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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
ESTUDIO DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN ELPRIMARIO "F" DE LA SUBESTACIÓN PÉREZ GUERRERO
(46/6.3 kV) DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO
MOLINA DE LA CUEVA FRANCISCO JAVIERMUÑOZ ONTANEDA CHRISTIAN RODRIGO
DIRECTOR: ING. MILTON TOAPANTA
Quito, junio 2003
DECLARACIÓN
Nosotros, Francisco Javier Molina De La Cueva y Christian Rodrigo Muñoz
Ontaneda, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación
profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
Francisco Javier Molina
De La Cueva Muñoz Ontaneda
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Francisco Javier Molina De
La Cueva y Christian Rodrigo Muñoz Ontaneda, bajo mi supervisión.
Ing. Milton Toapanta
DIRECTOR DE PROYECTO
DEDICATORIA
A mis padres, mis hermanas y mi tía
por el gran apoyo que me brindan y el cariño
que de ellos recibo
Francisco
DEDICATORIA:
A la comprensión y
dedicación de mi madre y
hermanos
a Lorena Rueda por la ayuda
y apoyo incondicional
Christian
AGRADECIMIENTOS
A Dios,A nuestro director Ing. Miiton Toapanta,
por su acertada conducción y consejosque ayudaron a la culminación de este
trabajo, a nuestros profesores y amigosdel Departamento de Energía Eléctrica
de la EPN por la ayuda prestada durantela realización de este trabajo.
Francisco y Christian
CONTENIDO
1 GENERALIDADES..... 1
1.1 INTRODUCCIÓN: 1
1.2 OBJETIVOS: 4
1.3 ALCANCE: 5
1.4 METODOLOGÍA: 5
2 ESTUDIO DE VOLTAJE 6
2.1 VARIACIONES DE VOLTAJE: 62.1.1 INTRODUCCIÓN: 6
2.1.1.1 Límites tolerables para la variación de voltaje: 122.1.2 CAUSAS: 132.1.3 EFECTOS: 162.1.4 SOLUCIONES: 17
2.1.4.1 Sistema de Alimentación Ininterrumpida - SAI - 182.1.4.2 Algunos equipos y el grado de protección ofrecido por los mismos 282.1.4.3 Mejoramiento de la regulación con condensadores de compensación defactor de potencia 33
2.2 DISTORSIONES DE VOLTAJE: 342.2.1 ARMÓNICOS: 34
2.2.1.1 Introducción: 342.2.1.2 Causas: 402.2.1.3 Efectos: 422.2.1.4 Soluciones: 44
2.2.2 FLICKER: 522.2.2.1 Introducción: 522.2.2.2 Causas: 562.2.2.3 Efectos: 602.2.2.4 Soluciones: 61
3 ESTUDIO DE CORRIENTE 63
3.1 DISTORCIÓN ARMÓNICA 633.1.1 INTRODUCCIÓN: 63
3.1.1.1 Definiciones y parámetros en la medida de armónicos de corriente 663.1.1.2 Límites tolerables para la distorsión armónica de la corriente de carga 683.1.1.3 Variaciones de la frecuencia 70
3.1.2 CAUSAS:.. ...71
3.1.2.1 Armónicos originados por los transformadores 723.1.2.2 Armónicos causados por lámparas de arco 733.1.2.3 Armónicos causados por la electrónica de potencia 73
3.1.3 EFECTOS: 753.1.3.1 Sóbrelos conductores: 763.1.3.2 Sobre el conductor de Neutro: 763.1.3.3 Sobre los transformadores: 763.1.3.4 Sobre los motores: 773.1.3.5 Sobre los condensadores: 773.1.3.6 En equipos de cómputo: 783.1.3.7 Efecto en Generadores 78
3.1.4 SOLUCIONES: 783.1.4.1 Distribución de electricidad: 783.1.4.2 Condensadores: 793.1.4.3 Equipos contaminantes: 81
4 ESTUDIO DE POTENCIA Y ENERGÍA 83
4.1 POTENCIA: 834.1.1 POTENCIA ACTIVA: 85
4.1.1.1 Potencia activa en circuitos de CA senoidal 854.1.1.2 Potencia activa en sistemas trifásicos de CA senoidal 864.1.1.3 Potencia activa en circuitos desequilibrados con armónicos 874.1.1.4 Potencia activa en sistemas trifásicos con armónicos 88
4.1.2 POTENCIA REACTIVA: 894.1.2.1 Potencia reactiva en sistemas trifásicos de CA senoidal 904.1.2.2 Potencia reactiva en circuitos desequilibrados con armónicos 914.1.2.3 Potencia reactiva en sistemas trifásicos con armónicos 91
4.1.3 POTENCIA DE DISTORSIÓN 924.1.4 FACTOR DE POTENCIA 93
4.2 ENERGÍA 964.2.1 INTRODUCCIÓN: 96
4.2.1.1 Energía primaria 974.2.1.2 Energía secundaria 974.2.1.3 Energías renovables 984.2.1.4 Energía eléctrica 98
4.2.2 ESTUDIO: 994.2.2.1 Período (T) 1014.2.2.2 Intervalo (At) 1014.2.2.3 Demanda máxima 1014.2.2.4 Demanda media 1024.2.2.5 Demanda mínima 1024.2.2.6 Demanda máxima coincidente 1024.2.2.7 Factor de demanda 1024.2.2.8 Factor de carga 1024.2.2.9 Factor de coincidencia 1024.2.2.10 Conílabilidad.. .. 106
5 MONITOREO DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Y EVENTOS108
5.1 INTRODUCCIÓN: 1085.1.1 MEDICIÓN E INSTRUMENTACIÓN: 109
5.1.1.1 Conceptos generales: 1095.1.1.2 Tipos de instrumentos 1135.1.1.3 Parámetros eléctricos e instrumentos 118
5.2 AVANCES EN EL MONITOREO DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS 126
5.3 EQUIPOS DE MEDIDA 1285.3.1 ABB 1295.3.2 Cías Ingeniería Eléctrica S.A 1305.3.3 IPQS 1305.3.4 Fluke y Hioki 1315.3.5 Signature System 1325.3.6 Siemens 1335.3.7 Tecnored 1345.3.8 Dranetz-BMI 1355.3.9 LEM 136
6 APLICACIÓN 137
6.1 INTRODUCCIÓN: 137
6.2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PÉREZ GUERRERO Y DE SUALIMENTADOR "F": 139
6.2.1 MEMORIA TÉCNICA: 1406.2.2 SEGURIDAD EN LA RED: 142
6.2.2.1 Cálculo de protecciones: 143
6.3 DESCRIPCIÓN DEL TOPAS 1000: 1666.3.1 ALIMENTACIÓN: 1666.3.2 ENTRADAS: 1676.3.3 DIMENSIONES Y PESO: 1676.3.4 RANGO DE TEMPERATURA DE OPERACIÓN: 1676.3.5 PRINCIPALES PARÁMETROS DE MEDICIÓN: 1676.3.6 MODOS DE OPERACIÓN: 1696.3.7 COMUNICACIONES Y TRANSFERENCIA DE DATOS: 1696.3.8 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS: 170
6.4 ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS: 1746.4.1 NIVEL DE VOLTAJE: 174
6.4.1.1 Voltajes máximos: 1756.4.1.2 Voltajes mínimos: 1806.4.1.3 Voltajes promedio: 184
6.4.2 PERTURBACIONES: 1886.4.2.1 Parpadeo (Flicker): 1886.4.2.2 Armónicos:.. ..195
6.4.2.3 Factor de Potencia: 2076.4.3 FRECUENCIA: 208
6.4.3.1 Frecuencias máximas: 2096.4.3.2 Frecuencias mínimas: 2106.4.3.3 Frecuencias promedio: 211
6.4.4 CORRIENTE: 2126.4.4.1 Corrientes máximas: 2126.4.4.2 Corrientes mínimas: 2166.4.4.3 Corrientes promedio: 220
6.4.5 POTENCIA: 2246.4.5.1 Estudio de potencia activa: 2246.4.5.2 Estudio de potencia reactiva: 2286.4.5.3 Estudio de potencia de distorsión: 228
6.4.6 ENERGÍA: 2296.4.7 RELACIÓN ENTRE PARÁMETROS: 229
6.4.7.1 Plt vs. Voltaje [%]: 2306.4.7.2 Pst vs. Voltaje [%]: 2306.4.7.3 Voltaje [%] vs. Carga: 2316.4.7.4 Distorsión Armónica de Voltaje [%THDV] vs. Carga: 2326.4.7.5 Distorsión Armónica de Corriente [% THDI] vs. Carga: 2326.4.7.6 Factor de Potencia vs. Carga: 2336.4.7.7 Frecuencia vs. Carga: 233
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 235
7.1 CONCLUSIONES: 235
7.2 RECOMENDACIONES: 239
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 241
ANEXOS» ...243
RESUMEN
El presente trabajo muestra una forma de realizar un análisis técnico de
calidad del producto que se presentan en el primario de la Subestación Pérez
Guerrero de la Empresa Eléctrica Quito S. A., el cual sirva como modelo de
estudio para otras instalaciones de similares características, para esto es
necesario partir de una serie de datos obtenidos del punto en observación, y por
medio de métodos estadísticos y descriptivos , evaluar y concluir sobre el
comportamiento del sistema tomando como referencia las normas existentes
vinculadas al tema.
Como parte del estudio, se presenta una revisión de los conceptos
referentes Calidad de Energía Eléctrica utilizados. Un aspecto clave para poder
iniciar un buen estudio de calidad es el poder medir y registrar los consumos y
posibles faltas de calidad es por eso que se hace un detalle de la instrumentación
existente y apta para este tipo de requerimientos, dejando claro cuales son las
características que debe tener el instrumento.
En forma complementaria, se presenta una propuesta de estudio de temas
de interés tanto para el distribuidor como para el usuario final, los cuales están
relacionados con el presente estudio.
PRESENTACIÓN
Hace algunas décadas la calidad de la energía no era preocupante pues no
tenía efectos significativos en los equipos conectados a la red de distribución. En
general era suficiente con especificar el voltaje y la frecuencia de operación de los
equipos; sin embargo, la aparición de diversos elementos electrónicos altamente
sensibles en plantas industriales modernas ha obligado a las empresas
suministradoras de energía a analizar detenidamente el problema.
En la realización del presente trabajo se fijaron tres objetivos que fueron:
Realizar un análisis técnico sobre las variaciones de voltaje, factor de potencia,
armónicos y flicker que se presentan en el primario "F" de la Subestación Pérez
Guerrero de la Empresa Eléctrica Quito, S.A.; Aplicar todos los procedimientos
para una correcta evaluación de la calidad de la energía; Presentar soluciones
concretas que permitan mejorar la calidad de la energía de la Subestación. Para
realizar un correcto análisis técnico se recurre a la utilización de un analizador de
redes llamado TOPAS 1000, el cual nos permite tomar lecturas cada 10 minutos
como se exige en las normas y regulaciones, de todos los parámetros que nos
sirven para evaluar la calidad de la energía eléctrica en lo que se refiere a Calidad
del Producto, acto seguido los datos reciben un tratamiento mediante una hoja
electrónica que permite elaborar ya sea histogramas o interrelaciones de todos los
parámetros que se tienen.
CAPITULO I
1 GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCIÓN:
El concepto de Calidad que es un tema que preocupa a muchos usuarios y
a las propias empresas distribuidoras de Energía Eléctrica puede ser entendido
de muy distinta manera por ellos, según normas internacionales es el grado en el
que un conjunto de características inherentes cumple con ciertos requerimientos.
La calidad, es decir, la constancia de sus características y aproximación a los
valores nominales de la red y su seguridad de funcionamiento son muy variables
de un país a otro y aún dentro de un mismo país o región, por lo cual mantener
los niveles deseados de los distintos parámetros variarían de un punto a otro.
El concepto de "Calidad de Energía Eléctrica" es cada vez más relevante
en el uso de las tecnologías actuales, se relaciona con un tema de importancia
vital para los ingenieros que se desempeñan en los campos de generación,
transmisión, distribución y utilización de la energía eléctrica, ya que además de su
importancia, es indispensable que esta cumpla ciertas condiciones para el buen
desempeño y operación de los equipos que la utilizan.
Se puede dar a la Calidad de Energía Eléctrica una definición técnica: la
que se refiere al alto nivel de reducción de cualquier anomalía o interrupción de:
tensión, corriente o frecuencia, que generalmente causan fallo, daño, interrupción
o funcionamiento errático de los dispositivos e infraestructura eléctrica del usuario.
El término "Calidad de Energía Eléctrica" se emplea para describir cuatro
elementos fundamentales:
1. La amplitud.
2. La frecuencia.
3. La forma de onda.
4. La continuidad de las señales de tensión y de corriente.
Los tres primeros se refieren a la Calidad de la Potencia Eléctrica (Power
Quality en idioma ingles) expresada como el producto de la tensión por la
corriente, históricamente, la mayoría de los equipos son capaces de operar
satisfactoriamente con variaciones relativamente amplias de estos tres
parámetros. Sin embargo, en los últimos diez años se han agregado al sistema
eléctrico un elevado número de equipos, no tan tolerantes a estas variaciones,
incluyendo a los controlados electrónicamente, mientras que el cuarto elemento,
la continuidad, se refiere al tiempo disponible de las señales de tensión y corriente
para el usuario.
El principal objetivo de la calidad de la energía eléctrica es mantener los
elementos de la electricidad (tensión, corriente, frecuencia) dentro de parámetros
operacionales aceptables, que faciliten una operación y funcionamiento constante,
libre de interrupciones y fallos.
El entendimiento de los problemas asociados con la Calidad de la Energía
Eléctrica es el primer paso a dar en el desarrollo de regulaciones y normas para
lograr una óptima aproximación a las soluciones. El entendimiento significa ser
capaz de relacionar los orígenes y las causas de las perturbaciones con los
efectos de aquellas en los equipos y procesos de los usuarios.
En nuestro país los niveles de Calidad de Energía Eléctrica y los
procedimientos de evaluación a ser observados por parte de las Empresas
Distribuidoras son establecidos por la Regulación No.- CONELEC-004/01.
Los disturbios en el sistema, que se han considerado normales durante
muchos años, ahora pueden causar desorden en el sistema eléctrico industrial,
con la consecuente pérdida de producción. Adicionalmente, deben tomarse en
cuenta nuevas medidas para desarrollar un sistema eléctrico confiable, mismas
que anteriormente no se consideraron significativas.
Los disturbios que afectan la Calidad de la Energía son múltiples como
descargas atmosféricas, maniobras, fallas, corriente de inserción, arranque de
motores, cargas no balanceadas, interferencia electromagnética radiada, errores
de operadores, armónicos y resonancia; adicionalmente, los factores mecánicos y
ambientales juegan un papel en los disturbios del sistema. Estos pueden incluir
temperatura, vibración excesiva y conexiones flojas. Los efectos en los usuarios
finales pueden resultar en distorsión de la tensión, voltaje SAG, voltaje SWELL,
salidas, desequilibrio de tensión entre fases, etc.; estos efectos pueden tener
diferentes niveles de impacto dependiendo de la susceptibilidad de los
equipamientos de los usuarios, el impacto de los disturbios puede ser mitigado
modificando el circuito, diseño de aterramiento, protección contra sobre tensiones,
filtros, etc.
La red de distribución eléctrica de baja tensión presentaría, en ausencia de
usuarios (carga), una onda de tensión de calidad que solo se vería perturbada
ocasionalmente, por fallos en las líneas y centros de transformación, maniobras y
descargas eléctricas, atmosféricas principalmente.
Los usuarios al conectar cargas de diversos tipos y magnitudes someten a
la red a la influencia de éstas que pueden alterar la onda de tensión con caídas
permanentes o transitorias excesivas, sobrecorrientes en las partidas y
sobretensiones en las paradas e inyección de armónicas, entre otras
perturbaciones.
Si bien puede que los equipos particulares de una instalación operen
correctamente, las alteraciones o anomalías que estos producen pueden afectar o
dañar los consumos o cargas de una instalación vecina conectada al mismo
alimentador o empalme. Por lo cual cada usuario debería evaluar las
características de la energía de alimentación requerida para sus consumos,
protegiéndose de acuerdo con los requerimientos particulares de su carga crítica.
Además las cargas pueden averiarse por consumos anómalos o
cortocircuitos externos que deben ser aislados de su sistema de alimentación.
La estrategia adecuada para asegurar la calidad de energía de acuerdo
con el Emerald Book de la IEEE (Power and Grounding Sensitive Electronic
Equipment) considera los siguientes puntos en orden de prioridad:
a) Conexión a tierra, empalmes y alambrado de acuerdo a las
normas establecidas.
b) Filtros, eliminación de ruido transitorio y picos de voltaje a
través de SPD (Surge Protective Device) y TVSS (Transient Voltage
Surge Supresor)
c) Reguladores de Voltaje.
d) Interruptores estáticos de transferencia, generadores de
emergencia y UPS (Uninterruptible Power Supply)
e) Mantenimiento general de los sistemas.
f) Monitoreo a través de indicadores, contactos secos, red de
datos, Web y software de monitoreo de los equipos.
g) Redundancia de los equipos para garantizar "zero downtime".
Algo del control se hace directamente a través de electrónica de conversión
de potencia, como son impulsores de CA-CC, y fuentes de energía conmutadas,
además del equipo electrónico que está en los controles periféricos, como
computadoras y controladores lógicos programables (PLC's). Con la disponibilidad
de estos complejos controles, se ha desarrollado un control de procesos mucho
más preciso, y un sistema de protección mucho más sensible; lo que hace a éstos
aún más susceptibles a los efectos de los disturbios en el sistema eléctrico.
1.2 OBJETIVOS:
X Realizar un análisis técnico sobre las variaciones de voltaje,
factor de potencia, armónicos y flicker que se presentan en el primario de la
Subestación.
X Aplicar todos los procedimientos para una correcta evaluación
de la calidad de la energía.
X Presentar soluciones concretas que permitan mejorar la
calidad de la energía de la Subestación.
1.3 ALCANCE:
X Se realizará un análisis de las principales perturbaciones de ia
calidad de la energía, como son: variaciones de voltaje, variaciones del
factor de potencia, armónicos y flicker, lo que se refiere a causas, efectos y
soluciones.
X Se aplicará un monitoreo exhaustivo y completo de la calidad
de energía en el primario "F" de la Subestación "Pérez Guerrero", de la
Empresa Eléctrica Quito, S.A.
1.4 METODOLOGÍA:
En la parte teórica, se reunió normas e información técnica especializada y
actualizada en el tema, adquirida principalmente de la IEEE, el CONELEC y
artículos publicados en Internet, mediante los cuales se puede obtener
procedimientos adecuados para el análisis de Calidad del Producto.
En la parte experimental y práctica se realizó la obtención de los datos
necesarios del primario "F" de la Subestación Pérez Guerrero (46/6.3 kV) de la
Empresa Eléctrica Quito mediante el equipo de medición llamado TOPAS-1000
durante siete días continuos, cada diez minutos como indica la Regulación No.-
CONELEC-004/01, después de haber obtenido los datos requeridos se realizó un
análisis de cada uno de los parámetros de calidad de energía, en lo que se refiere
a variaciones de voltaje, armónicos, flicker, factor de potencia e interrupciones;
Esto se realizó con la ayuda de una hoja electrónica que facilitó las diferentes
evaluaciones de dichos datos.
Para el análisis de los datos obtenidos de las mediciones se siguieron los
procedimientos dictados por la Regulación No.- CONELEC-004/01, en lo que se
refiere a Calidad del Producto, tomando en cuenta también normas
internacionales que complementan el análisis.
CAPITULO II
2 ESTUDIO DE VOLTAJE
2.1 VARIACIONES DE VOLTAJE:
2.1.1 INTRODUCCIÓN:
Las variaciones en la forma de onda de voltaje que dan como resultado
condiciones de sobre voltaje durante una fracción de ciclo de la frecuencia
fundamental, son uno de los principales problemas que afectan a la calidad de la
energía eléctrica. Las fuentes comunes de estas variaciones son los rayos,
operación de los dispositivos de interrupción de los sistemas eléctricos y el arqueo
de conexiones flojas o fallas intermitentes.
Las consideraciones claves se resumen como sigue:
1. Para equipo eléctrico tradicional estas sobretensiones
han sido manejadas diseñando el equipo para soportar magnitudes de
varias veces el voltaje pico normal y al mismo tiempo aplicar
pararrayos y algunas veces capacitores para frente de onda, con el
objetivo de asegurar que las tensiones no excedieran los niveles de
diseño del equipo.
2. El equipo electrónico generalmente no tiene la misma
capacidad de aguante como los equipos eléctricos más tradicionales.
De hecho el uso de pararrayos que limitan los transitorios a dos o tres
veces el voltaje nominal pico puede no proporcionar una protección
adecuada a éste. En ese caso, los dispositivos de protección contra
frente de onda para equipo electrónico pueden necesitar reactores en
serie, capacitores en paralelo y dispositivos electrónicos, además de
pararrayos resistivos no lineales, para proporcionar una protección
adecuada. Cuando no se logra esta protección pueden ocurrir fallas o
mal funcionamiento.
3. La conmutación de bancos de capacitores, ya sea en la
planta industrial o en la red del sistema eléctrico puede causar el
funcionamiento defectuoso de algunos equipos. En años recientes se
ha vuelto un problema común asociado con el disparo inexplicable de
muchos impulsores de CA pequeños. Muchos de estos impulsores
están diseñados para desconectarse de la línea por una sobrevoltaje
del 10 al 20 % con duración de una fracción de ciclo. Ya que muchos
bancos de capacitores de empresas eléctricas son conmutados
diariamente, este problema podría ocurrir en forma muy frecuente.
Este indeseable problema de disparo puede usualmente remediarse
agregando un reactor en serie con el dispositivo sensible, o
modificando su característica de disparo. Otras soluciones pueden
incluir la reducción del transitorio en el banco de capacitores. La
operación de los capacitores se asocia también ocasionalmente, con
el funcionamiento defectuoso o falla de otros equipos además de los
controladores.
Uno de los problemas básicos que afectan al sistema son las variaciones
de voltaje de corta duración también conocidas como impulsos que duran menos
de un ciclo y que inicialmente tienen la misma polaridad que el voltaje normal, de
tal manera que el disturbio se suma a la forma de onda nominal. Los transitorios
son ocasionados por maniobras con interruptores y por descargas atmosféricas;
también se tiene las disminuciones momentáneas de voltaje que son la reducción
en el valor efectivo del voltaje de alimentación con duración de medio ciclo a 3600
ciclos (de 8.333 ms. a 60 s.), los ejemplos de estas variaciones se presentan en la
Fig.2.1.
También se tiene los "Subvoltajes" que de igual forma son reducciones del
valor efectivo del voltaje de alimentación con duración de más de un minuto.
Otro de los problemas que se pueden presentar son las hendiduras en la
onda de voltaje de alimentación que dura menos de medio ciclo y que,
inicialmente, tiene polaridad opuesta ai voltaje normal, de tal manera que el
disturbio se resta a la forma de onda nominal. Las muescas o "notches" son
ocasionadas por cortos entre fases debido a la conmutación de los SCRs. Cuando
un SCR se debe encender y el de otra fase se debe apagar hay un corto tiempo
en el cual los dos conducen y se ocasiona el corto entre fases, esto se presenta
en la Fig. 2.2.
