSTICOS FLEXIBLES
1500 kVA
IBERGLAS
4000 kVA
WEST ARCO
2000 kVA
CARTÓN DE
COLOMBIA
1250 kVA
FIBREXA
8000 kVA
Acometida aérea.
Acometida subterránea.
32
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La calidad del servicio de energía eléctrica se ha dividido en tres aspectos básicos:
continuidad, calidad de la potencia y servicio al cliente, los cuales recogen todas las
características técnicas del producto de electricidad, además de la calidad comercial que
engloba todo el resto de los aspectos relacionados con el negocio del suministro de energía
eléctrica.
La primera conclusión que se puede sacar es que todos los agentes involucrados en un
sistema, e incluso, algunos externos, participan en la consecución de un determinado nivel
de calidad. Además, ese nivel de calidad nunca será perfecto, puesto que las causas que
provocan falta de calidad son en gran medida de carácter aleatorio. Es necesario llegar, por
tanto, a un compromiso técnico - económico y determinar qué niveles de calidad o, más
bien, qué niveles de falta de calidad se consideran aceptables.
Aunque todos los agentes participen en la calidad, parece claro que el agente que más
influencia tiene sobre el aspecto técnico de la misma y sobre su control son las empresas
distribuidoras de energía. Gran parte de las perturbaciones tienen su origen en la red de
distribución y las que son originadas en las instalaciones de los clientes se propagan
también por esa misma red hasta llegar a los demás clientes. A pesar de los numerosos
procesos de privatización de los sistemas de energía eléctrica, la distribución seguirá
considerándose un monopolio, y como tal es necesario regularlo.
Se ha llevado a cabo una revisión internacional de las regulaciones de la calidad de la
potencia que están actualmente implantadas, o que se pueden implantar.
33
Se han elegido una serie de países en función del interés de su regulación de calidad, así
como por su esquema de remuneración.
Se deben establecer relaciones estrechas entre la calidad de la potencia suministrada con la
de las tarifas de la energía, de tal forma que estas permitan generar los recursos necesarios
para invertir en el mejoramiento y sostenimiento del nivel de calidad.
Debido al incremento de equipos modernos involucrados en los procesos de producción es
necesario que el cliente instale alguna forma de protección para prevenir daños o paros no
deseados en los procesos. Basados en un índice de calidad mínimo.
Se sugiere incluir el componente de factor de potencia en el indicador de magnitud de la
tensión porque:
• Su origen está parcialmente en la carga misma, en cuyo caso es cuidadosamente
controlada por las empresas distribuidoras de energía y reglamentado por la CREG
en forma que los excesos del cliente son facturados.
• La parte imputable a la empresa distribuidora de energía depende de las
características físicas del sistema y se refleja directamente en la tensión y sus demás
atributos.
Las empresas de energía se están esforzando por cumplir con las regulaciones mínimas
establecidas tanto por la ley, como por las entidades reguladoras, éstas fueron muy celosas
en el aporte de la información con respecto al cumplimiento de las mismas.
Se concluyó que las empresas distribuidoras de energía, están mejorando el nivel de
atención al cliente lo cual se ve reflejado en la nuevas formas de atención a las quejas o
reclamos (nuevas líneas telefónicas y página en internet) e incentivando a los clientes en el
pago oportuno de su factura.
34
De las metodologías planteadas se pueden extraer las siguientes conclusiones:
Ø La aplicación de la metodología a un sistema de distribución permite, la obtención de
una base de datos con la información de los principales problemas de calidad de
potencia eléctrica, la actualización de la información relacionada con el circuito
evaluado y aporta criterios para el planeamiento de expansión del sistema de
distribución.
Ø En cuanto a la metodología aplicada a un cliente, ésta permite la actualización de la
información eléctrica y configuración del sistema, además permite la planeación de
nuevas instalaciones teniendo en cuenta la situación real del sistema bajo estudio,
permite también la obtención de información de los principales problemas de calidad
de potencia que le afectan y las fuentes que los originan.
La calidad eléctrica no es responsabilidad única de las empresas de energía; para lograr un
nivel de calidad aceptable, éstas deben crear estrategias de divulgación para que los clientes
conozcan las diferentes medidas que ayuden a cumplir con este objetivo.
La evaluación de la calidad de la potencia debe incluir un análisis económico de las
diferentes alternativas que son técnicamente viables para mejorar la calidad de la potencia.
Las personas involucradas en el desarrollo de los diferentes estudios de calidad de la
potencia, deben tener en forma muy clara y consistente las definiciones, causas, síntomas e
impactos de las diferentes variaciones involucradas dentro del concepto de calidad de
potencia.