Impulsos y Disminuciones momentáneas de voltaje
-250
§ o
-250"-O.
160
05 -0.025 O 0.025 0.05tiempo (s)
1/2 ciclo a 3600 cfclos
0.04 008 0.12
Fig. 2.1. Impulsos y disminuciones momentáneas de Voltaje.
Hendiduras ("Notches") en el voltaje
Captura: THM565, CETEC ITESM Mty
180
-180
0.008 0.016
tiempo (s)
Fig. 2.2. Hendiduras ("Notches") en el Voltaje.
De igual forma aparecen los incrementos momentáneos de voltaje que
provocan variaciones notables en la forma de onda del voltaje con duración de
medio ciclo a unos 600 ciclos (de 8.333 ms. a 10 s.), que puede provocar la
interrupción en el funcionamiento o hasta daños permanentes en algunos equipos
electrónicos. Estos se presentan en la Fig. 2.3.
10
Incrementos momentáneos de voltaje ("swells")
200
> -100 --
-200
.000
1/2 cicto a 3600 ciclos
.040 .080
tiempo (s)
.120
Fig. 2.3. Incrementos momentáneos de voltaje.
El nivel de susceptibilidad a los disturbios en el voltaje de alimentación en
los equipos de cómputo es difícil de medir. Así, los fabricantes de estos equipos
han generado una gráfica que indica los niveles de tolerancia de los mismos que
se la puede observar de forma más clara en la Fig. 2.4.
11
Perfil de duración permisible a variaciones de voltaje (CBEMA)
0.001 0.01 0.1 1 10 100 1000tiempo en ciclos de 60 Hz
Fig. 2.4. Perfil de duración permisible a variaciones de voltaje (CBEMA).
En la Fig. 2.5. se muestran las curvas de un ASD (Adjustable Speed Drive),
un contactor y la curva CBEMA ( solo parte de límite inferior de voltaje). La curva
ASD muestra si el valor de la disminución del voltaje está por encima del 90% del
voltaje nominal de alimentación, e! "drive" soporta el disturbio, al igual que si el
voltaje cae a cero voltios durante poco menos de 3 ciclos. Por otro lado, si el
disturbio cae por abajo del 90% del voltaje rms nominal durante poco más de 3
ciclos, el drive detectará esta condición como una falla y hará que las
protecciones operen. En el caso de los contactores, la situación es más crítica en
cuanto al tiempo que toleran una caída de voltaje a cero voltios ya que este es de
medio ciclo. La razón de esto es que los contactores no tienen elementos que
almacenan energía y que eviten que estos se abran. Por otro lado, en algunos
casos, estos mismos pueden soportar las disminuciones de voltaje de hasta el
50% del valor rms del voltaje nominal de alimentación.
El perfil de duración permisible a disminuciones de voltaje puede variar de
fabricante en fabricante y de modelo en modelo; también si una misma
12
disminución de voltajes se presenta bajo dos condiciones distintas de operación,
por ejemplo, un drive que opera a un motor en vacío y ese mismo drive que opere
ese motor pero a plena carga, es muy probable que el tiempo que el drive soporte
la disminución del voltaje será menor en el segundo caso. Otro factor que afecta
el perfil de duración es la edad de los equipos. A medida que el tiempo avanza,
los elementos que integran los equipos se van deteriorando y tienden a ser más
susceptibles a variaciones de voltaje.
Límites de bajo voltaje para diferentes equipos
100
5 10 15 20 25tiempo en ciclos de 60 Hz
30
Fig. 2.5. Límites de bajo voltaje para diferentes equipos.
2.1.1.1 Límites tolerables para la variación de voltaje:
El Distribuidor no cumple con el nivel de voltaje en el punto de medición
respectivo, cuando durante un 5% o más del período de medición de 7 días
continuos, en cada mes, el servicio lo suministra incumpliendo los límites de
voltaje.
Las variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje
nominal se señalan a continuación:
13
Alto Voltaje
Medio Voltaje
Bajo Voltaje. Urbanas
Bajo Voltaje. Rurales
Subetapa 1
± 7,0 %
±10,0%
±10,0%
±13,0%
Subetapa 2
± 5,0 %
± 8,0 %
± 8,0 %
±10,0%
2.1.2 CAUSAS:
Existen diversas causas por las que se presentan estas variaciones de
tensión, a continuación se describen algunas de las más comunes:
X Demandas excesivas de energía por sobrecarga del sistema
eléctrico.
X Switcheo de bancos de capacitores, reactores, líneas de
transmisión, transformadores y cables de potencia.
X Descargas atmosféricas.
X La explosión de un transformador de distribución en poste.
X Fallas en los sistemas de transmisión y distribución.
X Switcheo de cargas considerables.
X Conmutación de diodos y tiristores.
X Operación de fusibles limitadores de corriente.
X El incremento del uso de computadoras, microcomponentes
electrónicos, semiconductores de potencia, robots y la automatización de
los procesos ha causado que fabricantes, usuarios y empresas
suministradores examinen la calidad de la potencia entregada y el cómo
afecta ésta a las nuevas cargas.
A continuación se presentan algunas descripciones más específicas sobre
las causas de las variaciones de voltaje:
14
Falla Fase - Tierra.- Es el tipo de cortocircuito más común en sistemas
eléctricos. Su ocurrencia produce elevación de tensión en las fases sanas, cuyo
valor depende del grado de puesta a tierra. En sistemas aislados de tierra, las
sobretensiones en las fases sanas pueden ser superiores a 1.73 pu. En sistemas
efectivamente puestos a tierra (X0/X1<3 y R0/X1<1) las sobretensiones en las
fases sanas llegarán a 1.4 pu.
Rechazo de carga.- Son sobretensiones producidas por la pérdida súbita
de carga. Las fases de interés son:
^ Período transitorio inicial (maniobra)
^ Período a frecuencia industrial (con elementos de control de la
red)
Es una condición que somete a los pararrayos a un considerable esfuerzo,
por la capacidad de disipación de energía requerida.
Resonancia v Ferro-resonancia.-
Resonancia: Un circuito conteniendo capacitancias e inductancias
lineales es excitado por una tensión a una frecuencia próxima o igual a su
frecuencia natural. Los casos de Resonancia son:
¿ Cables de elevada capacitancia y reactores limitadores de
corriente.
jf Una inductancia lineal y una capacitancia de un sistema
constituido por una línea levemente cargada.
Ferro-resonancia: Son efectos introducidos por la presencia de
saturación en el circuito magnético de la inductancia. Los casos de Ferro-
resonancia son:
^ Reactancias de transformadores de potencial y la
capacitancia entre devanados de un transformador de distribución.
^ Sistemas que contienen elementos saturables y filtros de
armónicas.
15
Efecto FerrantL- Es un fenómeno en el que la tensión sostenida en el
terminal receptor abierto de una línea de transmisión, es superior a la tensión en
el terminal emisor, debido al efecto de la capacitancia de la línea. Este depende
de:
X Voltaje de la línea.
X Longitud de la línea.
X Grado de compensación.
Sobretensiones de Maniobra.- Caracterización básica según las normas:
X IEC ===> 250 x 2500 ps
X ANSÍ ===> 250 + 50 ps x 2500 + 1500 ps
X Amplitud hasta 4.0 pu
Ejemplos:
• Energización y recierre de líneas
• Maniobras de capacitores y reactores
• Energización de transformadores
• Tensión de restablecimiento de interruptores
Enemización v recierre de líneas de transmisión.- Son función de:
X Potencia de cortocircuito del sistema alimentador.
X Punto de la onda en el que el interruptor es cerrado.
X Grado de compensación de la línea de transmisión.
X Longitud de la línea.
X Presencia de equipos de protección.
X Grado de puesta a tierra del sistema.
X Tensión previa a la maniobra.
X Dispersión entre los contactos del interruptor.
Estos presentan medios de control como son:
X Pararrayos.
17
• Motores sobredimensionados.
• Esquemas de control complejo.
• Desconexiones del motor.
• Fallas del cojinete.
• Malfuncionamiento debido a las interacciones de
los componentes.
• Interrupciones en la producción o la elaboración
de productos dañados.
¿ Alteración en los computadores y apagado.
jt Los equipos y otros dispositivos electrónicos están diseñados
para recibir electricidad dentro de unos determinados parámetros de
voltaje. Todo aquello que no esté comprendido entre el pico esperado y los
niveles rms considerados como voltaje promedio ejercerá una tensión
sobre los componentes delicados y provocará un fallo prematuro.
2.1.4 SOLUCIONES:
Los problemas de la calidad de la energía y los causados por su defecto,
son consecuencia de la evolución de la electrónica y más particularmente de su
integración. Con ello se incrementa la exposición del usuario a perturbaciones
eléctricas y aumenta también la sensibilidad de los equipos. Es por ello, que el
suministro de corriente alterna, suele ser inadecuado para alimentar sistemas
informáticos, pudiéndoles causar problemas de pérdidas de datos y errores de
disco duro. Todos estos efectos se pueden agrupar en seis fenómenos que son:
Regulación, Transitorios, Ruidos eléctricos, Armónicos, Tierra y Cortes de
energía. Seguidamente se tratará cada uno de ellos de forma independiente, ya
que la solución de uno no implica la resolución del otro.
Una vez que se conocen cuales son los problemas de variaciones de
voltaje que tiene el sistema entonces se puede plantear soluciones, se debe tener
en cuenta el entorno eléctrico en el que se encuentra y los problemas que afectan
al sistema.
18
Una de las principales soluciones es la utilización del SAI (Sistema de
Alimentación Ininterrumpida) que se describe a continuación y que principalmente
sirve para aplicaciones en baja tensión:
2.1.4.1 Sistema de Alimentación Ininterrumpida - SAI -
2.1.4.1.1 Clases
2.1.4.1.1.1 ONLINE
El criterio popular que se utiliza en la aplicación de un SAI, es el poder
cerrar el proceso informático en el mismo orden que se efectuaría al final de la
jornada, cuando existe un corte de suministro. Las problemáticas descritas acerca
de la línea de transporte, distribución e instalación interior, son desconocidas
normalmente por el usuario y solo empieza a tener constancia de ellas cuando
sufre alguno de los problemas descritos. Según el tipo de problema que afecte a
la instalación informática y la dimensión de la misma, se deberá ubicar un SAI de
distinta topología, la cual se desarrolla a continuación.
En los SAI's de topología ON LINE se tiene que la red alimenta al cargador
de baterías y al ondulador como se muestra en la Fig. 2.6. De este modo se está
con las baterías en paralelo con el ondulador, por tanto cualquier corte o micro
corte queda suplido por las baterías. Se garantiza el aislamiento de la red, por
medio del transformador separador existente en el cargador de baterías. La
tensión de salida la proporciona el ondulador siempre, por tanto, se garantiza la
estabilización de salida, la estabilidad en frecuencia y la ausencia de
perturbaciones. No existe transferencia Red-SAI ni SAI-Red, puesto que es el
ondulador, quien está permanente trabajando y suministrando energía a la salida.
19
Entrada (VCarga±«r de
O Salida
Fig. 2.6. SAI ON LINE.
Entrodü n
Fig. 2.7. SAI ON LINE BYPASS.
Existe también la posibilidad de BYPASS, como se muestra en la Fig. 2.7.,
El cual debe garantizar, por redundancia, el suministro a la salida en caso de fallo
de red. La presencia ó incorporación del Bypass no debe ir en detrimento del
poder de sobrecarga del ondulador, puesto que no debe ser usual, la intervención
del mismo, en las sobrecargas de conexión de los equipos informáticos, ya que en
caso de ausencia de Red, no se podría conectar la carga, pese a tener las
baterías en condiciones. Como puede observarse en la figura, el conmutador de
salida, esta normalmente en la posición "O", por tanto el ondulador alimenta la
carga y el control del Bypass supervisa esta alimentación, en caso de producirse
alguna anomalía, el conmutador cambia a la posición "R", será por tanto, la Red
20
quien alimentará a la carga en estas circunstancias. Cuando el control del Bypass,
observe restaurado el funcionamiento del ondulador, o haya desaparecido la
anomalía que ha provocado la intervención, devolverá la alimentación al
ondulador.
Es importante observar que, dado que el Bypass, se comporta como
sistema redundante de seguridad, en la intervención del mismo no debe perderse
el aislamiento, característica fundamental que debe aportar un SAI ON LINE, por
tanto, el Bypass deberá incorporar transformador-separador, para garantizar ésta
característica durante su intervención, la cual es fácilmente olvidada por algunos
equipos, que consiguen reducidas dimensiones, al incorporar técnicas de alta
frecuencia. Esta tecnología, la primera históricamente en ser utilizada, es la que
aporta mayor grado de protección en su salida, ya que ésta, es totalmente
independiente de la entrada. Las condiciones de trabajo extremas desde un punto
de vista de red eléctrica, es decir, referentes a la entrada, dependen de la
concepción del cargador de baterías, a los que actualmente ya se dota de
corrector de factor de potencia, con lo cual se consume corriente senoidal a la
entrada, a la vez que se consigue bajar los niveles de tensión de red, a los que
todavía se carga la batería. El ondulador, construido generalmente con tecnología
PWM y semiconductores MOSFET o IGBT, aporta las características de salida.
En cualquier caso, esta topología, la más segura y de mayor grado de protección,
es cara y voluminosa.
2.1.4.1.1.2 OFFLINE
Parte del criterio de reducir cortes es proteger solo en caso de necesidad,
de tal forma que la red alimenta a la carga normalmente y tan solo interviene el
ondulador en caso de fallo de red o red excesivamente baja o alta, mediante la
acción del conmutador C (Fig. 2.8.) Se puede decir, que la red está controlada
dentro de un intervalo de tensión máxima y mínima, y por tanto la carga que se
está alimentando, deberá soportar los límites de tensión a los que interviene el
equipo. Normalmente no se produce un aislamiento entrada-salida y existe un
21
inevitable tiempo de transferencia Red-SAI-Red. Dicho tiempo puede llegar a ser
muy corto (1ms), sin embargo durante este tiempo, son los condensadores de
filtro de la carga quienes mantienen la energía.
Enfads O O Salid-
I> —
Csrgsdor dsCaleñas
-Ba:orié
Fig. 2.8. SAI OFF LINE.
Como podrá observarse, existen los mismos bloques que en una
configuración ON LINE, cargador de baterías, baterías y ondulador, sin embargo
se le añade un bloque más, que es el supervisor de red, elemento que permite
detectar un posible fallo de ésta y conmutar "C", para que sea el ondulador, quien
pase a alimentar la salida.
Bajo este criterio, el ondulador solo trabajará el tiempo de descarga de la
batería, apurándose hasta el límite, las características de los semiconductores de
potencia. A su a vez, la batería es cargada de forma lenta por el cargador, cuando
existen condiciones correctas de red. Queda a criterio del fabricante, la elección
de los límites de dimensionado y temperatura de trabajo de los distintos
componentes, para conseguir un equipo con una determinada fiabilidad-corte.
Siendo la topología OFF LINE, las más económica y en muchos casos,
suficiente, dista de ser la más adecuada para realizar una protección total,
parámetros como aislamiento, tiempo de transferencia y límites de protección por
red alta-baja, son normalmente subyugados a criterios económicos. El límite
normalmente más conflictivo, es el punto de intervención, donde el ondulador
22
empieza a trabajar y por tanto a utilizar batería, puesto que el equipo detecta la
tensión de red baja. El SAI OFF LINE, es útil prácticamente, solo en lugares
donde la red es estable y la protección a realizar, es frente a cortes momentáneos
de suministro.
Tal y como se ha comentado anteriormente, pese a que la topología OFF
LINE, es mucho más económica que la ON LINE, sus prestaciones y
características, distan de ser las necesarias para realizar una efectiva protección
de sistemas informáticos o críticos, sobre todo en lugares problemáticos, desde
un punto de vista de suministro eléctrico, es por ello, que se van introduciendo
variantes a la estructura básica OFF LINE, a fin de mejorar sus características
técnicas y por tanto prestaciones, intentándolas acercar al ON LINE a coste de
OFF LINE. Las técnicas actuales, para reducir los tiempos de transferencia,
mantienen al ondulador en funcionamiento, aún en condiciones de red correcta, a
fin de intervenir rápidamente cuando falla ésta, existen fabricantes que nombran a
esta estrategia con nombres vistosos comercialmente, como "interactive" etc. pero
no representan ninguna ventaja, puesto que la estrategia es muy común y
extensamente utilizada. Se comentará seguidamente, algunas variantes de la
topología OFF LINE:
2.1.4.1.1.3 Boost
Consiste en ampliar el margen de trabajo en modo red, con el fin de que la
batería se utilice más tarde, en cuanto a límite de tensión de red se refiere, de lo
que sería en un OFF LINE convencional, donde normalmente se interviene entre
180-190V de red (según fabricantes), momento en que el SAI, considera a ésta
baja. Un equipo OFF LINE boost, aporta un autotransformador, que es activado,
al detectar la red baja (180-190V), elevando éste la tensión de red un porcentaje
tal, que permite a la salida situarse de nuevo sobre los 220V nominales. Se
consigue en definitiva una elevación o "estabilización" en red baja y por tanto
retrasando hasta unos 165-175V la intervención del ondulador. La aplicación es
útil en zonas donde hay usualmente bajas tensiones de red, sin embargo se
23
mantiene la limitación típica de los OFF LINE, protección básicamente frente
cortes de red. Esto se muestra en la Fig. 2.9.
o o
Fig. 2.9. SAI BOOST.
2.1.4.1.1.4 Estabilizador
En la vía de red, se intercala un estabilizador, de modo que la tensión de
salida, proveniente de la red, es estabilizada un cierto porcentaje, tanto por
exceso como por defecto, reduciendo pues, la variación de tensión proveniente de
red, previa los límites de intervención del ondulador. Si al estabilizador, se le dota
de un transformador separador o de aislamiento, se dispone del equivalente en
prestaciones, más próximo de una topología ON LINE. Esto se muestra en la Fig.
2.10.
Fig. 2.10. SAI Estabilizador.
24
2.1.4.1.1.5 IN LINE
Es una nueva técnica, de conocimiento reciente, cuyo origen es de una
firma americana, quien lo aplicó a equipos de elevada potencia, a fin de mejorar la
fiabilidad y expectativas de vida. Comercialmente se utiliza como si de ON LINE
se tratara, por ello existen marcas que al ON LINE auténtico se le nombra como
"verdadero" o "doble conversión". Originariamente, si está correctamente
construido, las prestaciones y características que aporta, son prácticamente de
ON LINE. El sistema se basa en utilizar un ondulador reversible, capaz tanto de
generar, como de rectificar para cargar la batería. Manteniendo al ondulador en
marcha y variando la tensión y la fase generada por éste, se logra cargar
adecuadamente la batería. Una etapa estabilizadora en la entrada, es obligada,
para mantener al ondulador en los límites tolerables de trabajo como cargador, y
un elaborado filtraje protegen al propio ondulador de picos de sobretensión,
provenientes de la red, que lo estropearían. Debe prestarse atención, al
aislamiento eléctrico que pueda o no, incorporar el bypass. Esto se muestra en la
Fig. 2.11.
EstabilizadorTrafo .Separador
salida
ig. 2.11. SAI IN LINE.
25
2.1.4.1.2 Características eléctricas del SAI
Se destaca, seguidamente algunas de las características eléctricas más
importantes a tener en cuenta en un SAI.
2.1.4.1.2.1 Referente al ondulador:
Estabilidad de la tensión de salida en régimen estático. Indica la estabilidad
de la tensión de salida sin perturbaciones de red ni variaciones de carga.
Estabilidad en régimen transitorio. Indica la variación de la tensión de salida
cuando se produce una variación rápida de red ó bien con variaciones en la
carga.
Distorsión armónica. Indica la distorsión que contiene la tensión de salida.
Dicho contenido será función de la tecnología utilizada por el ondulador, siendo
mucho más fácil entregar la misma distorsión en un ondulador que trabaje en
PWM, que no en otro que opere con señal cuadrada.
Factor de potencia admisible. Indica el desfase tensión-intensidad que
admite el ondulador.
Potencia de salida. Indicada normalmente en VA (potencia aparente),
expresa la potencia nominal que puede entregar el ondulador, a través del factor
de potencia, se puede conocer la potencia activa W, que puede suministrar el
equipo. W=VAxfp.
Factor de Cresta. El factor de Cresta, es el cociente de la división entre el
valor de pico de la corriente demandada por el ordenador y el valor rms o eficaz
de la corriente. El factor usual de un ordenador es de 2 a 3. El grave perjuicio que
ocasiona este tipo de consumo, que se agrava mientras más ordenadores se
deben alimentar, debe ser soportado por la red eléctrica o por el SAI. La inclusión
de correctores de factor de potencia en los SAI, minimiza el problema hacia la red
26
eléctrica, siendo el SAI quien proporciona la totalidad de energía de cresta, sin
afectar a la red eléctrica.
Sobrecarga admisible y forma de protección. Indica las veces en que se
puede sobrecargar el ondulador sin deterioro para él. Es una característica
importante en sistemas ON LINE , ya que es el ondulador quien debe soportar
dicha sobrecarga, al conectar el ordenador o la carga a proteger.
Forma de onda. Existen diversas posibilidades en el diseño ó construcción
del ondulador, con lo cual un SAI, puede entregar diversas formas de onda. Será
un dato interesante el conocimiento de ésta, sobre todo en función del equipo
informático que se está alimentando y los armónicos generados.
Estabilidad en frecuencia. Indica la variación en frecuencia que genera el
ondulador, por tratarse de un generador, debe ser lo más cercana posible a la
frecuencia de red.
2.1.4.1.2.2 Referente al cargador de baterías (ON LINE) o al sistema (OFF
LINE):
Tensión de entrada. Indica la tensión máxima y mínima tolerable por el SAI,
será un dato importante la tensión de red a la cual todavía se carga batería. En
sistemas OFF LINE indicará la tensión de intervención del equipo y por tanto los
límites de protección.
Corriente de carga. Su control es muy importante para evitar un deterioro
prematuro de las baterías. La corriente ideal es C/10, la capacidad en
Amperios/hora divido por 10. El cargador debe ser capaz de mantener este
máximo de carga sin descuidar la corriente que necesita la etapa onduladora en
los modelos ON LINE para seguir funcionando.
27
2.1.4.1.2.3 Referente a las baterías:
Autonomía. Es el tiempo que se puede seguir alimentando a la carga,
cuando no existe red o ésta está por debajo de la tensión mínima, a la cual
todavía se carga la batería. Debe medirse a potencia nominal.
Tipo de batería y numero de éstas. Da una ¡dea de las corrientes que
circulan por el ondulador, también del coste de cambio de acumuladores y su
esperanza de vida.
2.1.4.1.2.4 Referente al Bypass:
Bypass o posibilidad de éste. Es la posibilidad de incorporar un conmutador
que alimente a la carga desde la red, en caso de fallo del ondulador.
Aislamiento eléctrico, cuando interviene el Bypass. Si el Bypass, no
dispone de aislamiento, obligatoriamente una fase de entrada, está en
permanente conexión, con una fase de salida, por tanto se está ofreciendo una
vía inmejorable, para que el ruido o perturbaciones en modo común, lleguen al
sistema que se debería proteger.
2.1.4.1.2.5 Generales:
Tipo de ventilación, temperatura, rendimiento. Son valores indicativos de
las pérdidas del equipo y del esfuerzo al que se somete a los semiconductores de
potencia.
Numero de avisos e indicaciones. Reflejarán la situación en la que se
encuentra el equipo, y facilitarán su manejo. Son en definitiva una mayor
comodidad al usuario.
Se indica, una tabla de ayuda, de la elección de la topología necesaria.
28
Problema eléctrico
Cortes de red
Variaciones de red
(bajadas)
Alteraciones frecuentes
(Subidas y bajadas)
Entorno aplicación
Casco Urbano
Casco Urbano
Casco Urbano
SAI Recomendado
OFF LINE
OFF LINE + Boost
OFF LINE + Estabilizador
2.1.4.2 Algunos equipos y el grado de protección ofrecido por los mismos.
Existen diversas soluciones, las cuales aportan distintos grados de
protección, y que en realidad forman parte de un proceso histórico de la evolución
de las tecnologías electromagnéticas y electrónica. En la parte final de esta
documentación, se tratará de las soluciones posibles a los transitorios, dado que
implica una tecnología externa al SAI, así como unas recomendaciones en la
instalación.
2.1.4.2.1 Transformador ferroresonante
Este regulador mantiene un voltaje casi constante a la salida con
excursiones de 20 a 40% en el voltaje de entrada. Son muy confiables, pues no
tienen partes móviles ni componentes electrónicas activas. Filtran muy bien los
ruidos de pico de voltaje. Proporcionan un punto de tierra local para disminuir el
voltaje de neutro a tierra. Tienen un tiempo de respuesta inferior a uno y medio
ciclos, esto es, si el voltaje de entrada cambia repentinamente, en menos de 25
ms. el voltaje de salida queda regulado.
El circuito resonante almacena suficiente energía para alimentar a la carga
cuando hay interrupciones cortas (cero voltios durante medio ciclo). Protegen a
las cargas críticas de disminuciones grandes de voltaje cuando tienen carga
reducida. En la Fig. 2.12. se muestra el voltaje de salida contra el voltaje de
29
entrada de un regulador ferroresonante de 1 kVA obsérvese que la función es
continua.
-sr 140-r—
c
!§ 120 -"ce(A
•8 100-0)c?
80-
9
• i ".. i i *~ i -^
0 110 130 150
voltaje de entrada (Vrms)
Fig. 2.12. Regulador ferroresonante.
2.14.2.2 Transformadores de aislamiento
Atenúan los disturbios de modo común (neutro a tierra y fase a tierra),
proporcionan un punto de tierra local. Con derivaciones o "taps" permite la
compensación de caídas de voltaje de estado estable en el circuito de
alimentación. Es un transformador con primario y secundario separados cierta
distancia y uno o varios blindajes para reducir el modo común. En la Fig. 2.13. se
ilustra la conexión apropiada de un transformador de aislamiento, mientras que en
la Fig. 2.14. se ilustra los cambios de "taps" si es que el transformador los posee.
30
UamliTin»}:*
*
Icoltcrmaniryírttco
Fig. 2.13. Transformadores de aislamiento.
Fig. 2.14. Intercambio de taps.
31
Este acondicionador mantiene el voltaje de salida entre ciertos límites y, si
tiene blindaje, proporciona aislamiento de modo común. El tiempo de corrección
es típicamente de tres a cinco ciclos. La Fig. 2.15. muestra el voltaje de salida
contra el voltaje de entrada de un regulador electrónico de 1 kVA. En dicha figura
se aprecia que una vez que el voltaje de entrada está por arriba del límite inferior,
98 Vrms, aparece una ligera saturación favorable a la regulación (cambio de
pendiente), de la gráfica se deduce que este regulador tiene tres derivaciones.
90 110 130 150
voltaje de entrada (Vrms)
Fig. 2.15. Regulador electrónico.
2.1.4.2.3 Regulador de tensión, Estabilizador
Ofrece soluciones cuando el problema estriba en variaciones de red, sin
embargo depende en gran modo de sus características, tiempo de respuesta y
margen de regulación. Consiste en la conmutación de diversas tomas de un
transformador, a fin de seleccionar la tensión de salida requerida. Pueden
incorporar un transformador de aislamiento, de modo que solucionan a la vez el
problema de ruidos, pero son incapaces de solucionar los cortes, microcortes y
las variaciones de frecuencia de la red, puesto que no aportan autonomía. Existen
dos familias de estabilizadores, los ferroresonantes y los electromagnéticos. Los
primeros actúan por saturación del núcleo del transformador. Los segundos
mediante conmutación de tomas.
32
2.1.4.2.4 Acondicionadores de red
Es la combinación de un transformador de aislamiento y un regulador de
red. Pueden por tanto ser ferroresonantes o electromagnéticos. Logran buenos
resultados frente a variaciones y parásitos de red, pero siguen siendo impotentes
frente a cortes y variaciones de frecuencia, en cambio su coste empieza a ser
importante.
2.1.4.2.5 Sistemas de alimentación ininterrumpida (SAI's - UPS)
Son equipos que por su concepción autónoma, permiten realizar suministro
aún cuando no exista suministro de red. Para ello incorporan baterías, cargador
de baterías y ondulador, la finalidad de este último, es convertir la corriente
continua procedente de los acumuladores, en corriente alterna, de iguales
características que la red, pero exenta de los problemas de ruidos y variaciones
que la afectan. Se consideran dos diseños básicos: UPS rectificador/cargador y
UPS interactivo que se muestran en la Fig. 2.16.
Las prestaciones más generales que deben aportar dichos equipos son:
^ Aislar la carga que se alimenta de la red.
^ Estabilizar el voltaje y la frecuencia de salida.
X Evitar picos y efectos parásitos de la red eléctrica.
¿ Almacenar energía en las baterías, las cuales la suministrarán
por un periodo fijo de tiempo, cuando haya un corte de corriente. Ésta
energía almacenada permitirá llevar a cabo la salvaguarda de la
información y el cierre normal del ordenador.
33
Ertrado Rsctificadcr ycargador C. A. a QD
f^ •--
ll.llMI.15
Salda1».
a. UPS rectificador/cargador
Entrada
—©-
Invasor y cargador
Equipo magnético< Transformador)
salida
tx UPS interactivo
Fig. 2.16. UPS.
2.1.4.3 Mejoramiento de la regulación con condensadores de
compensación de factor de potencia.
En un sistema que se caracteriza por un consumo de potencia activa y
reactiva, es decir, en el que existen motores de inducción u otras cargas similares,
se debe usar condensadores de compensación de factor de potencia. Ello permite
mejorar la regulación de voltaje, disminuyendo la caída de tensión en el
transformador, además, disminuyen las pérdidas en el transformador.
En la Fig. 2.17. se muestra claramente el efecto logrado al conectar
condensadores.
34
MEJORAMIENTO DE LA REGULACIÓN DE VOLTAJEICDIAKTE EL EMPLEO DE CONDENSADORES
FIN-41.IB KW
63KVA rpP-49kW
AV - a.
o vour-aov
Fig. 2.17. Mejoramiento de la regulación de voltaje mediante el empleo de
condensadores.
2.2 DISTORSIONES DE VOLTAJE:
2.2.1 ARMÓNICOS:
2.2.1.1 Introducción:
Cuando se dispone de una forma de onda periódica no senoidal, es posible
obtener respuestas en el dominio del tiempo auxiliándose con la transformada de
Laplace. Sin embargo, cuando se pretende hacer estudios de la misma forma de
onda, pero en el dominio de la frecuencia, la Serie de Fourier es adecuada.
La serie de Fourier establece que una forma de onda periódica no senoidal con
35
período T (frecuencia fundamental f=1/T) puede reemplazarse por un número
infinito de términos senoidales de frecuencias múltiplos de la frecuencia
fundamental.
Así, la forma de onda será igual a la suma de: una componente senoidal de
frecuencia f (llamada fundamental), una segunda componente senoidal de
frecuencia 2f (llamada segunda armónica), una tercera componente senoidal de
frecuencia 3f (llamada tercera armónica),..., hasta una h-ésima componente
senoidal de frecuencia hf (llamada h-ésima armónica). De esta manera cualquier
forma de onda periódica no senoidal (que se encuentra distorsionada con
respecto a una senoidal) es igual a la suma de la fundamental y las armónicas
como se muestra en la ecuación 2.1. Por otro lado, hay que tomar en cuenta la
simetría de la forma de onda con respecto al eje horizontal; cuando ésta es
asimétrica, a los términos senoidales hay que agregar un término constante,
denominado valor medio o componente de corriente continua.
v(0 = YQ
Atendiendo a la causa que las produce, las armónicas se dividen en dos
tipos: armónicas características y armónicas no características. Las primeras son
el resultado de la presencia de cargas no lineales en el sistema, mientras que las
segundas obedecen a ciertos fenómenos que ocurren en el sistema. Además,
dependiendo de si la carga productora de armónicas es variable o constante se
dividen en: Armónicas fluctuantes y armónicas no fluctuantes. Las armónicas
cuyas frecuencias son múltiplos enteros de tres se denominan armónicas triples,
el resto armónicas no triples. Las armónicas cuyas frecuencias son múltiplos de
dos se denominan armónicas pares, el resto impar. El entero que se multiplica por
la frecuencia fundamental para obtener la frecuencia de una armónica se
denomina orden armónico, y se denota por la letra h. Por ejemplo, para la
segunda armónica h = 2, para la tercera armónica h = 3, etc.
Hasta hace menos de dos décadas la aparición de armónicos en las redes
de distribución se limitaba a las zonas con demanda industrial, donde era posible
encontrar cargas con comportamiento no-lineal tales como hornos de arco y
36
rectificadores. Éstas aparecían a menudo enmascaradas por el resto del
consumo, constituido por motores eléctricos, hornos de resistencia y alumbrado,
este último en gran parte incandescente.
El rápido desarrollo de componentes electrónicos de potencia y el aumento
de su confiabilidad han permitido que se incorporen masivamente a las industrias.
Éstos, junto con las lámparas de descarga gaseosa de alto rendimiento lumínico,
colaboran notablemente en el mejoramiento de la eficiencia, pero como
contrapartida presenta características fuertemente no lineales.
En los sectores residencial, comercial y público es también notable el
aumento de la contaminación armónica en las redes de distribución debido a la
cada vez mayor difusión de equipamiento con respuesta no lineal. Las fuentes
conmutadas para aparatos de televisión y equipos de computación, los balastos
electrónicos sin filtros, los cargadores de baterías para centrales telefónicas o los
SAI son solo algunos de los ejemplos que se pueden mencionar. El efecto de los
componentes armónicos sobre el equipamiento electrónico de regulación,
medición, protección y control es frecuentemente la causa de serios problemas.
El incremento de la velocidad de operación de los microprocesadores y la
cada vez mayor integración de componentes electrónicos en los equipos con los
que se trabaja, hace que los mismos sean cada vez más susceptibles a ser
afectados por problemas relacionados con la baja calidad de la energía eléctrica.
No solo se mencionarán las computadoras o servidores, sino a todos los
equipos que son calificados como Equipos de Tecnología de Información
(Information Technology Equipment) como son los equipos médicos, equipos
industriales, puntos de venta, cajeros automáticos, equipos de redes de datos,
equipos de telecomunicaciones, impresoras y otros equipos electrónicos basados
en microprocesadores.
Cada sistema de computadora está compuesto de microcircuitos muy
pequeños que operan a voltajes muy bajos. Estos circuitos efectúan las
computaciones comparando los pequeños cambios que ocurren en estos voltajes
37
de operación. Los problemas en el suministro de energía eléctrica interfieren con
estas comparaciones de voltaje.
Generalmente el daño no es visible hasta que el equipo falla y entonces, es
demasiado tarde. Los disturbios eléctricos de menor magnitud son aquellos que
interfieren con la capacidad de la computadora para tomar decisiones lógicas.
Estos disturbios están asociados con el ruido de modo normal y el voltaje de
modo común (medidos entre tierra y neutro).
Estos disturbios disruptivos son responsables de la mayoría de las fallas
inexplicables que ocurren de tiempo en tiempo. Estos tipos de disturbios causan
interrupciones del sistema, archivos perdidos, errores de comunicación, llamadas
de servicio en las que "no encuentra ningún problema", datos de prueba
imprecisos y en general, un bajo rendimiento del sistema.
-100
Distorsión armónica
90 180 270Q-ados Eléctricos
200
-200
Fig. 2.18. Distorsión armónica.
En general, los armónicos son producidos por cargas no lineales que a
pesar de ser alimentadas con una tensión senoidal absorben una intensidad no
38
senoidal. Para simplificar se considera que las cargas no lineales se comportan
como fuentes de intensidad que inyectan armónicos en la red.
Para poder analizar y caracterizar el sistema bajo condiciones armónicas,
se requiere especificar modelos para los diferentes componentes del sistema,
teniendo en cuenta su dependencia con la frecuencia.
2.2.1.1.1 Límites tolerables para la distorsión armónica de voltaje:
Los valores eficaces (rms) de los voltajes armónicos individuales (Vi1) y los
THD, expresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición
respectivo, no deben superar los valores límite (Vi' y THD') señalados a
continuación. Para efectos de esta regulación se consideran los armónicos
comprendidos entre la segunda y la cuadragésima, ambas inclusive.
39
ORDEN (n) DE LA ARMÓNICA Y
THD
Impares no múltiplos de 3
5
7
11
13
17
19
23
25
>25
Impares múltiplos de tres
3
9
15
21
Mayores de 21
Pares
2
4
6
8
10
12
Mayores a 12
THD
TOLERANCIA |V¡'| o |THD'|
(% respecto al voltaje nominal del
punto de medición)
V > 40 kV
(otros puntos)
2.0
2.0
1.5
1.5
1.0
1.0
0.7
0.7
0.1 +0.6*25/n
1.5
1.0
0.3
0.2
0.2
1.5
1.0
0.5
0.2
0.2
0.2
0.2
3
V < 40 kV
(trafos de
distribución)
6.0
5.0
3.5
3.0
2.0
1.5
1.5
1.5
0.2+ 1.3*25/n
5.0
1.5
0.3
0.2
0.2
2.0
1.0
0.5
0.5
0.5
0.2
0.5
8
40
2.2.1.2 Causas:
Las armónicas son generadas por cualquier carga no proporcional al voltaje
aplicado (no lineales).
La mayoría de las cargas son un poco no lineales, pero en general los
transformadores operando en saturación y las cargas controladas por medios
electrónicos son las fuentes principales de armónicos.
Las cargas monofásicas no lineales como las fuentes electrónicas de
interrupción, y las lámparas de descarga, generan la 3a, 5a, 7a, 9a, 11a, etc.
armónicas. Y, las cargas trifásicas no lineales como son los variadores
electrónicos de velocidad generan la quinta armónica y las de grado más elevado.
Mientras que las armónicas características dependen del número de
rectificadores en el circuito, las magnitudes relativas de cada armónica dependen
de los parámetros de la carga y del sistema de distribución.
La generación de armónicas proviene fundamentalmente de las cargas no
lineales un ejemplo se presenta en la Fig. 2.18. como por ejemplo los equipos de
iluminación fluorescentes, las fuentes de poder que alimentan computadoras, los
variadores electrónicos de velocidad de motores eléctricos, los rectificadores, y en
general, los equipos de electrónica de potencia. Asimismo, generan armónicas las
reactancias saturables, los equipos de soldadura y hornos de arco.
41
Distorsión de Voltaje Provocada por carcas no lineales
A fj : yContente de La c
+
¡O)
AVVs(t)
_ C-irg.l NoL "i . i l VL(t)
VL = Vs - AV
Y
A\'= AVI sen (cot+ccl) + AV3 sen(3(út + a 3)+...+ AVn sen(ncot + a n)
Fig. 2.18. Distorsión de Voltaje.
En la siguiente tabla se citan, a título orientativo, distintos receptores con
unas indicaciones sobre el espectro armónico en intensidad inyectado.
Tipo de carga
Transformador
Motor asincrono
Lámpara de descarga
Soldadura arco
Hornos de arco CA
Rectificadores con filtro
inductivo
Rectificadores con filtro
capacitivo
Cicloconvertidores
Reguladores PWM
Armónicos generados
Orden par e impar
Orden impar
3° + impares
3°
Espectro variable
inestable
h = K x P ± 1
Ih = 11/h
h = K x P ± 1
Ih = l1/h
Variables
Variables
Comentarios
Componente en CC
ínter y subarmónicos
Puede llegar al 30% de 11
No lineal-asimétrico
SAI-variadores V
Alimentación equipos
electrónicos
Variadores V
SAI-convertidor CC-CA
42
En la Fig. 2.19. se presenta el estado original de la señal de voltaje en un
circuito con presencia de armónicos y la impedancia en función de la frecuencia.
Condición Original (480 V)
Circuito equivalenteLsc
Zeq= j w Lsc
\ZeQCn — (O L
Lsc: Inductancia correspondienteal nivel de corto circuito calculadoen el nodo donde se conectan loscapacitores
j
Zeq V5. OJ
1 v. . :..a t,.e
^*
^
^
^
"^
^^
»nr'ú !.
^
V(t)
1
i — .
A
^S\fl
/
j
/
f^
\
V
tj t«í
//J
" '
Fig. 2.19. Condición original de la onda de Voltaje.
2.2.1.3 Efectos:
En muchas empresas hay un desconocimiento de los efectos de armónicos
en sus instalaciones. Este fenómeno eléctrico ha ido en aumento y afecta
seriamente a los equipos si no se toman las medidas adecuadas para eliminarlos
o al menos neutralizarlos. Los armónicos pueden tener su origen en las propias
industrias, o bien, en la red de suministro eléctrico al haber sido contaminadas sus
redes de distribución por algunos clientes. Merecen especial mención, los
rectificadores por ser los que se encuentran con mayor frecuencia en las
industrias y los que generan más armónicos.
Entre los problemas más frecuentes que causan los armónicos se pueden
señalar:
43
Efectos de los
armónicos
Causa Consecuencia
Sobre los
conductores
Las intensidades armónicas
provocan el aumento de
Irms.
El efecto pelicular reduce la
sección efectiva de los
conductores a medida que
aumenta la frecuencia.
Disparos intempestivos de las
protecciones.
Sobrecalentamiento de los
conductores.
Sobre el
conductor neutro
Cuando existe una carga
trifásica más neutro
equilibrada que genera
armónicos impares múltiplos
de 3.
Cierre de los armónicos
homopolares sobre el neutro
que provoca calentamiento y
sobreintensidades.
Sobre los
transformadores
Aumento de la Irms.
Las pérdidas por Foucault
son proporcionales al
cuadrado de la frecuencia,
las pérdidas por histéresis
son proporcionales a la
frecuencia.
Aumento de los calentamientos
por efecto Joule en los
devanados.
Aumento de las pérdidas en el
hierro.
Sobre los
motores
Análogas a las de los
transformadores y
generación de un campo
adicional al principal.
Análogas a las de los
transformadores más pérdidas
de rendimiento.
Sobre los
condensadores
Disminución de la
impedancia del condensador
con el aumento de ta
frecuencia.
Envejecimiento prematuro,
amplificación de los armónicos
existentes.
44
2.2.1.4 Soluciones:
Las recomendaciones para controlar la magnitud de los voltajes armónicos
generados se pueden resumir en:
X Uso de filtros activos, que son compensadores activos de
armónicos.
X Uso de transformadores de separación que separan las
armónicas múltiplos de 3 de la fuente de alimentación.
X Uso de reactores de línea para corriente alterna.
X Realizar una nueva distribución de cargas y balance eléctrico
de la instalación.
X Mayor dimensionado de los transformadores y cables para
disminuir las perturbaciones.
X Realizar un mantenimiento preventivo de la instalación
eléctrica.
X Separar las cargas lineales de las no lineales.
X Realizar un monitoreo continuo del sistema.
X Cuando las cargas no lineales no son más del 20% de las
cargas totales de un sistema de distribución, en la mayoría de los casos, es
posible mantener la distorsión dentro de los límites recomendados por la
IEEE-519-1992, con simples reactores en serie colocados en las cargas no
lineales.
X El efecto de las armónicas de secuencia cero, esto es, las que
son múltiplos de 3, es minimizado mediante:
• El empleo de filtros de tercera armónica
• La conexión de transformadores trifásicos zig-zag, con o sin
secundario conectado en delta.
X El efecto de las armónicas de secuencias positiva y negativa
se contrarresta intercalando en paralelo con la fuente "ruidosa" de
armónicos, un filtro de trampa activo o pasivo.
X El pasivo, o LC, está construido con reactores (L) y
capacitores (C) trifásicos. Una de las características de este filtro es que su
impedancia es baja en la frecuencia de ajuste, y por ello, al conectarse a
45
una carga no lineal, la mayoría de la corriente armónica será tomada del
filtro y el resto, del sistema, disminuyendo con ello la distorsión armónica
en corriente y en voltaje en el punto de acoplamiento con la red de
distribución.
X El filtro LC es ajustado ligeramente abajo de la frecuencia
armónica más baja presente en el sistema eléctrico. En un rectificador
trifásico de 6 pulsos, la quinta armónica (SOOHz) es la más baja armónica
producida, por lo que un filtro ajustado a 282 Hz absorberá la 5a y parte
significante de la 7a armónica. Si con ello no se reducen las corrientes
armónicas a las recomendaciones de la IEEE-519-1992, se puede instalar
un filtro multifrecuencia para la 7a, 11a, 13a armónicas.
X Un transformador de aislamiento o un reactor en serie
colocado entre la fuente y el filtro LC incrementa la impedancia del sistema
para las frecuencias armónicas. Como resultado se tiene que las corrientes
armónicas en el sistema se reducen y, otras armónicas de otras partes del
sistema no sobresaturan el filtro.
X Es importante notar que los filtros pueden colocarse en el bus
o en el transformador principal para reducir las armónicas de la carga
completa, pero, el filtrado más efectivo ocurre cuando un filtro se coloca en
cada carga no lineal.
X En los casos más contaminados con armónicas, se requiere
de un "Analizador de Espectro" para obtener la magnitud y fase de cada
frecuencia y, su cambio en el tiempo, antes de proponer una solución
general, ya que en estos casos puede causar otros efectos indeseables al
bajar la frecuencia característica del sistema.
X Un transformador neutralizante de inducciones (INT) es un
dispositivo pasivo que se conecta en serie con el cable. Se usa para mitigar
los voltajes de CA, las corrientes o los armónicos inducidos que pueden
causar ruido, malfuncionamiento del equipo o daño.
X Los tamaños estándar son 2, 6, 12, 25, 50, 75 y 100 pares.