Es recomendable, que todas las partes involucradas, es decir, Empresas de energía, Clientes
y Fabricantes, estén bien enteradas de los problemas y definiciones de calidad de la
potencia. Esto redundará en un buen desarrollo de las soluciones óptimas a los problemas
que se presentan.
35
RECOMENDACIONES PARA LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE
ENERGIA ELECTRICA
• Adquirir los equipos de medición y registro necesarios, y realizar los trabajos de
instalación y/o montaje que se requieran.
• Diseñar e implementar los procedimientos y/o mecanismos necesarios para la
recolección de información, la evaluación de indicadores y compensaciones, y la
transferencia de información requeridas por las autoridades que así lo requieran.
• Tomar las mediciones de todos los parámetros relacionados con la calidad de la
potencia eléctrica en todos los puntos en donde las normas o las resoluciones así lo
establezcan.
• Entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios informes que
contengan lo siguiente:
- Copias del registro del mes anterior en medio magnético.
- El cálculo de los indicadores de calidad.
- Los registros de las lecturas efectuadas sobre flicker, armónicos y energía
suministrada por cada periodo de medición, serán entregados a la SSPD con un
informe que contendrá como mínimo la siguiente información: distorsión armónica y
perturbaciones por flicker.
• Compensar a los clientes afectados por la deficiente calidad de la potencia eléctrica
suministrada, en la facturación del mes siguiente al mes de ocurrencia o verificación de
las deficiencias.
• Entregar a la SSPD información adicional relacionada con la calidad de la potencia que
se requiera.
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• Permitir el acceso de la SSPD o representantes de ésta, a presenciar cualquier actividad
relacionada con la instalación o retiro de equipos, mediciones, captura, procesamiento
de información, etc., relacionados con el control de la calidad.
• Informar sobre las obligaciones de sí misma, como empresa distribuidora de energía, a
todos sus clientes en nota adjunta a las facturas correspondientes del servicio de energía
eléctrica.
• Realizar encuestas anuales que midan la satisfacción de los clientes con respecto a la
calidad de servicio ofrecido.
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7. RESUMEN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS
ESTRATEGIAS COMO SE PUEDEN LLEVAR A CABO
Metodología de evaluación de la calidad de
la potencia eléctrica suministrada a clientes
del sistema de distribución
; Definiendo el problema.; Identificando las fuentes generadoras
de éstos problemas.; Inspeccionando el sitio en donde se
desarrollará el estudio.; Planificando el trabajo a realizar.; Monitoreo de los principales
parámetros eléctricos relacionados conla potencia.
; Recursos: - Equipos de medida: analizador de
redes eléctricas e indicador deparámetros eléctricos.
- Herramientas computacionales:PSAF, EMTP, EASYPOWER, SPARD,etc.
; Planteando las diferentes alternativasde solución.
Metodología para la evaluación de
problemas de calidad de potencia eléctrica
en sistemas de distribución
; Conociendo e identificando elproblema.
; Planificando el trabajo a realizar en elcircuito de distribución.
; Utilizando equipos de medida yherramientas computacionales.
; Planteando las diferentes alternativasde solución.
Diseñar e implementar procedimientos y/o
mecanismos para establecer comunicación
entre el cliente y la empresa de energía.
; Atención personalizada.; Vía telefónica.; A través de internet.; Medios de comunicación.; A través de la facturación (anexando
una nota adjunta informando lasobligaciones de la empresa deenergía).
; A través de encuestas que midan lasatisfacción del cliente.
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ESTRATEGIAS COMO SE PUEDEN LLEVAR A CABO
Compensación a clientes afectados por la
deficiente calidad del servicio.
; Descargando en la siguientefacturación el tiempo no servido.
; Indemnizándolo económicamente porlos daños causados.
; Sustituyendo los equipos averiados porcausa de un deficiente servicio.
; Determinando las tolerancias,compensaciones y/o penalizaciones alas cuales los clientes tendríanderecho.
; Buscando un equilibrio entre lapotencia suministrada y las tarifas deenergía.
; Buscando la integración de lasempresas fabricantes de equipos.
La empresa de energía debe entregar a la
autoridad correspondiente, informes
relacionados con la calidad de la potencia.
; Mediante la adquisición de los equiposde medida y registros necesarios.
; Mediante copias de los registros de losprincipales parámetros eléctricos enmedio magnético por un determinadoperiodo de medición.
; Permitiendo el acceso a representantesde la autoridad a presenciar lainstalación o retiro de los equipos demonitoreo.
; Determinando las tolerancias,compensaciones y/o penalizaciones alas cuales las empresas de energíatendrían derecho
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