Cuando se requiere mayor cantidad de pares se usa configuraciones
múltiples de los tamaños estándar. También están a disposición INT PCM
de portadora digital para sistemas de 1, 6, 12, 25 y 50.
46
X El transformador neutralizante de inducciones está diseñado
para reducir hasta el 95 por ciento de voltajes longitudinales o de modo
común de 50/60 Hz que pueden aparecer continuamente en una línea de
telecomunicaciones o como fenómenos transitorios provenientes de
relámpagos, fallos mecánicos u operaciones de conmutación en el sistema
de alimentación eléctrica.
En la Fig. 2.20. se presenta el resultado de colocar un banco de
capacitores en el circuito de la Fig. 2.19.
Conectando banco de capacitores (480\
Circuito equivalente•mr
Lsc
Fig. 2.20. Utilización de banco de capacitores.
En la Fig. 2.21. se presenta el resultado de colocar filtros en el circuito de la
Fig. 2.19.
47
Instalando filtros (480V) Zeq vs Cu
Lsc
L f Zeq
Circuito equivalente
Fig. 2.21. Utilización de filtros.
A continuación se presenta una descripción más específica de algunas
soluciones que se tiene para corregir los armónicos:
2.2.1.4.1 Condensadores con aislamiento reforzado tipo FMR
Estos condensadores se emplean cuando el nivel de armónicos presente,
aun siendo reducido, es suficiente para provocar sobretensiones y
sobreintensidades en los condensadores que superen lo indicado en las normas.
Estos condensadores están fabricados con dieléctrico reforzado especialmente
seleccionado para trabajar en condiciones adversas, presentan gran resistencia a
las sobrecargas permanentes y sus principales características son:
U trabajo máx. = 2UN
I trabajo max = 2,2 IN
48
2.2.1.4.2 Filtros de protección de condensador
Los filtros de protección de condensadores se emplean cuando el objetivo
final es la compensación de energía reactiva, a la frecuencia fundamental, en
redes con un alto contenido en armónicos. Su misión consiste en evitar que las
corrientes armónicas sobrecarguen el condensador desviándolas hacia la red.
Los filtros de protección de condensadores se realizan conectando una reactancia
en serie con los condensadores de forma que la frecuencia de resonancia del
conjunto se situé en un valor entre la fundamental y la del armónico inferior que es
generalmente el de 5° orden. De esta manera el conjunto presenta una elevada
impedancia inductiva para todos los armónicos. La conexión provoca que el
condensador trabaje a una tensión superior a la de la red. Por este motivo los
condensadores que se instalen con reactancias de protección deberán ser
diseñados para soportar las sobre tensiones que estas provocan.
A una instalación de condensadores diseñada para trabajar a tensión de red no se
le puede instalar reactancias de protección standard, ya que se haría trabajar a
los condensadores a una tensión superior a la del diseño.
La elección del punto de resonancia del conjunto LC es un compromiso entre la
cantidad de armónicos rechazados por el filtro y el incremento de tensión que la
frecuencia fundamental se produce en el condensador.
2.2.1.4.3 Reactancias tipo INR para filtros de protección
Diseñadas para esta clase de trabajo, se dispone de una gama
normalizada para proteger condensadores desde 10 hasta 100 kvar, 230 V y 400
V.
2.2.1.4.4 Baterías automáticas con filtros de protección de condensadores
Diseñada para esta clase de trabajo, se dispone de una gama normalizada
para proteger condensadores desde 10 hasta 100 kvar, 230 V y 400 V.
49
2.2.1.4.5 Baterías automáticas con filtros de protección de condensadores
Actualmente en el mercado se dispone de una gama normalizada de
baterías automáticas para la mejora del factor de potencia diseñadas para trabajar
en redes eléctricas con presencia de armónicos de manera que permitan una
operación fiable y segura de los condensadores. Las baterías automáticas de
condensadores equipadas con filtros de protección contra armónico se componen
de:
X Condensadores FILMETAL de aislamiento reforzado y tensión
superior a la red.
X Reactancias de filtro trifásicas con núcleo de chapa magnética
de alta calidad.
X Protección contra sobrecarga mediante control de la
temperatura de la reactancia.
X Regulador de energía reactiva de la serie MCR con filtro de
armónicos en las entradas de señal de tensión e intensidad.
X Fusible de alta capacidad de ruptura tipo NH.
2.2.1.4.6 Filtros de eliminación de armónicos
Estos filtros se emplean cuando el objetivo perseguido no es la
compensación de reactivos a la frecuencia fundamental sino la reducción de los
armónicos presentes en la red. La total eliminación no es posible, puesto que los
filtros siempre presentan una pequeña impedancia.
2.2.1,4.7 Los filtros pasivos
La resonancia serie aparece con la conexión de una reactancia inductiva y
una capacitiva. Existirá una determinada frecuencia que hará cero la impedancia
del conjunto L-C serie.
50
Este fenómeno es utilizado para "filtrar" los armónicos en una instalación.
Para lo cual se presenta lo siguiente:
X Equipos ciase "H": Con los equipos clase "H" no se reduce
distorsión armónica ni se evita la amplificación, únicamente se protegen
condensadores de las sobretensiones armónicas que existan en la
instalación.
X Equipos SAH: Cuando a la necesidad de compensar se une la
necesidad de filtrar debido a que amplificación de los armónicos existentes
es demasiado elevada, se recomienda instalación de equipos SAH. Estos
equipos evitan la amplificación y protegen a los condensadores de las
sobretensiones armónicas. Los equipos SAH son conjuntos L-C
sintonizados a una frecuencia de resonancia serie de 190 Hz, y provocan
desplazamiento de la frecuencia de resonancia paralelo fuera del espectro
armónico evitando de esta manera la amplificación. En la Fig. 2.22. se
presenta la variación de la impedancia en función de la frecuencia cuando
se incorpora un equipo SAH.
Fig. 2.22. Variación de Z en función de f con equipos SAH.
X Filtros sintonizados: Utilizando la misma característica de la
frecuencia de resonancia serie, los filtros sintonizados presentan una
frecuencia de resonancia serie para cada uno de los armónicos que se
51
frecuencia de resonancia serie para cada uno de los armónicos que se
pretenda filtrar. De tal forma que un equipo de estas características
presenta tantos escalones como frecuencias de sintonía se pretendan
disponer. En la Fig. 2.23. se presenta la variación de la impedancia en
función de la frecuencia cuando se incorpora un filtro sintonizado.
Fig. 2.23. Variación de Z en función de f con filtros sintonizados.
X Existen otros tipos de filtros en función de las necesidades de
cada instalación, como pueden ser los filtros amortiguados de 2do o Ser
orden, que además de filtrar los armónicos de su propia frecuencia de
sintonización, amortiguan los de frecuencias superiores.
La siguiente tabla permite seleccionar de una forma sencilla las distintas
soluciones en función de las características de la instalación.
Gh = suma de las potencias de todos los generadores de armónicos.
Sn = potencia nominal del transformador.
Equipo seleccionado
Equipos estándar
Equipos clase "H"
Equipos "SAH"
Filtros sintonizados
Gh/Sn
Gh/Sn< 15%
<15%<Gh/Sn
25%< Gh/Sn <
< 25%
60%
60%< Gh/Sn
52
2.2.2 FLICKER:
2.2.2.1 Introducción:
El flicker (Parpadeo), es un disturbio en la amplitud de la tensión, es de tipo
conducido, no simétrico (distinto en cada fase), cuya principal consecuencia es la
variación del brillo de las lámparas incandescentes, que causa molestia visual, y
que permaneciendo produce cansancio.
Se lo considera una sensación subjetiva visual del individuo sometido a
fluctuaciones de la intensidad de la iluminación. La intensidad luminosa varia con
un factor 3.4 a 3.8 veces la variación de la tensión.
El flicker se trata de caracterizar en modo objetivo, a través de un
instrumento que realice el modelo de percepción visual de un observador medio,
suficientemente representativo.
Para obtener este resultado se han desarrollado experimentalmente curvas
que relacionan, para determinado tipo de fluctuación de tensión (sensorial,
rectangular) la amplitud para la cual el flicker generado se hace perceptible, y la
frecuencia correspondiente.
También se ha debido definir la lámpara incandescente que ilumina.
Además se han debido conducir investigaciones de la visión humana, como para
poder especificar el modelo completo, que partiendo de las fluctuaciones de
tensión simula mediante circuitos electrónicos la percepción visual del flicker.
En general las fluctuaciones de tensión generadas por cargas, causa de
disturbios, tienen características variables en el tiempo y es necesario fijar un
periodo de observación considerado significativo y evaluar en modo estadístico la
variación de la sensación instantánea en el mismo periodo.
53
2.2.2.1.1 Flicker de breve término - Pst
Evalúa la severidad del "flícker" en períodos cortos de tiempo, con
intervalos de observación de diez minutos. El valor de Pst se expresa en unidades
pu. de modo que, para valores de Pst superiores a 1, se considera que el "flícker"
es perceptible y afecta, portante, a la visión.
2.2.2.1.2 Flicker de largo término - Plt
Hay aparatos generadores de disturbio que tienen un ciclo de
funcionamiento prolongado, para los cuales la evaluación de la severidad del
flicker de breve término no es suficiente (por ejemplo: hornos de arco). Para estos
casos es necesario definir una metodología de evaluación del flicker de largo
término, y es posible adoptar una técnica de elaboración estadística de los datos
perfectamente análoga a aquella utilizada para determinar el Pst, en modo de
caracterizar el fenómeno con un solo parámetro índice de la severidad.
Aun así ha parecido más práctico subdividir el periodo de observación en
muchos lapsos de 10 minutos y obtener para cada uno de ellos el Pst
correspondientes. Obtenida así una serie de valores de Pst se podría construir
una curva de duración (probabilidades acumuladas) y caracterizarla a través de
porcentuales oportunamente elegidos, pero se ha preferido utilizar un método de
media que ha demostrado producir buenos resultados.
12
12(2.2.)
Las ventajas del método son que se mantiene el contenido de información
de los Pst singulares, a lo largo de todo el ciclo de funcionamiento del aparato o
instalación en examen, y se reducen mucho las necesidades de memoria de un
eventual bloque de elaboración estadística, que puede ser incluido en el
54
flickerímetro en modo de obtener directamente en línea la evaluación de la
severidad.
Teniendo en cuenta el ciclo medio de operación de las distintas cargas que
producen disturbios un tiempo de observación de 2 horas parece razonable para
la evaluación del flicker de largo término.
2.2.2.1.3 Niveles de compatibilidad correspondientes al flicker.
Los niveles a continuación indicados se refieren a la red publica de
distribución y a las redes a ella asimilables.
La definición de los niveles de compatibilidad debería tener en cuenta:
X Que el flicker emitido en un nivel de tensión se transfiere
prácticamente por entero sobre los niveles de tensión inferiores; de los
niveles inferiores a los superiores prácticamente no existe transferencia.
X La ley de composición del flicker corresponde con una ley
general hipotética.
X La emisión global de disturbio de flicker en un nivel de tensión
es función de la carga suministrada directamente en tal nivel, y de su
porcentaje de carga generadora de disturbios.
X El nivel de compatibilidad del flicker de breve término sobre la
baja tensión vale Pst = 1 pu. por que para el flicker prácticamente no existe
un margen entre nivel de inmunidad y de compatibilidad, tal valor de Pst =
1 pu. debe ser entendido como un valor que tiene una baja probabilidad de
ser superado (por ejemplo 1%, 0.5%, 0.1%).
X La experiencia hasta ahora adquirida parece indicar una
estrecha correlación entre los niveles de flicker de largo término Plt y
número de reclamos de usuarios afectados por el flicker.
55
2.2.2.1.4 Evaluación analítica del flicker
La evaluación del flicker en casos relativamente simples (variaciones de
tensión no frecuentes, formas de variaciones de tipo rectangular o sinusoidal
cíclicas, etc.) puede ser hecha con formulas simples y buena precisión.
Para casos complejos es en cambio necesario recurrir a métodos de
simulación digital o a medidas directas con el flickerímetro. La metodología a
seguir para la evaluación analítica del flicker es la siguiente: Cálculo de la caída
de tensión en función del tiempo durante una variación de tensión singular;
cálculo de la emisión de flicker para variaciones de tensión singulares;
composición de las distintas emisiones de flicker calculadas.
2.2.2.1.5 Ley de composición del flicker
El nivel de severidad de flicker evaluado en un punto cualquiera del sistema
de distribución es naturalmente dependiente del grado de emisión de todas las
fuentes de disturbio que presentan un efecto apreciable en tal punto. Una
evaluación segura de la severidad global del flicker, en el estado actual de la
técnica solo puede obtenerse a través de mediciones directas.
2.2.2.1.6 Límites tolerables de Flicker:
El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo,
no debe superar la unidad. Se considera el límite Pst = 1 como el tope de
irritabilidad asociado a la fluctuación máxima de luminancia que puede soportar
sin molestia el ojo humano en una muestra específica de población.
Se considerará que el suministro de electricidad no cumple con el límite
admisible arriba señalado, en cada punto de medición, si las perturbaciones se
encuentran fuera del rango de tolerancia establecido en este numeral, por un
tiempo superior al 5 % del período de medición de 7 días continuos.
56
2.2.2.2 Causas:
Algunos equipos eléctricos al ser conectados a la red de distribución
pueden provocar oscilaciones durante su operación normal, trayendo como
consecuencia un parpadeo.
Entre los diferentes equipos eléctricos que presentan este comportamiento
se tiene: Hornos de arco, motores, aparatos de suelda, rayos X, entre otros. La
operación de estos equipos provoca la oscilación de voltaje que a su vez causan
perturbaciones en el funcionamiento de las instalaciones de los consumidores
ligados a una misma red, como es el caso de receptores de televisión y equipos
electrónicos.
Entre los equipos que provocan flicker el más importante es el horno de
arco.
2.2.2.2.7 Hornos Eléctricos.-
Existen tres tipos de hornos: de resistencia, inducción y arco, siendo este
último el que provoca fluctuaciones de voltaje.
Los hornos de arco representan la mayor carga en sistemas de
distribución.
Las fluctuaciones de voltaje que estos ocasionan están en el margen de 0.5
a 30 Hz debido al comportamiento aleatorio del arco durante el período de
fundición del material. Mientras los niveles de potencia cambian dramáticamente
durante la perforación eléctrica, durante el tiempo de fundición del material en el
horno ocurren pequeñas variaciones continuamente.
Las variaciones de voltaje tan bajos como 0.5% en el margen de
frecuencia de 6-1 OHz pueden causar "flicker" de luz en las lámparas
incandescentes ordinarias.
57
La operación de un horno de arco tiene dos períodos: el de fundición y el
de refinamiento.
El período de fundición esta caracterizado por fluctuaciones violentas de
corriente a bajo factor de potencia, mientras que en el período de refinamiento es
caracterizado por una carga trifásica estable de alto factor de potencia.
Por tanto las empresas distribuidoras tienen principal interés en el período
de fundición de la operación del horno de arco cuando las variaciones grandes de
carga causan fluctuaciones de voltaje y por ende el flicker de lámpara
resultante.
Debido al desplazamiento aleatorio del arco eléctrico y los cambios
resultantes en la longitud de este, existen fluctuaciones aleatorias en la corriente
las cuales unas tras otras causan fluctuaciones de voltaje en el circuito de
alimentación del horno en proporción a la impedancia de alimentación común en
el punto de medición.
2.2.2.2.2 Soldadoras Eléctricas. -
Sus características y su amplio uso determinan la importancia de éstas en
las fluctuaciones de voltaje los mismos que dan como resultado el efecto fiicker.
Al ser estas parte integral de una industria no causan ningún problema
debido a que las instalaciones de energía son lo suficientemente fuertes.
En casos aislados en los que estas constituyen la mayor carga en el área,
serios problemas de flicker pueden ser encontrados en los sistemas de
distribución adecuados para cargas ordinarias.
Aunque circuitos rectificadores en puente son usados en las soldadoras
por resistencia, usualmente existirá alguna saturación del transformador de la
máquina soldadora. Este efecto junto con los pulsos sucesivos breves de alta
58
corriente, produce caídas de voltaje que resultan en un efecto flicker
considerable.
En el encendido de varias soldadoras se presentan los problemas de
flicker, la caída de voltaje en ese momento causa numerosas sueldas en frío.
Máquinas grandes de soldadura automatizadas también causan
problemas de flicker a las compañías distribuidoras de energía eléctrica. La
caída de voltaje repetitiva y frecuente de la máquina soldadora puede causar un
parpadeo muy notable en la iluminación.
2.2.2.2.3 Motores.-
Los motores al constituir una de las cargas más importantes en cualquier
sistema, (aproximadamente el 70%) constituyen una de las principales fuentes
generadoras de flicker en el momento de su arranque.
Por razones de costo, eficiencia y confiabilidad los motores requieren
elevadas corrientes en el momento de su arranque, algunas veces su corriente
nominal, con la finalidad de producir el suficiente torque de arranque.
2.2.2.2.3.1 Motores Monofásicos de Potencia Menor a 1HP,-
Estos son diseñados para arranques frecuentes con bajas corrientes
dependiendo del servicio, es usado en refrigeradoras domésticas y quemadores
de aceite.
Es muy costoso diseñar sistemas de distribución que satisfagan la
regulación de voltaje para alimentar a este motor y minimizar el efecto flicker.
59
2.2.2.2.3.2 Motores Polifásicos-lntegrados, operados en circuitos de
Distribución Secundarios.-
Son la mayor fuente potencial de flicker. Estos son usados para aire
acondicionado. En general el tamaño de estos motores se encuentra fuera de
proporción con respecto a su línea de alimentación.
2.2.2.2.4 Arranque de Grandes Motores Trifásicos.-
El arranque de estos motores por las industrias produce problemas de
flicker en las líneas de alimentación. Usualmente no presentan mayor problema
puesto que estos están ubicados en zonas industriales donde sus líneas de
alimentación son inherentemente fuertes, son muy pocos los usuarios
residenciales que se sirven de la misma línea y por esto, límites mayores de
voltaje son permitidos.
Existen problemas también cuando un proceso industrial involucra un único
motor grande y varios motores auxiliares más pequeños o cuando la planta está
operando con suministro parcial, debido a mantenimiento o falla del sistema de
alimentación.
Los motores más grandes que requieren ser arrancados simultáneamente
deben ser analizados para evitar el efecto flicker, debido a los grandes
requerimientos de corriente.
2.2.2.2.5 Cargas Intermitentes accionadas por motor-
Bombas y compresores de aire. Los aserraderos, cortadoras de carbón,
son ejemplos en los que las sobrecargas fuertes son comunes y difíciles de
prevenir. Las prensas perforadoras y cortadoras son ejemplos en los que la carga
experimenta grandes variaciones.
60
2.2.2.3 Efectos:
El flicker trae consigo efectos desfavorables para diferentes equipos
electrónicos y graves perjuicios a la vista de las personas.
2.2.2,3.1 Efectos en ¡as personas:
En algunas personas, una iluminación intermitente del campo visual
(flicker), provoca un fenómeno visual, que se caracteriza por la aparición de un
escotoma.
Podría interpretarse como una pérdida de su capacidad de adaptación
instantánea a la luz.
El ojo humano es particularmente sensitivo a las fuentes de luz
parpadeantes si el voltaje de suministro es modulado a frecuencias bajo 30 Hz la
sensitividad del ojo al flicker de voltaje llega a un máximo en el margen de 6 a
10 Hz. El umbral de perceptibilidad es definido en el nivel más bajo del voltaje
causante del flicker para el cual el cambio en al salida de luz es perceptible a la
mayor parte de la población.
2.2.2.3.2 Efectos en equipos:
¿ La aparición del efecto flicker induce al mal funcionamiento
de:
• Los circuitos de sincronización de fase PLL.
• Los pequeños equipos electrónicos de suministro
ininterrumpible de potencia UPS.
• El alumbrado de descarga gaseosa
» Los aparatos industriales
• El encendido o arranque no frecuente de los motores
• Las computadoras
61
• Otros aparatos electrónicos de oficina sensibles que
requieren fuentes de respaldo o protección para evitar
interrupciones inaceptables en el servicio
X Titileo de las pantallas de los televisores, entre otros.
2.2.2.4 Soluciones:
Se dará soluciones específicas según el equipo que esté provocando el
flicker.
2.2.2,4.1 Soldadoras:
Como medida correctiva se establece cambio en los circuitos de
alimentación, aumento de tamaño del alimentador o capacidad de la subestación
de las que estas se provean.
Como solución económica, líneas separadas a la soldadora o capacitores
serie.
2.2.2.4.2 Motores polifásicos-integrados:
Una solución práctica es usar un arrancador, para que limite el empuje
inicial de la corriente, y de ahí en adelante varíe la corriente en incrementos
suficientemente pequeños, para prevenir el flicker de lámpara.
2.2.2.4.3 Interrupciones (Cortocircuitos y sobrevoltajes):
Reducir el tiempo de duración de caída de voltaje, para ello se deberá
utilizar relés de alta velocidad e interruptores automáticos. A medida que se
62
realizan mejoras en el sistema para proteger líneas de descargas atmosféricas se
tiende a la reducción gradual del efecto flicker.
De manera general:
X Como solución a contrarrestar el efecto de parpadeo en
lugares en los que existen fuentes generadoras de éste, es construir una
subestación cercana al sitio de carga problema, esta solución es muy
costosa.
X Para consumidores que poseen carga variable, es
recomendable abastecerlos a través de un alimentador separado.
X Para la empresa suministradora de servicio el solucionar las
consecuencias que ocasiona el efecto flicker requiere inversiones muy
elevadas.
X Se recomienda el uso de la potencia trifásica en los lugares
donde el flicker aparece constantemente.
X Fábricas de gran tamaño de trabajo continuo, como plantas
de acero, pueden producir perturbaciones de voltaje molestosas en los
sistemas de potencia, incluso cuando son abastecidas a través de los
grupos motor-generador sincrónico. Esta perturbación puede ser reducida
mediante el uso de reguladores del factor de potencia en los grupos motor
-generador. Para aquellas fábricas no continuas que requieren gran
potencia por cortos períodos de tiempo y donde el ciclo de operación es lo
suficientemente bajo, se pueden usar efectivamente los motores de
inducción de rotor devanado con regulador del deslizamiento y volante,
para minimizar la perturbación del sistema de abastecimiento de potencia.
X El uso de capacitores serie constituyen una solución práctica
y económica para los problemas del flicker de voltaje.
63
CAPITULO III
3 ESTUDIO DE CORRIENTE
3.1 DISTORCION ARMÓNICA
3.1.1 INTRODUCCIÓN:
Como se ha mencionado anteriormente cuando se aplica una onda
puramente senoidal de voltaje a una carga lineal, la totalidad de la onda de
corriente ocurre a la misma frecuencia base que la del voltaje aplicado. Así, al
aplicar una onda de voltaje de 60 Hz a través de una carga lineal únicamente se
producirá una onda de corriente a 60 Hz. Pero esta situación cambia
drásticamente cuando la carga es no lineal, al aplicar una forma de onda de
voltaje a una frecuencia fundamental determinada, se producirán corrientes a
más de una frecuencia, dichas frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia
fundamental, para nuestro caso 60 Hz.
Cada múltiplo de la onda fundamental se la conoce como "orden de la
armónica".
En si el análisis matemático para formas de onda de corriente y de voltaje
periódicas y de forma no senoidal es la misma, el método utilizado es el propuesto
por Jean Babstie J. Fourier, que demostró que cualquier forma de onda periódica
acotada, puede ser descompuesta en una sumatoria de funciones seno y coseno
con frecuencias múltiplos enteros de la fundamental.
Así pues sea nuestra corriente i(t) una función periódica de período T, su
frecuencia fundamental es 1/T y su pulsación oo=2.TT.f. La corriente puede
expresarse como:
64
Bnsenncot) (3.1.)
De donde se desprende:
Donde:
1 'O"1"
(3.3.)
2 *0 '
f!„= — |/(í).cosnfi?í^ffitf (3.4.)
/„ = +A, ^ = tan' i (3.5.)
En la práctica, estos cálculos están programados en el microprocesador del
instrumento de medida y por lo tanto el usuario no debe realizarlos.
Hay que notar que en la descomposición aparecen tres tipos de términos:
// Un término constante 10, que indica el valor medio o
componente de continua de la magnitud periódica.
X Un término de amplitud In, del cual la primera componente o
sea 11, cuya frecuencia es f, (igual a la onda periódica original), se
denomina componente fundamental, este es un valor rms o eficaz.
X Una serie de términos de amplitudes 12, 13, 14, I5,...ln , con
frecuencia 2f, 3f, 4f, 5f, ... nf, que se denominan componentes armónicas o
simplemente armónicos, estos son valores rms o eficaces.
65
Es importante resaltar que cada armónico queda caracterizado por su
número de orden, n, que determina su frecuencia; por su amplitud ln, y por su
fase qj¡n.
Como se ve a continuación en la Fig. 3.1. Se muestra gráficamente la
factibilidad de construir una onda a partir de sus armónicas. En este caso, sólo
con la fundamental y las armónicas 3 y 5 el resultado es ya bastante adecuado.
t" CORRIENTE
z oue
FUNOAMB4TAL
OAM 0016 OCCO
TIEMPO |
Figura 3.1 Construcción de una onda a partir dé sus armónicas.
66
? ..
O OJO* 0.008 0.012 0.016 0020
MHOM
< tiuz •u
o •*.»•u
•i
I I I I I• flOO* OMI 0012 O O i e 0020
1MHPDM
[FUNDAMENTAL* ARMOMICA 3 Y 5 1
O 004 000* O 012 «L0M OOX
Figura 3.1 Construcción de una onda a partir de sus armónicas.
3.1.1.1 Definiciones y parámetros en la medida de armónicos de
corriente
3.7.7.7.7 Tasa de distorsión individual. (ln %):
Es la relación entre el valor eficaz de la corriente armónica ln, y el valor
eficaz de la componente fundamental, /?
ln % = -=-* 100 (3.6.)* i
67
3.1.1.1.2 Residuo armónico:
Diferencia entre la corriente total y el correspondiente valor fundamental.
3.1.1.1.3 Valor eficaz total:
El valor eficaz de la onda total (fundamental más armónicos) en función de
los valores eficaces de sus componentes armónicas viene dado por:
3.1.1.1.4 Tasa de distorsión total (d% y THD %), (Total Harmonio
Distortion):
Existen dos formas de medir la distorsión total, conocidas generalmente por
d y THD. "d" es la denominación según la IEC-1000-4-7, pero se le llama también
a veces THDp.
Por otro lado THDR o simplemente THD, es la denominación que aparecía
en la antigua norma IEC-555. Ambas se pueden aplicar a tensión o corriente y en
general se limitan al armónico de orden 40.
X Tasa de distorsión referida al valor eficaz total:
"..THD 2_£ 2 2 ^ x 100",, B 1 l h « 2 IfiO'ñe f I c f
(3.8.)
X Tasa de distorsión referida al valor fundamental:
68
3 4 * 5 ' "x ICO"... - UIJL¿
(3.9.)
En realidad los valores de d y THD dan la misma información.
3.1.1.2 Límites tolerables para la distorsión armónica de la corriente
de carga
El índice a controlar esta dado por el THD de la corriente de carga medida
en el punto de conexión.
Las mediciones deberán ser realizadas según la norma IEC-61000-4-7
como se mencionó anteriormente, debiendo registrarse a la par parámetros de
distorsión armónica de corriente y voltaje, por un tiempo no menor a siete días
con intervalos de diez minutos.
El consumidor estará incumpliendo las normas, por lo cual debería ser
penalizado, cuando en un lapso mayor al 5%, empleado en las mediciones en el
período de medición, dichas mediciones reportan que la distorsión armónica de la
corriente ha excedido el rango de tolerancias establecidas.
Una fuente de corriente armónica, producirá la distorsión armónica de la
forma de onda del voltaje de alimentación, por lo que es necesario, establecer: la
potencia del consumidor, el nivel de voltaje al cual se encuentra conectado, y el
orden de la armónica, por lo que en la siguiente tabla se establecen los límites de
las corrientes armónicas individuales para distintos niveles de voltaje, potencia
máxima demandada y orden de la armónica.
69
ORDEN (n) DE LA ARMÓNICA Y
THD
Impares no múltiplos de 3
5
7
11
13
17
19
23
25
>25
Impares múltiplos de tres
3
9
15
21
Mayores de 21
Pares
2
4
6
8
10
12
Mayores a 12
THD
P<10kW
V<0.6kV
INTENSIDAD
ARMÓNICA
MÁXIMA (A)
2.28
1.54
0.66
0.42
0.26
0.24
0.20
0.18
4.5/n
4.60
0.80
0.30
0.21
4.5/n
2.16
0.86
0.60
0.46
0.7
0.31
3.68/n—
P>10kW
0.6kV<V<40kV
P>50kW
V>40kV
DISTORSIÓN ARMÓNICA
INDIVIDUAL DE CORRIENTE
EN%
12.0
8.5
4.3
3.0
2.7
1.9
1.6
1.6
0.2+0.8*25/n
16.6
2.2
0.6
0.4
0.3
10.0
2.5
1.0
0.8
0.8
0.4
0.3
20
6.0
5.1
2.9
2.2
1.8
1.7
1.1
1.1
0.4
7.5
2.2
0.8
0.4
0.4
10.0
3.8
1.5
0.5
0.5
0.5
0.5
12
70
Hay que notar que los principales parámetros de interés en la medida de
armónicos se refieren a la amplitud y en cambio no se dice nada de la fase (ip).
Esto tiene su explicación dado que los efectos de dichos armónicos no dependen
de la fase. La fase tiene solo interés si se trata de obtener la forma de onda o de
sumar corrientes armónicas en un nodo por ejemplo, pero no a efectos de
pérdidas o de dimensión del sistema de transporte de energía.
Pero sin embargo hay que considerar las variaciones de frecuencia como
un índice que también interviene en la evaluación de la Calidad de la Energía.
3.1.1.3 Variaciones de la frecuencia
Las variaciones de frecuencia se suelen producir por la conexión o
desconexión de cargas importantes en el sistema de distribución, las cargas más
sensibles a este tipo de problema son los motores, en donde se pueden producir
ligeros descensos o embalamientos de la velocidad. Los límites de variación
(según las Normas Europeas EN-50.160) para promedios de 10 segundos son
muy pequeños:
X Para sistemas interconectados: Desviación máxima entre +4%
y -6% (56.4 a 62.4 Hz). Desviación normal ±1% durante el 95% del tiempo
(59.4 a 60.6 Hz).
X Para sistemas aislados: Desviación máxima entre ±15% (51 a
69 Hz). Desviación normal ±2% durante el 95% del tiempo (58.8 a 61.2 Hz).
Las consecuencias más importantes de la variación de frecuencia se dan
principalmente en industrias (grandes o pequeñas), donde la presencia de
motores es significativa, y más aun, en industrias donde exista cogeneración
acoplada a la red, donde el generador propio seguirá las variaciones impuestas
por el sistema eléctrico, generalmente mucho más potente. En el caso de
autogeneradores en sistemas aislados, las variaciones de frecuencia deben
prevenirse con un adecuado sistema de acoplamiento y desacoplo de cargas. No
71
obstante el principal problema de los sistemas con grupos de emergencia suele
ser la elevada impedancia de cortocircuito, más que las variaciones de frecuencia.
La mayor parte de normas consideran que las tasa de distorsión de tensión
por encima de un 5 % de THD es un valor inadmisible en redes de baja y que es
necesario pensar en filtrar las ondas. En cambio los porcentajes de distorsión en
las mismas redes pueden ser significativamente mayores. No es extraño
encontrar THD superiores al 30%, sin que ello signifique que la instalación es
defectuosa.
3.1.2 CAUSAS:
Al considerar la distorsión armónica, la primera reacción es concentrar el
estudio en las fuentes individuales no lineales de gran potencia, es decir, en la
electrónica de potencia y, en particular, en los convertidores estáticos de las
grandes industrias; sin embargo, los componentes de generación, transporte y
utilización de la potencia nunca son perfectamente lineales y pueden dar lugar a
niveles de distorsión que no deben ignorarse.
Antes del desarrollo de la electrónica de potencia, las fuentes principales
de distorsión armónica eran las máquinas rotativas y los transformadores en los
sistemas de suministro, y las lámparas de arco en los puntos de utilización.
Actualmente, en condiciones normales de funcionamiento, las máquinas rotativas
y los modernos transformadores no causan niveles significativos de distorsión; sin
embargo, la situación cambia, considerablemente, durante los regímenes
transitorios y cuando se establecen sobretensiones, condiciones que causan
fuertes perturbaciones en las corrientes magnetizantes, especialmente, en los
transformadores de potencia. Por razones económicas, los transformadores se
construyen aprovechando al máximo, las propiedades magnéticas del material del
núcleo. Esto significa que, normalmente, un transformador con núcleo de acero de
grano orientado se diseña para operar en la zona de la característica de
magnetización de 1,6 a 1,7 T. Si un transformador, que funciona con este tipo de
núcleo, es sometido a una sobretensión del 25%, su material magnético pasará a
72
una inducción de 2 a 2,2 7~, lo que producirá un alto nivel de saturación; ésta es,
especialmente importante en transformadores conectados a grandes
rectificadores cuando se desconecta la carga, ya que su sobretensión puede
alcanzar hasta un 40% de su valor nominal.
3.1.2.1 Armónicos originados por los transformadores
En el núcleo de un transformador, despreciando la histéresis, el flujo <í> y la
corriente magnetizante im. (necesaria para producirlo), están relacionados por la
curva de magnetización, como se muestra en la Fig. 3.2. O representa el flujo
sinusoidal necesario para generar una f.e.m. sinusoidal en el primario, siendo im.
la corriente magnetizante que posee una forma de onda muy diferente de la
sinusoidal; La distorsión está causada, principalmente, por armónicos triples,
particularmente, el tercero. Cuando se incluye el efecto de histéresis, la onda de
corriente magnetizante deja de tener simetría de onda. Los armónicos de la
corriente magnetizante, a menudo, alcanzan sus máximos valores a las primeras
horas del día, es decir, cuando el sistema está poco cargado y la tensión resulta
superior a la nominal.
oo
Figura 3.2. Caracterización de un transformador, (a) Curva de
magnetización, (b) Flujo y corriente magnetizante en función del tiempo.
73
3.1.2.2 Armónicos causados por lámparas de arco
Las lámparas de descarga tienen características, altamente, no lineales y
dan lugar a corrientes armónicas de órdenes impares. El problema resulta crítico
en el caso de iluminación fluorescente, debido a la alta concentración de lámparas
de este tipo; en una instalación trifásica a cuatro hilos, los armónicos múltiplos de
tres se suman en el neutro, siendo dominante e! tercer armónico.
OA
0
u
"E-oiS
-ox
-ft¿
0-14
0.12
Sg 0.06
OJB
Ú
13
0 2 4 6 I 10 12 14 16 18 20
tiempo (nú)
wOrden
(b)
Figura 3.3. Lámpara de descarga de alto rendimiento, (a) Onda de corriente,
(b) Espectro de la corriente.
Los circuitos de iluminación, a menudo, cubren distancias grandes con
poca diversidad de carga; cuando se usa compensación individual del factor de
potencia, resulta frecuente encontrar condiciones de resonancia, para evitar este
efecto, siempre que sea posible, deben conectarse los bancos de condensadores
bien en estrella, con neutro flotante, o en triángulo.
3.1.2.3 Armónicos causados por la electrónica de potencia
Como se ha mencionado desde el primer capítulo en general, los
armónicos son producidos por cargas no lineales que a pesar de ser alimentadas
con una tensión senoidal absorben una corriente no senoidal. Para simplificar se
considera que las cargas no lineales se comportan como fuentes de corriente que
inyectan armónicos en la red. Las cargas armónicas no lineales más comunes son
74
las que se encuentran en los receptores alimentados por electrónica de potencia
tales como variadores de velocidad, rectificadores, convertidores, etc.
El resto de cargas tienen un comportamiento lineal y no generan
armónicos: inductancias, resistencias y condensadores.
La electrónica de potencia puso a disposición de los hogares y las
empresas productivas diversos equipos capaces de controlar el producto final:
iluminación variable, velocidad ajustable, etc. Así, aproximadamente un 50% de la
energía eléctrica pasa por un dispositivo de electrónica de potencia antes que
ésta sea finalmente aprovechada. La electrónica de potencia hace uso de diodos,
transistores y tiristores, y prácticamente todos ellos trabajan en el modo de
interrupción «switching». Esto significa que trabajan esencialmente en 2 estados:
3.1.2.3.1 Estado de conducción.
Corresponde a un interruptor cerrado. La corriente por el dispositivo puede
alcanzar valores elevados, pero el voltaje es nulo y, por tanto, la disipación de
potencia en él es muy pequeña.
3.12.3.2 Estado de bloqueo.
Corresponde a un interruptor abierto. La corriente por el dispositivo es muy
pequeña y el voltaje es elevado; así, la disipación de potencia en el dispositivo es
también pequeña en este estado. Todos los semiconductores de potencia pasan
rápidamente de un estado a otro, mediante circuitos que consumen usualmente
menos de 5 W se realiza el control de estos dispositivos. La Fig. 3.4. muestra un
dispositivo para controlar la corriente en un consumo lineal constituido por una
inductancia y una resistencia. El voltaje es interrumpido por los semiconductores y
deja de ser sinusoidal; la corriente es nula en determinados intervalos de tiempo.
El usuario puede controlar los instantes de conducción y por tanto variar el voltaje
y la corriente. Al resultar corrientes no sinusoidales se habla de distorsión
armónica y de consumos no-lineales.
75
A , ,\)(c)
Figura 3.4. Rectificador en puente, (a) Circuito, (b) Tensión de
alimentación.(c) Corriente.
3.1.3 EFECTOS:
Los efectos, más significativos, que producen los armónicos en un sistema
de potencia, son los siguientes:
X Posibilidad de amplificación de algún armónico, como
consecuencia de resonancias.
X Disminución del rendimiento de los sistemas de generación,
transporte, distribución y utilización de la energía.
X Envejecimiento del aislamiento de los componentes de la red
y, consecuentemente, reducción de su duración.
X Funcionamiento incorrecto del sistema o de alguno de sus
componentes.
76
De forma particular los efectos más comunes presentados en un sistema
de distribución se dan en ciertos componentes:
3.1.3.1 Sobre los conductores:
Las componentes de corriente armónicas provocan el aumento de la IRMS
total, se produce el efecto pelicular (efecto "skin") lo que reduce la sección
efectiva de los conductores a medida que aumenta la frecuencia. Todo esto
provoca disparos intempestivos de las protecciones, además de
sobrecalentamiento de los conductores.
3.1.3.2 Sobre el conductor de Neutro:
Esto se da cuando existe una carga trifásica más neutro equilibrada que
genera armónicos impares múltiplos de 3. Se produce entonces, cierre de los
armónicos homopolares sobre el neutro que provoca calentamientos y
sobreintensidades.
3.1.3.3 Sobre los transformadores:
Se deben a un aumento de la IRMS total, hay que tomar en cuenta que las
pérdidas por Foucault son proporcionales al cuadrado de la frecuencia, y que las
perdidas por histéresis son proporcionales a la frecuencia. Por lo que a mayores
frecuencias se incrementan las pérdidas en el núcleo, además de producirse un
aumento de los calentamientos por efecto Joule en los devanados.
Los transformadores estándares están diseñados para operar a 60 Hz, por
lo que no trabajan bien con armónicos. Corrientes de 180 Hz o de mayor
frecuencia, crean pérdidas grandes en el hierro del núcleo, debido a las corrientes
parásitas. Además, causan saturación del núcleo. Estos factores causan una
77
temperatura más alta de operación, ruido, degradación de aislamientos y un
acortamiento de la vida útil del aparato.
En un transformador estándar sirviendo cargas no lineales que esté bien
seleccionado, la corriente tota! pico medida no debe sobrepasar el resultado de la
multiplicación de la corriente nominal por el factor nominal de cresta (1.414), bajo
ninguna circunstancia. En caso de sobrepasarse, la solución es instalar un
transformador más grande o, uno de menor impedancia, llamado en el continente
americano de tipo "K", y en Europa de tipo "F".
3.1.3.4 Sobre los motores:
Similar que en el caso de los transformadores se produce el efecto "Efecto
Piel". Esto origina pérdidas adicionales, en el motor, y tienden a invertir su
dirección, reduciendo el torque y ocasionando vibraciones. Además de producirse
generación de un campo adicional al principal. Como consecuencia se produce
sobrecalentamiento de las máquinas, más pérdidas de rendimiento y a la larga
disminución de la vida útil.
3.1.3.5 Sobre los condensadores:
Se produce una disminución de la impedancia del condensador con el
aumento de la frecuencia. Como consecuencia se produce un envejecimiento
prematuro, además se produce amplificación de los armónicos existentes.
Se presentan sobreintensidades en los capacitores en presencia de
armónicos, debido a que la impedancia de aquellos es inversamente proporcional
a la frecuencia
Lo que implica que los capacitores presenten menor impedancia (Xc) a las
corrientes con mayor frecuencia (f). Por ello, se pueden presentar grandes
corrientes destructivas de fusibles, interruptores y capacitores. Aunque en el caso
78
de los fusibles, la gran mayoría de las veces, son reemplazados indebidamente
por otros de mayor capacidad, sin revisarse el problema fundamental.
Para evitar estos problemas, además de eliminar las armónicas, es posible
proteger el capacitor mediante una reactancia inductiva o bobinas de choque en
serie, considerando que el mismo capacitor debe seleccionarse para un voltaje
más alto que el nominal.
3.1.3.6 En equipos de cómputo:
En este caso puede ocurrir pérdida de datos y datos en componentes
electrónicos debido a que la tensión máxima es superior a la nominal.
A continuación se presenta una descripción más detallada de los efectos
de las armónicas en algunos elementos:
3.1.3.7 Efecto en Generadores
Los generadores al ser dimensionados muy cercanamente al tamaño de la
carga son muy susceptibles de calentamientos por la presencia de armónicos, por
lo que en algunos sen/icios se colocan sobredimensionados.
3.1.4 SOLUCIONES:
Las recomendaciones para controlar la magnitud de las corrientes
armónicas generadas de acuerdo al equipo o instalación se pueden resumir para:
3.1.4.1 Distribución de electricidad:
Proyecto o mejoramiento:
79
y Dimensionamiento de conductores considerando armónicas.
y Disminución de las corrientes por el neutro mediante balance
de cargas.
y Disminución de las corrientes armónicas mediante filtros y
transformadores de aislamiento.
y Tableros separados para equipos sensibles, por ejemplo en
algunos países e incluso en algunos edificios de nuestro país se prefiere
tener un tablero exclusivo para computadoras, para realizar un adecuado
monitoreo.
3.1.4.2 Condensadores:
Proyecto o mejoramiento:
y Sustitución por condensadores antiresonantes.
En este aspecto hay que tomar las medidas del caso, pues al
producirse resonancia en paralelo se corre el riesgo de amplificar armónicos
Determinación del nesgo de amplificación de comentes armónicas
Para comprobar de una forma rápida si en una red puede existir un
riesgo importante de que se presente el fenómeno de la amplificación, se
debe analizar lo siguiente:
y Que haya armónicos que puedan ser amplificados; es decir,
que la frecuencia de resonancia paralelo del sistema coincida con un rango
próximo al de los armónicos presentes en la instalación.
La frecuencia de resonancia se puede calcular estimativamente con la
siguiente fórmula:
(3'm)
80
donde:
hrp = frecuencia de resonancia paralelo
Pee = potencia de cortocircuito en el punto de conexión de la fuente de
alimentación de los condensadores
Q = potencia de la batería de condensadores
X Que el factor de amplificación tenga un valor importante:
FA =IQxPcc
(3-11)
FA = factor de amplificación
Pee = potencia de cortocircuito en el punto de conexión de la batería
Q = potencia de la batería de condensadores (kvar)
P = potencia activa de la instalación (kW)
Figura 3.5. Amplificación de intensidades armónicas en una instalación
modelizada.
81
3.1.4.3 Equipos contaminantes:
Proyecto o mejoramiento:
X Mejoramiento de los equipos (exigencia a los fabricantes de
ubicar filtros de línea o reactancias serie).
Ejemplo de transformadores de aislamiento.
En resumen ya en la etapa de proyecto de una instalación se puede, como
se ha visto antes evaluar la posible problemática y anticiparnos a la misma, ¿De
qué forma?;
X Disminuyendo la amplitud de los armónicos: incorporando
convertidores con elevados índices de pulsación (K = 12) la amplitud de los
armónicos generados se disminuye,
X La separación de cargas generadoras y no generadoras,
permite atacar el problema de una forma más sencilla al realizar una
concentración de las cargas no lineales.
X Reducción del factor de amplificación (FA): distribuyendo en
embarrados independientes, es decir, evitando la conexión en paralelo de
distintos transformadores de potencia se reduce la Pee en el punto de
conexión de la batería, con lo que baja el FA.
X En general para determinar el equipo concreto que se debe
utilizar, se aconseja la medición de armónicos y la realización de un
posterior estudio.
Tanto en instalaciones nuevas como en instalaciones en las que ya se
haya detectado un nivel alarmante de armónicos, se deben efectuar las
mediciones oportunas del espectro armónico tanto en la barra de baja tensión
como en las cargas generadoras de armónicos. Además, será necesario analizar
el problema concreto de cada instalación: la sensibilidad de los distintos
receptores, las necesidades de compensación de reactiva, exportación o
importación de armónicos.
82
La "Calidad de Energía" que se debe procurar en toda instalación eléctrica,
se logra con un diseño adecuado en el cuál se debe contemplar la instalación de
conductores eléctricos de un calibre mayor al especificado, con lo cuál, frente a un
incremento de la carga que soporta el sistema, se evitan los problemas que
resultan de la generación de armónicas.
83
CAPITULO IV
4 ESTUDIO DE POTENCIA Y ENERGÍA
4.1 POTENCIA:
Al hablar de Calidad de la Energía Eléctrica, se está hablando en
conjunto de: Calidad de la Potencia Suministrada y de Calidad del servicio
prestado, en este último punto se habla mas bien de Confiabilidad del servicio es
decir la capacidad de cumplir la función requerida con disponibilidad permanente.
Previamente a este capitulo se ha hablado de: Frecuencia y Tensión (NTC-
1340), Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente (IEEE 519-
92), Variaciones (Norma IEEE 519-92), Transitorios y Fluctuaciones de Tensión
(IEEE-1159/95). Es claro que todos estos tópicos analizados influyen
directamente en la potencia, lo cual se lo puede analizar matemáticamente, pero
también en un indicador clave de la calidad de energía eléctrica el cual no ha sido
tocado hasta el momento, este es el Factor de Potencia.
Para el estudio de la potencia como magnitud eléctrica se partirá del
análisis en circuitos de corriente senoidal pura, para posteriormente hacer las
comparaciones del caso con potencias en circuitos perturbados con armónicos.
En el estudio de potencias se debe partir necesariamente de ciertos
conceptos para su correcto análisis, a continuación se detallan esos conceptos:
X Corrientes activa y reactiva
La corriente en un circuito lineal alimentado por un voltaje alterno senoidal,
es una corriente también senoidal, de igual frecuencia que la tensión y con un
84
cierto ángulo de retraso o adelanto con respecto a dicha tensión, dependiendo de
que predominen las cargas de tipo inductivo o capacitivo.
i
a) Circuito inductivo b) Circuito capacitivo
Figura 4.1. Diagramas vectoriales de tensión y corriente
En la Fig. 4.1 se representan los diagramas vectoriales de tensión y
corriente, tomando como origen de fases la tensión, para dos casos:
a) Uno con carga inductiva (R-L)
b) Uno con carga capacitiva (R-C)
En cualquiera de los dos casos la corriente puede descomponerse en dos
componentes:
a)Corriente activa, la, en fase con la tensión.
85
b)Corriente reactiva, Ir, desfasada 90 ° con respecto a la tensión.
Según lo anterior las corrientes pueden expresarse de la siguiente manera:
Ia=
Ir= I
(componente ACTIVA) (4.1.)
'sen(p (componente REACTIVA) (4.2.)
4.1.1 POTENCIA ACTIVA:
4.1.1.1 Potencia activa en circuitos de CA senoidal.
La potencia activa, es la potencia útil, la que se aprovecha en forma
efectiva en un aparato calefactor, en un motor, etc. De forma general, partiendo
del análisis con una forma de onda de corriente senoidal pura en un circuito
eléctrico se obtiene del producto de la tensión por la corriente. Esta expresión
resulta simple de aplicar a los circuitos de corriente continua, ya que los valores
de V e I son constantes, pero en los circuitos de alterna v e i varían en cada
instante y por lo tanto la potencia varía también. La expresión de la potencia
instantánea para tensión y corriente senoidales es:
p = V0 .sen cot.l0 .sen (cot + (p) (4.3.)
Desarrollando esta expresión, puede ponerse en una forma más
conveniente:
p~ K./.cos <p + V.I.cos(2ú)t + <p) (4.4.)
Donde V e I son los valores eficaces o rms:
86
Esta expresión tiene un término constante o valor medio de la potencia,
VI.cos<p que se denomina potencia activa (P) y otro término variable en forma
periódica de amplitud VI y pulsación 2w , doble de la fundamental. Este término
pulsante, tiene intervalos positivos, que representan un consumo de energía, y
otros negativos que representan devolución de energía. Su valor medio es nulo,
como corresponde a cualquier función de tipo seno o coseno, lo cual significa que
al cabo de un período, la energía consumida y devuelta son iguales. Sin embargo,
es energía que circula por la red y como tal produce pérdidas en las líneas y hay
que tener en cuenta para el dimensionamiento de las mismas.
4.1.1.2 Potencia activa en sistemas trifásicos de CA senoidal.
Al referirse en el caso más general a sistemas trifásicos de cuatro hilos; es
decir con neutro, con tensiones equilibradas, pero con corrientes por lo general
desequilibradas, debido al consumo desigual en las fases o incluso a consumos
monofásicos entre fase y neutro. Seguiremos con la idea de que la tensión tiene
una forma de onda muy poco distorsionada; es decir es prácticamente senoidal,
para el caso que se esta tratando la potencia en este sistema puede tratarse
como tres sistemas monofásicos. Designando las fases como R, S, T, la definición
de la potencia activa estaría expresada por:
P = PR+PS+PT (4.6.)
Solo para el caso de redes trifásicas equilibradas y sin neutro, tiene sentido
hablar de potencias del sistema trifásico en global. En cambio el tratamiento como
tres sistemas monofásicos pierde un poco de sentido ya que las tensiones entre
fase y neutro no son medibles en el sistema, para este caso la potencia activa del
sistema estaría expresada por:
(4.7.)
87
Donde Ve es la tensión compuesta (entre fases) e IL es la corriente de
línea, y <p es el ángulo entre la corriente de línea y una supuesta tensión simple
(de hecho no medible en un sistema sin neutro), dado que es un sistema
equilibrado este parámetro es el mismo en cualquiera de las fases.
4.1.1.3 Potencia activa en circuitos desequilibrados con armónicos.
Hasta el momento se ha visto a la potencia eléctrica en circuitos con
tensiones y corrientes senoidales, pero la presencia de armónicos y desequilibrios
en la red obliga a un replanteo de la potencia activa como magnitud.
Para los casos de régimen no senoidal y desequilibrado, se centrará en un
estudio no riguroso, relativamente simple que fue propuesto inicialmente por
Budeanu dentro del enfoque denominado "frecuencial" ya que intenta dividir los
términos de potencia eléctrica entre la componente fundamental y las armónicas.
Como se vio en el capítulo anterior, las formas de onda distorsionadas, tanto de
corriente, como de voltaje, pueden ser expresadas en forma de sumatoria de
ondas (continua, fundamental y armónicos), de ahí que si la potencia activa viene
expresada por:
p(t) = v(/)j(0 (4.8.)
La potencia real viene dada por:
* (4.9.)
Donde:
v(0 = V* +ZL^ Vnsen(n<ot + vvfí) (4.10.)
'"(O = 'o
88
Por lo tanto:
Vn e In son los valores RMS de los enésimos armónicos.
Si se analiza la parte no correspondiente a la componente de continua de
la fórmula de potencia (Pn = J^P.J..coi(p1ÉI))i y se evalúa para un n = 1,
(fundamental), y posteriormente se compara con la potencia activa total, entonces
se tiene que P y PI son aproximadamente iguales. Esta es una conclusión muy
importante ya que nos indica que los armónicos de distinto orden no producen
potencia activa entre si y por tanto si la tensión de la red no está distorsionada
puede considerarse con gran aproximación que la única potencia activa existente
proviene de las componentes fundamentales. En la práctica, la tensión contiene
también armónicos y los productos de la forma Vn.ln con igual n para la tensión y
la corriente, dan potencia activa, precisamente la suma de todos los Vn.ln , para el
intervalo 2 < n < oc son pérdidas debido a los armónicos.
4.1.1.4 Potencia activa en sistemas trifásicos con armónicos.
Consideremos en primer lugar los sistemas trifásicos de cuatro hilos, es
decir con neutro. En una primera aproximación se puede suponer que las
tensiones son prácticamente senoidales y equilibradas, pero las corrientes son
desequilibradas, debido al consumo desigual en las fases o incluso a consumos
monofásicos entre fase y neutro, y contienen armónicos.
A efectos de cálculo la potencia activa, en este caso puede tratarse como
tres sistemas monofásicos, entre cada una de las fases y el neutro, designando
como las fases R, S, T, la definición de la potencia queda indicada de la siguiente
manera:
89
(4.14.)
Las potencias en cada fase pueden dar valores distintos, si una fase es
inductiva y otra capacitiva por ejemplo.
En e! caso de sistemas trifásicos desequilibrados sin neutro no tienen
sentido las tensiones fase-neutro, y por tanto el concepto de potencia por fase
solo puede aplicarse si se inventa lo que se llama un neutro artificial.
4.1.2 POTENCIA REACTIVA:
La potencia reactiva no produce trabajo útil, la potencia reactiva es
pulsante de valor medio nulo y se utiliza sólo en la creación de campos eléctricos
y magnéticos en algunos receptores.
Así por ejemplo, la creación de campos magnéticos es imprescindible para
el funcionamiento de diversos receptores industriales como: motores,
transformadores y otros. Esto exige que haya una determinada potencia reactiva,
que habrá que transportar y que contribuirá, por tanto, a empeorar el factor de
potencia. Para un circuito con una forma de onda de corriente senoidal pura la
potencia reactiva puede ser expresada como:
Q = V.Lsen(p (4.15.)
La potencia reactiva tiene distinto signo según la corriente vaya atrasada o
adelantada con respecto a la tensión. Para cargas inductivas (motores,
transformadores, etc.) sen cp es negativo, lo cual se suele interpretar como un
consumo de potencia reactiva (aunque por lo que se ha dicho el consumo medio
es nulo). Para cargas capacitivas, en cambio, sen cp es positivo, por lo cual se
emplea para compensar la potencia reactiva consumida por diversos receptores
industriales.
90
4.1.2.1 Potencia reactiva en sistemas trifásicos de CA senoidal.
El análisis es similar al que se hizo con la potencia activa, es decir en
primer lugar se refiere en el caso más general a sistemas trifásicos de cuatro
hilos; es decir con neutro, con tensiones equilibradas, pero con corrientes por lo
general desequilibradas. Seguiremos con la idea de que la tensión tiene una
forma de onda muy poco distorsionada; es decir es prácticamente senoidal, para
el caso que se esta tratando la potencia en este sistema puede tratarse como tres
sistemas monofásicos. Designando las fases como R, S, T, la definición de la
potencia reactiva estaría expresada por:
Q = QK+Qs+Qr (4.16.)
La ecuación anterior tiene carácter escalar, y por lo tanto las sumas son
siempre entre escalares. No obstante, imaginemos una instalación donde puedan
existir generadores y receptores, y donde haya cargas inductivas y capacitivas.
No parece lógico sumar las potencias reactivas como escalares, es decir las
potencias reactivas de una inductancia y de un capacitor se restan y hay que
transportar solo la diferencia. Por otro lado es necesario resaltar que la potencia
reactiva no compensa la potencia activa ( o viceversa). Esto sugiere que el cálculo
de las potencias reactivas, las sumas y las restas deben hacerse a nivel de cada
fase, con lo cual los sistemas trifásicos se tratan como tres sistemas monofásicos
de forma análoga a lo explicado en los apartados anteriores.
En el caso de redes equilibradas y sin neutro, igual que para el estudio de
potencia activa el tratamiento como tres sistemas monofásicos pierde un poco de
sentido ya que las tensiones entre fase y neutro no son medibles en el sistema,
para este caso la potencia reactiva del sistema estaría expresada por:
(4.17.)
Dado que es un sistema equilibrado este parámetro es el mismo en
cualquiera de las fases.
91
4.1.2.2 Potencia reactiva en circuitos desequilibrados con armónicos
El análisis que se le da a la potencia reactiva en la presencia de armónicos
se lo hace dentro del mismo enfoque, que para la potencia activa, tomando en
cuenta que la potencia reactiva es pulsante de valor medio nulo, se tiene que la
expresión para determinar la potencia reactiva es:
4.1.2.3 Potencia reactiva en sistemas trifásicos con armónicos
Se considera en primer lugar los sistemas trifásicos de cuatro hilos, es
decir con neutro. Similar que para el estudio de potencia activa en una primera
aproximación se puede suponer que las tensiones son prácticamente senoidales y
equilibradas, pero las corrientes son desequilibradas, debido al consumo desigual
en las fases o incluso a consumos monofásicos entre fase y neutro, y contienen
armónicos.
La potencia reactiva, en este caso puede tratarse como tres sistemas
monofásicos, entre cada una de las fases y el neutro, designando como las fases
R, S, T, la definición de la potencia queda indicada de la siguiente manera:
e=e,+a+fir (4.19.)
Las potencias en cada fase pueden dar valores distintos, si una fase es
inductiva y otra capacitiva por ejemplo, incluso de signo distinto. Pero una
potencia capacitiva en una fase no cancela la potencia inductiva en otra fase, lo
cual tiene como consecuencia que no tiene sentido el hablar de potencias en el
sistema trifásico como conjunto, sino hay que considerarlo fase a fase.
92
4.1.3 POTENCIA DE DISTORSIÓN
Este término es aplicable en sistemas distorsionados, también conocido
con la denominación de potencia fluctuante, aparece cuando actúan dos fasores
de diferente frecuencia, cuando interactúan dos armónicos de igual frecuencia
solo producen P y Q, D no se puede sentir ni palpar. Partiendo de las definiciones
anteriores, la potencia de distorsión puede expresarse como:
(4-20.)
Donde:
<t>m=Vvm-Vim (4-22.)
Haciendo un simple análisis de la fórmula se puede ver que cuando m ¿ n,
D adquiere valor, mientras que cuando los armónicos son de igual frecuencia m =
n, solamente aparece P y Q. Para un mejor análisis se supone como primera
aproximación, que la impedancia de cortocircuito es baja. En tal caso, a pesar de
que las cargas no lineales consumen corrientes no senoidales, no se produce
distorsión significativa en la onda de tensión. Por ello se supone que la tensión v,
no tiene armónicos, sino solo componente fundamental, mientras que la corriente
i, esta formada por una componente fundamental y una superposición de
armónicos, cuyo valor eficaz se obtendría de la siguiente manera:
(4.23.)
Como se definió antes D, llamada potencia de distorsión, para este caso se
obtendría de multiplicar una tensión fundamental (60 Hz) por una serie de
corrientes, ln, con n frecuencias múltiplos (los armónicos de corriente).
93
4.1.4 FACTOR DE POTENCIA
Como se ha visto en este capitulo, el análisis para circuitos con formas de
onda de corriente y voltaje senoidal, es diferente cuando se tiene distorsión
armónica, de ahí que en un inicio, si no se considerara distorsión armónica, a la
amplitud VI de la potencia instantánea, se la denominaría potencia aparente (s) y
estaría relacionada con la potencia activa y reactiva de la siguiente forma:
P - K./.cos <p = S.cosp = VIa
Q = V.Lsen (p = S.senq> — VIr
(4.24.)
(4.25.)
Recordando la descomposición de corriente analizada en un principio,
vemos que la potencia activa es precisamente la que se produce como
consecuencia de la corriente activa (/.cos#> en fase con la tensión). Se puede
entonces descomponer la potencia aparente en dos componentes, al igual que se
hizo para la corriente, y construir un triangulo de potencias, separando las
potencias producidas por la componente activa y reactiva, como se indica en la
Fig. 4.2.
S=V.I
Q-V.t
P-V.I
Figura 4.2. Triángulo de potencias en régimen senoidal.
De donde se puede decir que:
S = (4.26.)
94
A la relación entre la potencia activa y la potencia aparente, se le denomina
factor de potencia (fp), y en régimen totalmente senoidal coincide con el coseno
del ángulo de desfase entre tensión y corriente (fp = cos^), como se ha dicho la
potencia activa es la única que produce trabajo útil.
En los circuitos con armónicos se seguirá llamando factor de potencia (fp),
a la relación entre la potencia activa P, y la potencia aparente S. Pero cundo se
tiene formas de onda distorsionada, la potencia aparente estaría, dada por la
siguiente expresión:
(4.27.)
Por consiguiente la relación gráfica, ya no sería un triángulo de potencias
sino más bien, un tetraedro de potencias, como se ve en la Fig. 4.3.
* P
D
Figura 4.3. Triángulos de potencias régimen no senoidal.
Es claro que el factor de potencia se verá alterado con esta nueva
expresión de potencia aparente:
*-£- ' (4.28.)
95
Al comparar esta última expresión, con la del factor de potencia sin
armónicos, se observa que el factor de potencia total (considerando distorsión
armónica), es siempre menor que el eos cp, o factor de potencia de la componente
fundamental. El significado de esto es que para transmitir, la misma potencia
activa en vatios, en un circuito con armónicos, se necesita dimensionar la
instalación para una potencia aparente (en kVA) mayor.
En todo este tema de subdividir la potencia total en distintas partes hay un
solo punto de interés. Esto es, saber cual es la potencia útil y cual es la potencia
que se debe transportar.
Hasta ahora se ha empleado el concepto de potencia activa, como
sinónimo de potencia útil, pero también esto deja de ser cierto en sistemas
desequilibrados y con armónicos. Se puede concretar este concepto comparando
dos tipos de receptores. Si se supone un sistema desequilibrado de tensiones, sin
neutro conectado, alimentando un horno, con resistencias iguales entre cada par
de fases, y un motor, como se ve en la Fig. 4.4.
L1
12
L3
Horno
Figura 4.4. Cargas en un sistema de tensiones desequilibrado.
96
La potencia útil para el horno resistivo es toda la potencia activa, la
produzca quien la produzca, el sistema en secuencia positiva, secuencia negativa,
o cero, y el armónico que sea, a fin de cuentas todos calientan. Para el motor en
cambio, sólo la componente fundamental y de secuencia positiva crea un par
acelerador. La componente en secuencia negativa crea un campo con sentido de
giro contrario, y por tanto un par antagónico, y los armónicos crean pares
pulsatorios que en promedio son nulos. Con este ejemplo se tiene una visión de
que en cada caso qué es lo que resulta útil y esto depende del receptor.
En cuanto a la potencia que hay que transportar, la respuesta es
relativamente sencilla, hay que transportar toda la corriente aparente, sea o no útil
al final. Por tanto la potencia a transportar es la aparente con la descomposición
fase a fase, sin que se puedan sumar ni cancelar potencias entre fases, a efectos
de transmisión.
De todas formas si lo que se pretende es evaluar pérdidas, estas no son
siempre proporcionales a la potencia aparente. Las pérdidas son proporcionales,
al cuadrado de la corriente aparente.
4.2 ENERGÍA
4.2.1 INTRODUCCIÓN:
A la energía se la puede concebir como el nivel de capacidad que tiene un
cuerpo en un determinado instante para realizar un trabajo.
Las fuentes energéticas son aquellos recursos o medios capaces de
producir algún tipo de energía y luego consumirla. Estas fuentes pueden
clasificarse en; primarias, secundarias renovables o no renovables.
97
La energía reactiva debido a la presencia de armónicos de corriente
empeora el factor de potencia de las instalaciones de forma análoga a como
sucede con la potencia reactiva (potencia fluctuante). Una de las principales
consecuencias de ésto es un peor aprovechamiento del sistema de distribución, lo
cual puede influir de forma directa en la tarifa del usuario final.
4.2.1.1 Energía primaria
Se denomina energía primaria a los recursos naturales disponibles en
forma directa (como la energía hidráulica, eólica y solar) o indirecta (después de
atravesar por un proceso minero, como por ejemplo el petróleo el gas natura!, el
carbón mineral, etc.) para su uso energético sin necesidad de someterlos a un
proceso de transformación.
Se refiere al proceso de extracción, captación o producción (siempre que
no conlleve transformaciones energéticas) de portadores energéticos naturales,
independientemente de sus características.
4.2.1.2 Energía secundaria
Se denomina energía secundaria a los productos resultantes de las
transformaciones o elaboración de recursos energéticos naturales (primarios) o en
determinados casos a partir de otra fuente energética ya elaborada (por ejemplo
Alquitrán). El único origen posible de toda energía secundaria es un centro de
transformación y, el único destino posible un centro de consumo.
98
4.2.1.3 Energías renovables
Las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de
transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan
en una escala humana. Entre estas fuentes de energías están: la hidráulica, la
solar, la eólica y la de los océanos. Además, dependiendo de su forma de
explotación, también pueden ser catalogadas como renovables la energía
proveniente de la biomasa y la energía geotérmica.
Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no
convencionales, según sea el grado de desarrollo de las tecnologías para su
aprovechamiento y la penetración en los mercados energéticos que presenten.
Dentro de las convencionales, la más difundida es la hidráulica a gran escala.
Como energías renovables no convencionales (ERNC) se consideran la
eólica, la solar, la geotérmica y la de los océanos. Además, existe una amplia
gama de procesos de aprovechamiento de la energía de la biomasa que pueden
ser catalogados como ERNC. De igual manera, el aprovechamiento de la energía
hidráulica en pequeñas escalas se suele clasificar en esta categoría.
Como un tipo de energía útil resultado de un proceso de transformación se
puede definirá:
4.2.1.4 Energía eléctrica
Hablar de energía eléctrica es hablar de corriente eléctrica, la cual se
produce por el movimiento de cargas eléctricas en un conductor, el estudio de la
energía eléctrica es importante en nuestro análisis, pues de cierta manera la
calidad del servicio eléctrico tiene mucho que ver con la confiabilidad del servicio.
99
4.2.2 ESTUDIO:
Alrededor de un 30% de todas las fuentes mundiales de energía primaria
son empleadas para generar energía eléctrica y casi toda ella, es transmitida y
distribuida mediante sistemas de tensión alterna de 50 Hz o 60 Hz. Hoy en día es
más importante que nunca, diseñar y operar sistemas eléctricos que, no sólo
tengan la máxima eficiencia practicable, sino que, además, tengan el más alto
grado de seguridad y confiabilidad. En los sistemas eléctricos el hecho de, por
ejemplo, no disponer de electricidad en momentos inesperados, trae graves
consecuencias productivas. Un minuto sin electricidad causará: la pérdida de los
datos almacenados en un computador; la detención de un motor, y por tanto de
una cadena productiva; que una operación médica se vea interrumpida o alterada;
es decir, en sistemas eléctricos se debe tender a tener la máxima confiabilidad
posible debido a que las consecuencias son extraordinariamente relevantes.
Son numerosas las acciones que es posible realizar para reducir, al menos
parcialmente, la incertidumbre de quedar sin electricidad en un proceso. Así por
ejemplo, se pueden distinguir los siguientes grupos de acciones:
a) Disponer elementos en paralelo en el sistema. Esta alternativa consiste
en diseñar de tal modo que si falla un componente el sistema continúa
funcionando. Son ejemplos de esta opción el disponer de un doble circuito de
transmisión de electricidad entre el generador de electricidad y la ciudad o
industria que se pretende alimentar; iluminar con dos ampolletas alimentadas
independientemente un acceso peligroso; disponer más de un circuito de
energización para una casa, etc.
b) Evitar los elementos en serie en el sistema. Esta alternativa consiste en
evitar que el funcionamiento de un sistema dependa de la operación simultánea
de varios elementos de confiabilidad baja. Un ejemplo de empleo de elementos en
serie es el caso del movimiento de una correa transportadora con un solo motor y
un solo convertidor de frecuencia; en este sistema basta que el motor o el
convertidor de frecuencia falle para que la correa de transporte se detenga. Otro
100
ejemplo es el de la iluminación de un aviso publicitario mediante múltiples focos
en serie; basta que una falle y el aviso queda totalmente apagado.
c) Mejorar la confiabilidad mediante el empleo de diseños y tecnologías
adecuadas. En este aspecto, son múltiples las acciones que es posible llevar a
cabo:
X Mejoramiento de instalaciones eléctricas domiciliarias e
industriales. Es común observar instalaciones eléctricas en que los
consumos son notablemente superiores a los límites de diseño debido al
crecimiento del uso de la electricidad en todo tipo de actividad. Los
enchufes múltiples conectados a un enchufe único son un ejemplo común
que debe ser evitado.
X Mejoramiento de los sistemas de compensación de factor de
potencia. Los condensadores entran en resonancia con las reactancias de
los transformadores de alimentación e incrementan notablemente la
cantidad de armónicas, superándose los límites establecidos por norma,
llegándose incluso a la explosión de equipos e interruptores.
X Mejoramiento de los sistemas de puestas a tierra y cables de
neutro. Las corrientes armónicas que circulan por el neutro de los sistemas,
provocan diferencias de voltaje entre neutro y tierra que pueden dañar
diversos equipos electrónicos. Las mallas de tierra son diseñadas para
proporcionar un camino definido de regreso a la fuente de energía con
impedancia suficientemente baja, sin embargo, con las corrientes
armónicas esta impedancia crece y, por tanto aparecen problemas no
previstos por el diseñador.
d) Disponer de reservas de abastecimiento de potencia y energía mediante
múltiples fuentes. Son ejemplos de estos mejoramientos: la construcción de
tranques de reserva de energía hidroeléctrica, el disponer de baterías y/o
generadores diesel de respaldo, etc.
e) Aplicar y cumplir las normativas y recomendaciones referentes a las
características de la red eléctrica de alimentación. Son ejemplos de esta opción:
101
emplear conductores adecuados para evitar calentamientos que aceleren su vida
útil, impedir subidas y bajadas de voltaje más alia de las permitidas, impedir que
la distorsión armónica sea superior a la permitida, etc.
En sistemas eléctricos de potencia y particularizando, en sistemas de
distribución, la producción y eficiencia de un sistema, se puede evaluar mediante
un estudio de demanda, ya sea de potencia o energía, para lo cual es necesario
conocer ciertos conceptos:
4.2.2.1 Período (T)
- Diario
-Semanal
-Mensual
4.2.2.2 Intervalo (At)
-Instantáneo
-15 minutos
-SOminutos
-60 minutos
4.2.2.3 Demanda máxima
Es mayor de todas las demandas depreciando de cierta forma
demandas instantáneas; hay que establecer Ade medición. Es claro que fa
demanda máxima dependerá de que A medición se tome.
102
4.2.2.4 Demanda media
Es la energía promediada den cierto período de tiempo.
4.2.2.5 Demanda mínima
Es la mínima demanda registrada en un periodo de demanda depende del
intervalo de demanda.
4.2.2.6 Demanda máxima coincidente.
Es la Demanda máxima de un grupo de clientes, la cual es menor al
sumatorio de las demandas máximas de todos los clientes.
4.2.2.7 Factor de demanda.
Es la relación que existe entre la demanda máxima y la potencia instalada.
4.2.2.8 Factor de carga.
Es la relación que existe entre la demanda promedio y la Demanda
máxima.
4.2.2.9 Factor de coincidencia.
Es la relación que existe entre la Demanda Máxima coincidente y el
sumatorio de las demandas máximas de todos los clientes.
Acerca de factor de carga y factor de demanda:
EDmox = -
T(4.29.)
Fe arg a =ET
Dmáx Dmáx
E = Dmáx * T * Fe arg a
(4.30.)
(4.31.)
Pperd =Eperd
(4.32.)
Fperd =Ppermedia Eperd IT
Pmáxperdidas Pmáxperdidas(4.33.)
Epérdidas = Pmáxperdidas *T* Fperdidas (4.34.)
(Ver Fig. 4.4.)
F pérd. Foérd = F carga
Función cuadrática
F pérd.=F carga2
* F carga
Figura.4.4. Relación factor de pérdida factor de carga.
103
Función cuadrática:
F pérd = A F carga + (1-A) F carga* (4.35.)
104
F pérd = 0,3 F carga + 0,7 F carga"
F pérd = A F carga + B F carga + C F cargac
(4.36.)
(4.37.)
A + B + C + .. = 1 (4.38.)
Lo mismo se obtendría si se tomara en cuenta a la curva de demanda en
parámetros lineales (Fig. 4.5.), es decir:
x
Y
Figura 4.5. Curva de demanda en parámetros lineales
De donde:
x: Demanda máxima
y: Demanda mínima
Entonces de lo mencionado anteriormente se tiene:
Fe arg a =Demanda media E/T \y-(T — t)+xt]
Demanda máxima Dmáx Tx(4.39.)
Fe arg a - * {x T T
(4.40.)
Fperd =Potencia de perdidas media [y2.(T-t) + x2t\ de perdidas máxima Tx¿
Fperd = T~f *T T
De ahí se desprenden dos condiciones
1. Que y tienda a cero:
Se tiene:
Fe arg a =
Fpér= Fe arg a
2. Que t tienda a cero:
n
(4.42.)
(4.43.)
(4.44.)
105
(4.41.)
Se tiene:
106
y— (4.45.)x
\)
Fpér= Fcargo2 (4.47.)
En un sistema de alto peso industrial, como por ejemplo USA:
F pérd = A F carga + (1 - A) F carga 2 (4.48.)
F pérd = 0,3 F carga + 0,7 carga2 (4.49.)
Fpérd = 0,15 F carga + 0,85 F carga2 (4.50.)
4.2.2.10 Contabilidad
Es decir que el sistema cumpla su función en la forma en que fue diseñada,
esto en función de interrupción de servicio (mínimo de interrupción).
Se penaliza costo de energía no suministrados, debido al impacto,
económico y social.
ENS(MWh/año) * $ social ( $/KWh ) = $ ENS (4.51.)
Al hablar de confiabilidad se habla de redundancia del sistema de
transmisión es decir, más de lo que se necesita en condiciones normales.
107
i L a f í ó \ falla* potencia media (MW) (4.52.)
índice de tiempo reparación
falla
En Europa:
X kWh venta 0,10 dólares/kWh
X Costo social 3,00 dólares / kWh
X Dólares social 30 veces precio
108
CAPITULO V
5 MONITOREO DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA
ELÉCTRICA Y EVENTOS
5.1 INTRODUCCIÓN:
El objetivo general del Monitoreo de Calidad de Energía es determinar las
condiciones de la Energía de Alimentación al Sistema Eléctrico de la empresa con
la finalidad de minimizar el nivel de riesgos y fallas en sus instalaciones para
buscar una operación segura y eficiente.
Se debe realizar el monitoreo de las variables eléctricas en los puntos que
se describen con el fin de observar su comportamiento, además de analizar el
impacto que este pudiera tener sobre los equipos sensibles en las áreas de
interés de la empresa.
Se realiza el monitoreo de Parámetros de Estado Estable en un periodo
completo de la operación del sistema eléctrico en el alimentador de la
Subestación Eléctrica con el objetivo particular de conocer el comportamiento de
los parámetros eléctricos de alimentación general hacia toda la carga de la
instalación. Los Parámetros de Estado Estable a observar son:
X Voltaje
X . Corriente
X Potencia
X Factor de Potencia
X Distorsión de Armónica Total de Voltaje (% THDV)
X Distorsión de Armónica Total de Corriente (% THDI)
X Desbalance de voltaje
109
Para realizar dicho monitoreo debemos tener muy en claro lo que se refiere
a la Medición e Instrumentación de parámetros eléctricos.
5.1.1 MEDICIÓN E INSTRUMENTACIÓN:
Decidir el nivel de instrumentación requerido para efectuar diagnósticos,
identificar algunos de los instrumentos más conocidos y empleados en
determinar la función, ubicación y mantenimiento de instrumentos, valorar la
importancia de la verificación y calibración de los instrumentos de medición, así
como las consecuencias de descuidar estos aspectos, determinar el mejor orden
de las mediciones y seleccionar la información. Son algunas de las claves que
pueden hacer la diferencia entre la solución con una buena ingeniería para un
problema complejo o un fracaso muy caro.
5.1.1.1 Conceptos generales:
5.1.1.1.1 Medición
Proceso de reconocimiento que se reduce a la comparación, mediante una
magnitud dada con un valor de esta magnitud elegida como unidad.
En un diagnóstico energético, la medición es un concepto que permite,
mediante la instrumentación adecuada, experiencia, buen criterio, programa,
análisis, dar seguimiento al flujo y distribución de energía en su proceso de
transformación y establecer un balance en cada etapa y en cualquier tiempo.
5.1.1.1.2 Teoría de errores
110
5.1.1.1.2.1 Error
Es la diferencia entre un valor que se obtiene de una medición y el "valor
verdadero". En la mayoría de los casos dicho valor verdadero es desconocido.
Es la incertidumbre estimada de un valor medido o calculado (desviación
tipo standard, desviación promedio, etc.).
La especificación completa de! fabricante permite evaluar la incertidumbre
total de una medición o de la calibración de un instrumento.
5.1.1.1.2.2 Discrepancia
Es la diferencia que existe entre 2 valores correspondientes a 2 mediciones
distintas, a dos resultados diferentes, de un mismo valor medido. La
"respetabilidad" es la diferencia de una medición a otra.
5.1.1.1.2.3 Exactitud
Es la proximidad de una medición al "valor real". Es la desviación del valor
medido al valor de un patrón de referencia tomado como verdadero.
Las especificaciones son una descripción escrita de las potencialidades de
un instrumento, señalan objetiva y cuantitativamente lo que el instrumento puede
o no hacer. Las especificaciones de un instrumento se componen de tres partes
básicas:
Entrada o Salida: Declarada como ± (% de entrada o salida + número de
dígitos).
Intervalo de medición: En porcentaje %.
Nivel o Umbral de Ruido: Declarado en las unidades de medición.
111
5.1.1.1.2.4 Errores de medición
Sistemáticos: Invariablemente, tienen la misma magnitud y signo, bajo las
mismas condiciones.
Teóricos: de conocimiento o imperfecciones en el método de medida.
Instrumentales: propios de la construcción de! instrumento o ajuste de los
mismos.
Ambientales: variación de temperatura, presión o humedad atmosférica,
etc.
Personales: pueden deberse a limitaciones físicas del observador, estado
anímico, fenómeno de paralelaje.
Residuales: se presenta sorpresivamente y a veces se desconoce la causa,
y magnitud. Imposible de reducirlos y peor aún de eliminarlos.
5.1.1.1.2.5 Precisión en instrumentos industriales
La exactitud de las mediciones depende en gran parte de una buena
aproximación que den los instrumentos; sin embargo, estos tienen sus propios
consumos que hacen que las mediciones difieran de los valores reales, para
determinar el grado de error inherente al propio instrumento se define un
parámetro denominado Clase de Precisión. En principio el instrumento debe
contar con un rango de medición apropiado.
La desviación del instrumento deberá darse en el manual de instrucciones,
es con frecuencia expresada en % de lectura máxima.
112
5.1.1.1.3 Métodos de medición
Es recomendable que las mediciones se realicen en forma directa y cuando
no sea posible o por conveniencia realizar estas en forma indirecta. Diferentes
métodos de medición pueden ser usados dependiendo de las propiedades del
proceso que existan para ser medidas, y del tiempo disponible para ejecutar las
mediciones.
Los métodos de medición pueden clasificarse en:
X Método Estacionario: Cuando existen instrumentos de
medición permanentes o fijos.
X Método Manual: Cuando se utilizan instrumentos de medición
manuales portátiles.
Independientemente de determinar el número y localización de
instrumentos de instalación permanente, deben seleccionarse los instrumentos
portátiles que puedan requerirse para el diagnóstico. En muchos casos, uno solo
de éstos puede económicamente sustituir a varios instrumentos en diferentes
localizaciones y puntos de medición.
Algunas sugerencias para seleccionar equipos o sistemas de medición:
X Determinar las mediciones físicas más apropiadas que serán
base para calcular cada flujo de energía.
X Seleccionar tentativamente los tipos de elementos primarios
requeridos.
X Decidir cómo se van a usar los resultados de cada evaluación
de flujo de electricidad como base del análisis, de la interpretación y de
apoyos para el diagnóstico.
X Determinar cómo se presentarán y que acciones se tomarán
dependerá de su análisis.
113
5.1.1.2 Tipos de instrumentos
Entre los instrumentos de medición se distinguen los elementos de entrada
y los de salida; a los que se deben adaptar los elementos de campo directamente
o a través de las oportunas conversiones. Estos elementos pueden ser de:
X Entrada analógica - Salida analógica
X Entrada digital - Salida digital
Cada una de las anteriores pueden ser, según la aplicación, de diferente
construcción y cometido, entre los más comunes se pueden mencionar las
siguientes:
X ELEMENTOS DE ENTRADA
Digitales
Termostatos
Presostatos
Alarmas
Niveles
Contactos de acción
Analógicas
Sondas de temperatura
Sondas de caudal
Sondas de humedad
Conversión de medidas
(neumáticas - eléctricas)
X ELEMENTOS DE SALIDA
Digitales
Activación de relés
Activación de contactores
Activación de señalizadores
Disparo de dispositivos de seguridad
Analógicas
Salidas de amperaje
Salidas de voltaje
Regulación de válvulas
Regulación de compuertas
5.1.1.2.1 Proceso de medición
Fig. 5.1. Proceso de medición.
114
X Circuito de
medición
y Mecanismo de
medición
a^
Dispositivo cié
lectura
X - Variable que se mide.
Y - Señal acondicionada para procesar por el mecanismo de medición.
a - Desplazamiento angular, indica el resultado.
5.1.1.2.2 Instrumentos analógicos
medida.
X
X
Censan en forma continua la señal eléctrica.
La continuidad permite respuesta análoga.
La magnitud de salida representa el tamaño de la variable
Dispositivo de lectura en escala numérica.
En la industria, en CA es importante:
• Frecuencia.
• Tipo de medición requerida: valores eficaces, media o pico
de la señal a medir.
115
T
<
P1V>
P s
Fig. 5.2. Medición analógica directa
5.1.1.2.3 Medidores digitales
Muestran la señal eléctrica a intervalos regulares de tiempo. El valor que
está siendo muestreado se convierte en un número.
n
OO
Fig. 5.3. Ejemplo de medidores digitales.
116
5.1.1.2.3.1 Aplicaciones
X En celdas de medición con representación alfanumérica.
X Como una etapa inicial en un proceso de expansión y
modernización.
X Como instrumentos registradores.
5.1.1.2.3.2 Ventajas
X Reducción en el error de la lectura humana.
X Mayor rapidez en la lectura del valor medido.
X No hay errores de paralelaje.
5.1.1.2.3.3 Desventajas
X Alto costo inicial, sensibles a variaciones de V y T.
5.1.1.2.3.4 Principio de funcionamiento
X Requieren un tratamiento previo de la señal.
X Conversión de señal analógica a señal digital.
Botan
~*
Convertidoranalógico/
digital
Señal
u ci lal
~*
Contador •iwPantalla
Fig. 5.4. Convertidor A/D
117
Bínela
CcfwwttDT
Antífcgi Dgti
Fig. 5.5. Conversor
5.1.1.2.4 Registradores
X Instrumentos de medición usados para un período de
medición. Almacena datos.
X Tipos: analógicos o digitales.
X Almacenamiento: cintas gráficas, dispositivos de memoria
para PC.
118
X Variables que se miden: eléctricas y no eléctricas (T°, Presión,
etc.).
X Uso industrial
X Analizador de redes eléctricas.
5.1.1.3 Parámetros eléctricos e instrumentos
Los principales parámetros eléctricos a medir en una auditoria energética
son:
5.1.1.3.1 Amperaje
Es la medida del flujo de electrones por un conductor. Se mide utilizando
un AMPERÍMETRO, en diversos tipos, siendo los más comunes:
A. Amperímetro de Gancho o Pinza: Es un instrumento portátil que da una
lectura directa de la corriente a través del conductor.
B. Registrador de corriente: De operación similar, pero suministra una
presentación gráfica del amperaje en el circuito a través de un período de tiempo.
Ambos amperímetros consisten en un transductor de corriente (el toroide)
que es conectado al panel del dispositivo. El transductor se selecciona de acuerdo
a la magnitud de la corriente a ser medida. Para sistemas polifásicos es útil medir
amperaje en todas las fases para determinar los desbalances.
5.1.1.3.2 Tensión o Voltaje
Es la medida de la fuerza que mueve a los electrones y es generalmente
constante.
119
Se mide utilizando el VOLTÍMETRO. El instrumento se utiliza conectando
los terminales al conductor (no al aislamiento) bajo estudio. El voltaje se lee
directamente de la escala adecuada del instrumento.
5.1.1.3.3 Potencia
Para determinar la potencia consumida por el circuito se utiliza el
VATÍMETRO. La potencia también puede determinarse indirectamente, dado que
la potencia aparente es igual al producto de la corriente por el voltaje y por la raíz
cuadrada del número de fases en el sistema.
Es común el VATÍMETRO DE PINZAS el cual consiste en tres terminales
con pinzas (uno de los cuales viene marcado), un transductor de corriente y un
panel.
También hay disponibles REGISTRADORES GRÁFICOS DE POTENCIA.
5.1.1.3.4 Factor de potencia
Es el cociente entre los valores de potencia activa y potencia aparente. Se
mide mediante el COSFÍMETRO, el cual físicamente es similar al vatímetro. El
instrumento se halla incorrectamente conectado, si la aguja deflecta en la
dirección equivocada cuando es activada; si esto sucede, intercambie los
terminales. Cuando se presenta un gran desbalance en la corriente de fase,
deben hacerse mediciones adicionales del factor de potencia para cada fase; el
factor de potencia en el sistema trifásico se computa tomando el promedio de éste
en relación con la corriente de fase:
(A\*fp\)+(A2*Jp2)+(Al*Jp3)AI + A2 + A1
Donde: A = amperaje de cada fase fp = factor de potencia de cada fase
120
5.1.1.3.5 Medición de energía
El consumo de energía eléctrica es sumamente importante determinarlo
porque está en relación directa con la factura eléctrica é incide en los costos de
operación de la planta. La cuantificación normalmente se efectúa mediante los
respectivos contadores de energía.
5.1.1.3.5.1 Contador de energía
Un contador de energía en realidad es un vatímetro giratorio provisto de un
dispositivo integrador - numerador, dada la gran importancia y la extensión
mundial de las redes de corriente alterna, la mayor parte de los medidores que se
usan son basados en el sistema de motor de inducción, los cuales pueden
adaptarse para medir por separado varios tipos de energía que influye en la tarifa.
(I) Bobina voltimétrica; (2) Circuito magnético; (3) Flujo voltimétrico;
(4) Flujo amperimétrico; (5) Disco; (6) Bobina amperimétrica; (7) Circuito
Fig. 5.6. Contador de energía.
Las partes principales de un contador de energía son:
121
- El sistema motriz.
- El sistema de frenado, los cuales actúan sobre el mismo rotor.
- El numerador integrador, que traduce las revoluciones efectuadas por el
rotor durante un determinado tiempo, a la cantidad de unidades de energía
consumida.
5.1.1.3.6 Analizadores de redes eléctricas del tipo electrónico
Son los equipos más adecuados para la ejecución de las Auditorias
Energéticas y la medición de energía activa y reactiva, así como de las diversas
variables eléctricas. Constituyen una herramienta para obtener estos datos, y
cuentan con el complemento informatizado, mediante un software apropiado y
permiten un análisis del estado operativo de los equipos, poniendo en relieve la
deficiencia en el consumo de energía.
La instalación se puede hacer:
- En paralelo con los equipos de medida.
- En los secundarios (menos de 600 V de los transformadores de potencia).
El objetivo principal de estas mediciones será conocer en algunos casos la
demanda total y el diagrama de carga de la planta; en otros, conocer el consumo
por áreas específicas relacionadas con la producción y se determinará las
condiciones operativas de los principales equipos, así como también realizar una
evaluación de la calidad de la energía eléctrica.
122
5.1.1.3.7 Transformadores de medición
Se denominan transformadores de medición a los utilizados para la
alimentación de los circuitos de medición, éstos sirven para las siguientes
finalidades:
1) Permiten medir altas tensiones y altas corrientes con instrumentos de
bajo alcance.
2) Separan eléctricamente el circuito controlado de los equipos de
medición.
3) Hacen posible la ubicación de los equipos a distancia de los circuitos
controlados, esto evita la influencia de campos magnéticos externos en el
funcionamiento de los equipos, aumenta la seguridad del personal y permite la
ubicación de los instrumentos en lugares convenientes.
Los transformadores de medición pueden ser de dos tipos:
^ Transformadores de corriente.
X Transformadores de potencial.
En el cuadro siguiente se presenta una relación de los principales
parámetros, equipos y accesorios utilizados.
Mediciones eléctricas
123
Parámetros
TENSIÓN
CORRIENTE
RESISTENCIA
FACTOR DE
POTENCIA
POTENCIA
ACTIVA
POTENCIA
REACTIVA
ENERGÍA ACTIVA
ENERGÍA
REACTIVA
FRECUENCIA
MÁXIMA
DEMANDA
ILUMINACIÓN
Unidades
V, kV, MV
A, kA, MA
Ohmios, Mohm
W, kW, MW
var, kvar, Mvar
Wh, kWh, MWh
varh, kvarh
Hz, C/seg.
kW.MW
Lux
Equipos
Voltímetro
Amperímetro
Ohmímetro,
Megóhmetro
Cosfímetro
Vatímetros
Varómetros
Contador de E.A.
Contador de E.R.
Frecuencímetro
Maxímetros
Luxómetros
Accesorios
opcionales
Transformadores
de tensión TPs
Transformadores
de corriente TCs
TPs. Y TCs.
TPs. Y TCs.
TPs. Y TCs.
TPs. Y TCs.
TPs. Y TCs.
TPs.
TPs. Y TCs.
124
ílitola
Fig. 5.7. Voltímetro electrónico.
1 M".h.i"r
r r* ™
Fig. 5.8. Amperímetro de CD de "shunt"
125
Fig.5.9. Amperímetro de CA.
5.1.1.3.8 Medición con dispositivos auxiliares
- Función del transformador de corriente: Reducir la alta corriente a valores
admisibles para el instrumento.
- Uso de transformador de tensión: ídem para el voltaje
R
S
Botina de corriente
Fig. 5.10. Configuración del medidor de energía.
126
5.2 AVANCES EN EL MONITOREO DE PARÁMETROS
ELÉCTRICOS.
Hace algunas décadas la calidad de la energía no era preocupante pues no
tenía efectos significativos en los equipos conectados a la red de distribución. En
general era suficiente con especificar el voltaje y la frecuencia de operación de los
equipos; sin embargo, la aparición de diversos elementos electrónicos altamente
sensibles en plantas industriales modernas ha obligado a las empresas
suministradoras de energía a analizar detenidamente el problema y redefinir la
confiabilidad del servicio.
No es que hoy la calidad de la electricidad sea menor que hace años.
Ahora es mayor, pero es un hecho que la tradicional gama de alteraciones
comunes (depresiones de voltaje, sobretensión, bajo y alto voltaje o distorsión
armónica) tiene una mayor injerencia en el desempeño de los equipos
electrónicos.
En algunos casos, una interrupción de apenas 0.5 segundos detiene un
proceso industrial que tarda hasta seis horas en reestablecerse con normalidad.
La misma interrupción provoca irremediables pérdidas de información en
procesos de adquisición de datos, ya sean digitales o analógicos, cuando no se
cuenta con sistemas de protección; estas interrupciones tienen también efectos
en los electrodomésticos.
La calidad no depende totalmente de las empresas eléctricas. La
multiplicación del uso de equipo altamente sensible y productor de alteraciones ha
contribuido al aumento de fallas.
La complejidad de los equipos ha traído mejoras en el desempeño de los
procesos industriales, pero también perturbaciones en la red, cuyo costo es
absorbido por los suministradores.
Los equipos más versátiles son efectivos a costa de determinados
supuestos. Al no tener especificaciones estrictas, son perturbadores de la red
eléctrica, desestabilizan los generadores y provocan pérdidas excesivas. La
127
eficiencia que gana el usuario tiene un enorme costo para la empresa eléctrica, la
cual debe tener una red más robusta, sobredimensionada, a fin de que el usuario
utilice la energía. Parte del costo es para la empresa y, por lo tanto, para los otros
usuarios.
En muchos casos los equipos no fueron especificados para el servicio que
deben proporcionar. Pese a que actualmente existen equipos que pueden operar
en diversos ambientes eléctricos de calidad fina, intermedia y pobre, si el
suministrador no conoce las características del servicio eléctrico ni se involucra
con sus clientes, equipo y proceso, siempre existirán fallas.
Las empresas eléctricas de otros países han enfrentado la necesidad de un
servicio eléctrico altamente eficiente desde diversos enfoques.
Actualmente los proyectos de estudio de la calidad de la energía en varias
partes del mundo se encuentran en una etapa de recolección de información para
lograr la estandarización y por tanto la mejora del servicio. Por ejemplo, la Unión
Internacional de Productores y Distribuidores de Energía Eléctrica (organismo que
reúne a varias empresas eléctricas europeas) cuenta con un sistema de
monitoreo en subestaciones de todo el continente, el cual lleva un recuento
estadístico de distorsiones y cortes del servicio.
El Electric Power Research Institute y el National Power Laboratories en
Estados Unidos y la Canadian Electrical Association, en Canadá, han desarrollado
proyectos de mediano plazo para determinar los niveles generales de calidad de
la energía a partir de los alimentadores de distribución primaria y del estudio de
las perturbaciones del suministro en 850 lugares de ambos países.
Según los especialistas, el sector industrial de cada país deberá decidir qué
hacer con el cúmulo de información con que ahora se cuenta. Las razones por las
que los equipos sensibles fallan son variadas y, por lo tanto, requieren de un
complejo modelo estadístico para predecirlas. Sin embargo, esta complejidad no
debe ser tal que quienes en la práctica conviven con el servicio (técnicos y
diseñadores) no puedan manejarlas.
128
5.3 EQUIPOS DE MEDIDA.
Las necesidades modernas obligan a contar con equipos capaces de
entregar mediciones exactas y confiables.
El uso de tecnologías cada vez más sofisticadas, con dispositivos más
sensibles a las variaciones y perturbaciones de una red eléctrica, han hecho de la
calidad de suministro eléctrico un concepto más utilizado por las empresas
distribuidoras de energía y los usuarios de esta. Para las primeras, el interés
fundamental pasa por cumplir con la normativa actual sobre medición y registro de
la calidad de suministro, para lo cual el monitoreo, registro y análisis constante de
la red de distribución, permite determinar los puntos de la red donde la calidad de
la energía es baja, solucionar el problema y dar así cumplimiento a dicha
normativa.
El interés para el usuario que recibe el suministro de energía, pasa por
conocer y mantener en buenas condiciones la seguridad de sus instalaciones;
controlar la calidad del suministro, cuantificar la energía consumida, controlar las
puntas de consumo, dar solución a eventos de fallas, determinando la causa y el
lugar exacto donde se origina; minimizar sus perdidas producto de estos eventos;
reducir sus costos de operación y manutención; Entre otras necesidades.
Lo anterior, potencializa la necesidad de contar con equipos capaces de entregar
mediciones exactas, precisas y confiables sobre todos los parámetros
relacionados con la calidad de suministro eléctrico, dichos equipos van desde los
tradicionales indicadores de aguja, pasando por los instrumentos digitales, hasta
llegar a los analizadores de redes, equipos de última generación, que permiten no
solo medir, sino que también registrar datos de tensión, corriente, potencia activa,
reactiva, aparente, factor de potencia, factor K, frecuencia, armónicos,
interarmónicos, desbalances, Flicker, Sags, Swells, eventos transientes, entre
otras variables, datos de especial importancia a la hora de diagnosticar un
problema. Por estás y otras razones, es que se revisará algunas de las principales
novedades en materia de analizadores de redes eléctricas, que ofrece el mercado
de los distribuidores de equipos de medición y las empresas prestadoras de
servicios de medición de energía.
129
5.3.1 ABB
Uno de los principales proveedores de productos y tecnología para la
industria de la energía, ofrece en el área de los analizadores de redes eléctricas el
equipo de registro y análisis de fallas Indactic ® 650, cuya área de aplicación se
extiende desde las instalaciones de generación y distribución de energía, como a
las instalaciones ligadas a los procesos industriales. El Indactic ® 650,
esencialmente se compone de estaciones de adquisición de datos, diseñadas
para 9 entradas análogas y 16 digitales, pudiendo ser extendido el sistema
agregando unidades de adquisición de datos, según el número de señales y las
necesidades futuras de la instalación, utilizando para esto un solo cable óptico
coaxial y/o de fibra para interconectar dichas unidades, que permitirán la
sincronización del tiempo y transmisión de datos. La transmisión de datos desde
la unidad de adquisición a la unidad de la evaluación se realiza por intermedio de
un interfaz serie RS 232, para su posterior análisis, para lo cual se utiliza el
software VIS 425, que además permite la configuración y comunicación a
distancia, programa de 32-bit que funciona bajo sistema operativo de Windows.
Adicionalmente, la solución tecnológica para este tipo de aplicaciones también
incluye el registrador secuencial de eventos de fallas Indactic ® 425.
130
5.3.2 Cías Ingeniería Eléctrica S.A.
De la marca Circutor de España, comercializa analizadores de redes CVM,
capaces de mostrar y registrar todos los parámetros eléctricos; analizadores de
calidad de red QNA, que además registran todos aquellos parámetros que puedan
ofrecer información sobre la calidad del suministro de energía; y finalmente están
los equipos portátiles, de gran flexibilidad para adaptarse a las necesidades del
cliente. La clase de precisión de estos equipos es de 0,5 para tensión y corriente,
y de clase 1 para potencia, con capacidades de memoria que estarán dadas en
función del analizador del que se esté hablando. Así, hay analizadores que son
básicamente visualizadores, y otros diseñados para el trabajo autónomo, con
capacidades de 1 Mbyte para sistemas básicos y de 4 Mbytes para sistemas
complejos. Además, Circutor ha desarrollado potentes software de análisis de
datos capaces de realizar curvas representativas de los parámetros eléctricos. El
control a distancia se realiza a través de diferentes puertos de comunicación,
permitiendo inclusive la combinación de variadas configuraciones, así por ejemplo
es usual instalar redes RS485 con salida a Modem estándar o GSM, e incluso con
salidas a Modem radio, lo que permite al cliente monitorizar constantemente la
instalación.
5.3.3 IPQS
131
Internet Power Quality Scanner, IPQS, que incluye el suministro de la
plataforma de medida, instalación, certificación, garantía y mantenimiento, junto
con el acceso a un sitio web seguro para la visualización y descarga de registros,
además de la generación de reportes de acuerdo a las necesidades de cada
cliente. El servicio permite efectuar e! monitoreo y control continuo de cualquier
punto de una red eléctrica, siendo capaz de registrar todas las variables
relacionadas con la calidad de suministro y la administración eficiente de la
energía, las cuales ai ser visualizadas y analizadas en forma simultánea, a través
de redes Intranet e Internet, permiten al cliente corregir en línea los parámetros
que estén fuera de la norma. La exactitud de las medidas efectuadas es de un
0,25% en el servicio básico y de un 0,1% en el servicio completo, esta última, bajo
lo especificado en la norma para la medición de energía. Trabaja con entradas de
voltajes de O a 600 V, y corrientes de O a 1 ó de O a 5 A, pudiendo ampliarse el
rango de medida utilizando transductores de corriente.
5.3.4 FlukeyHioki
Las marcas Fluke Corp, de EE.UU. y Hioki E. E. Corp, de Japón presentan
ofertas en analizadores de redes eléctricas que incluyen desde equipos que
permiten realizar diagnósticos rápidos de fallas y/o analizar la calidad del
suministro eléctrico en terreno, hasta equipos para un estudio detallado de todas
las variables eléctricas, tanto en sistemas monofásicos como trifásicos de tres o
cuatro conductores. Fluke dispone principalmente de dos equipos para el análisis
de redes y detección de fallas como son los modelos 41B y 43B. Este último
combina las funciones más útiles de un analizador de calidad de energía, un
332
multímetro digital y un osciloscopio; permite la visualización de formas de ondas
de tensión y corriente, diagrama espectral de armónicas, registro continuo de dos
variables en pantalla hasta 16 días, análisis de partida de motores, entre otras
funciones. En tanto Hioki dispone del amperímetro de tenaza y medidor de
potencia modelo 3286, analizador de potencia modelo 3166 y el analizador de la
calidad de energía eléctrica modelo 3196, este último, de clase 0,2% de lectura,
con una frecuencia de muestreo de 256 puntos/ciclo, con capacidad de registro
simultáneo de tendencia RMS en todas las variables, y que puede ser
monitoreado y configurado remotamente en tiempo real, en una red LAN o por
Internet.
5.3.5 Signatura System
Signature System de EE.UU., son equipos diseñados específicamente para
trabajar con Internet, que permiten el acceso en tiempo real a la información
desde cualquier PC equipado con conexión a la red, protegido por una clave, para
controlar el ingreso al sistema. Para esto, la instalación deberá contar con una red
basada en Ethernet que pueda proveer de conexiones 10 Base T al InfoNode
(administrador de la base de datos), y a los DataNodes (instrumento de
adquisición de la data). Cuando el InfoNode y el DataNode están instalados
remotamente, entonces una red Microsoft de discado es usada con una línea
telefónica para comunicarse vía módem con el InfoNode. Signature System
permite al usuario individualizar e identificar los parámetros que él desee
monitorear; la frecuencia a la cual desea que sean monitorizados; el formato de
presentación de la data, y qué data quiere archivar. Cuenta con múltiples
funciones de notificación de alarma, soporta hasta diez usuarios simultáneos por
la vía de la red Network, con una precisión en la medición de un 0,1%, con
capacidades de memoria de 8 GB y velocidades de muestreo de 384 muestras
por ciclo, usando avanzadas técnicas de adquisición de data y sincronización.
133
5.3.6 Siemens
Para el mercado de los analizadores de redes eléctricas, la empresa
alemana Siemens ofrece SIMEAS R, moderno registrador de fallas y analizador
de calidad de energía. De construcción modular, de 8 entradas análogas y 16
binarias, ampliables a 32 y 64 respectivamente; con un error de medición inferior
al 0,2 %, los equipos cuentan también entre sus características con capacidad de
memoria de 5 MB, capaz de almacenar 120.000 cambios de estatus, y un proceso
integrado de compresión de datos de hasta un 98%; sincronización en tiempo real
vía DCF77 o GPS, que permite tomar el tiempo exacto de la ocurrencia de la falla.
SIMEAS R emplea una interfaz de comunicación directa a una red de teléfono,
red LAN o WAN, de acuerdo al protocolo Ethernet 802,3 TCP/IP, permitiéndole la
puesta en servicio, configuración y transferencia de datos a distancia.
Posee además un dispositivo centralizado de adquisición y análisis de la
información, DAKON, el cual confiere la autonomía en la operación del sistema; el
software OSCOP P, permite la visualización de los valores registrados en
diagramas rms o diagramas vectoriales. Por último, la fuente de alimentación
puede ser equipada con baterías, permitiéndole al dispositivo funcionar sin riesgo
ante un apagón, durante el tiempo defino por la capacidad de la batería.
5.3.7 Tecnored
134
Es una empresa especializada en la instalación y puesta en marcha de
sistemas de medición, asesoría técnica, estudios y proyectos de ingeniería, a
nivel de subestaciones, líneas de transmisión y de distribución de empresas
eléctricas. Asimismo presta servicios de medición e investigación de problemas
relevantes al comportamiento anómalo de sistemas eléctricos para grandes
clientes industriales. Dentro del equipamiento con que cuenta Tecnored, para
cumplir con las tareas de medición de calidad de servicio, destaca el modelo TR
16, equipo multicanal, de 16 canales, con capacidad de almacenamiento de dos
semanas de registros simultáneos de todas las variables bajo medición, como de
todos los eventos transientes desde 50 microsegundos, a períodos de
compactación de 10 minutos, con velocidades de adquisición de datos de 256
muestras por ciclo, con una exactitud de +/- 0,5%. Además, posee un software
que permite la obtención de curvas de todas las variables medidas con periodos
de integración programables, tablas y gráficos de estadígrafos tales como
porcentuales, curvas de probabilidad acumulada e histogramas. Cuenta con
habilidades de comunicación remota utilizando puertos RS-232, puertos Ethernet,
puertos ópticos, pantallas para lectura local y descarga remota de datos en
memoria.
135
5.3.8 Dranetz-BMI
La marca Dranetz - BMI, empresa norteamericana que ofrece, entre otros,
dos equipos portátiles para el análisis de redes eléctricas: el Power Plattform PP1
y el Power Plattform 4300. Estos equipos se configuran en base a tarjetas con
formato equivalente ai PCMCIA según el tipo de medición o análisis a realizar,
dándole la flexibilidad de incorporar algún nuevo parámetro o modalidad de
análisis con solo renovar esta tarjeta. Interesante también es su velocidad de
muestreo, la cual le permite capturar transientes de voltajes y corriente de hasta 1
microsegundo. Además, admite la incorporación de tarjetas de memoria de 32
MB, con lo cual da la posibilidad de almacenar y descargar la información sin
tener que interrumpir la medición. Por último, permite la visualización gráfica de
los datos almacenados directamente cuando se está ejecutando la medición, ya
sea en la pantalla del equipo o a través de un PC utilizando el software Oran
View, herramienta de gran utilidad a la hora de analizar los datos obtenidos.
Utiliza puertos de comunicación RS 232, y un puerto paralelo para conexión a
impresora, pudiendo además configurarse con un módem interno para
transmisión de los datos. Dranetz-BMI ofrece también equipos de instalación
permanente que pueden ser conectados a una red interna o a la Internet para
monitorear una instalación desde cualquier parte del mundo.
5.3.9 LEW!
136
i'
En el área de monitoreo ofrece los analizadores de redes Topas 1000,
capaces de medir y registrar todas las variables relacionadas con la calidad de
servicio, de manera simultánea. Así permite visualizar la información en línea,
detectar fuentes de interferencia, realizar análisis de transientes, con registro en
cuatro canales de voltaje, con velocidades de hasta 10 mHz por canal, conexión a
PC y transmisión de datos vía Ethernet, puerta serial o módem, con una
capacidad de memoria de 2 GB, lo que le posibilita registros de larga duración.
137
CAPITULO VI
6 APLICACIÓN
6.1 INTRODUCCIÓN:
El escoger apropiadamente la instrumentación, técnicas de medida, y
herramientas de análisis es vital para el éxito de cualquier estudio de calidad de
energía. Si el resultado deseado es la determinación de la distorsión de los
niveles de armónicos tanto de voltaje como de corriente así como también el
parpadeo o flicker en la onda de voltaje u otras aplicaciones, el escoger
apropiadamente la instrumentación, técnicas de medida, y herramientas de
análisis puede hacer la diferencia entre la solución con una buena ingeniería para
un problema complejo o un fracaso que tendrá consecuencias tanto técnicas
como económicas.
Las técnicas analíticas utilizadas en la evaluación, la recolección de datos,
son elementales en la determinación de la fuente de los problemas o de las
perturbaciones. La caracterización de un evento de disturbio debe tener suficiente
detalle que permita un efectivo análisis para llegar al éxito en la solución del
problema. Las conclusiones erróneas pueden resultar de un modelo inadecuado
del evento en la fase analítica del estudio.
En el presente capítulo lo que se tiene es una aplicación de cómo realizar
un análisis de la calidad de la energía eléctrica en el primario de una Subestación,
una vez que se ha analizado los parámetros que intervienen e influyen en la
calidad. Lo que se hace es tomar las respectivas mediciones con la ayuda del
equipo TOPAS 1000 el cual permite tomar datos cada 10 minutos de todos los
parámetros que deseamos analizar como son voltaje, corriente, potencia,
frecuencia, etc. Después con esta información se realizará histogramas que
permiten un análisis mediante una evaluación estadística descriptiva la cual
analiza, estudia y describe a la totalidad de individuos de una población. Su
138
finalidad es obtener información, analizarla, elaborarla y simplificarla lo necesario
para que pueda ser interpretada cómoda y rápidamente y, por tanto, pueda
utilizarse eficazmente para el fin que se desee. El proceso que sigue la estadística
descriptiva para el estudio de una cierta población consta de los siguientes pasos:
X Selección de caracteres dignos de ser estudiados.
X Mediante encuesta o medición, obtención del valor de
cada individuo en los caracteres seleccionados.
X Elaboración de tablas de frecuencias, mediante la
adecuada clasificación de los individuos dentro de cada carácter.
X Representación gráfica de los resultados (elaboración
de gráficas estadísticas).
La obtención de parámetros estadísticos son números que sintetizan los
aspectos más relevantes de una distribución estadística. Las tablas que se
presentan son TABLAS DE FRECUENCIAS CON DATOS AGRUPADOS EN
INTERVALOS que se utilizan cuando la variable es continua, o es discreta pero
toma una gran cantidad de valores, conviene dividir el rango de la variable en
unos pocos intervalos (entre 4 y 10) y repartir los valores en ellos, ésto se lo
realiza como una práctica común, así se lo puede ver en trabajos estadísticos
similares donde se analizan resultados no solo de este tipo. El resultado será una
tabla de frecuencias en la cual la variable, en lugar de tomar valores numéricos
concretos, varía dentro de intervalos. Cuando se necesita (por ejemplo para el
cálculo de parámetros), que cada intervalo quede representado por un único
número, se toma su punto medio, al que se llama marca de clase.
Para un mejor análisis lo que necesitamos son Gráficas estadísticas, que
son representaciones gráficas de los resultados que se muestran en una tabla
estadística. Pueden ser de formas muy diversas, pero con cada tipo de gráfica se
cumple un propósito. Por ejemplo, en los medios de comunicación, libros de
divulgación y revistas especializadas se encuentran multitud de gráficas
estadísticas en las que, con notable expresividad, se ponen de manifiesto los
rasgos de la distribución que se pretende destacar. Los diagramas de barras, los
139
diagramas de sectores, los histogramas y los polígonos de frecuencias son
algunas de ellas.
DIAGRAMA DE BARRAS.- En este tipo de gráfica, sobre los valores de las
variables se levantan barras estrechas de longitudes proporcionales a las
frecuencias correspondientes. Se utilizan para representar variables cuantitativas
discretas.
HISTOGRAMA Y POLÍGONO DE FRECUENCIAS.- Los histogramas se
utilizan para representar tablas de frecuencias con datos agrupados en intervalos.
Si los intervalos son todos iguales, cada uno de ellos es la base de un rectángulo
cuya altura es proporcional a la frecuencia correspondiente. Si se unen los puntos
medios de la base superior de los rectángulos se obtiene el polígono de
frecuencias.
HISTOGRAMA Y POLÍGONO DE FRECUENCIAS ACUMULADAS.- Si se
representan las frecuencias acumuladas de una tabla de datos agrupados se
obtiene el histograma de frecuencias acumuladas o su correspondiente polígono.
Después de haber obtenido estos resultados se los debe comparar con las
Normas, para realizar el análisis de estos parámetros en una primera instancia se
tomará la Regulación No.- CONELEC 004/01 del CONELEC, en lo que se refiere
a Calidad del Producto tomando en cuenta una análisis en la Subetapa 1, luego
de lo cual se analizará la relación que existe entre los parámetros de calidad de
energía eléctrica con la potencia aparente.
6.2 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN PÉREZ
GUERRERO Y DE SU ALIMENTADOR "F":
En las actuales condiciones de estructura del Mercado Eléctrico Mayorista,
una empresa eléctrica viene a constituirse en un sistema coordinado de medios
humanos y materiales, cuyos objetivos son producir bienes o servicios para
obtener beneficios durante un período de tiempo determinado. No solo en esta
140
empresa sino en cualquier tipo de empresa, hay siempre un cierto volumen de
energía que interviene en la producción de bienes y servicios.
Una categoría especial de empresas son aquellas definidas como
"industrias de energía intensiva". Sin embargo, hoy en día los mayores costos de
energía, hacen de suma importancia para las empresas nacionales, poner
atención en este tema.
En tal sentido, la empresa debe organizar su "gestión energética" con una
estructura adecuada para la gestión de la misma, y utilizar técnicas de
contabilidad y administración energética, monitoreo y control de energéticos, etc.
En tal virtud se ha tomado al alimentador "F" de la Subestación Pérez
Guerrero, para realizar estudios de calidad de producto, pues al existir el
precedente, de que en el mismo alimentador de la misma Subestación, se han
realizado estudios de confiabilidad eléctrica, se estaría dando la pauta, para un
adecuado seguimiento y monitoreo energético en otras empresas eléctricas, y de
esta manera buscar mecanismos de optimización de resultados, que permitan
minimizar pérdidas, y obtener mejores beneficios, tanto técnicos como
económicos.
6.2.1 MEMORIA TÉCNICA:
La Subestación Pérez Guerrero se encuentra ubicada en el Distrito
Metropolitano de Quito en el Sector Santa Prisca. La Subestación pertenece a la
Empresa Eléctrica Quito y cumple la función de reducir el voltaje de 46 kV a un
nivel de distribución de 6,3 kV para servir a los sectores de Miraflores, el sector de
la Universidad Central, el Ejido y parte de la Gasea y la Mariscal.
La Subestación se alimenta en alto voltaje mediante dos líneas de
subtransmisión que forman parte del anillo de 46 kV que rodea al Distrito
Metropolitano. Estas líneas provienen de las Subestaciones No.9 y No. 10
pertenecientes también a la Empresa Eléctrica Quito. Para la distribución de la
141
energía, esta subestación consta de seis (6) alimentadores a un nivel de voltaje
de6,3kV.
La subestación posee un esquema de barras del tipo "Barra simple
seccionada" (ANEXO 1), tanto para su alimentación en alto voltaje, como para el
servicio de distribución en bajo voltaje.
Las ventajas e inconvenientes de este tipo de esquema de barras son:
M Ventajas:
• Se asegura una mayor continuidad de servicio
que en el esquema de barra simple.
• Se facilita el trabajo de mantenimiento y
vigilancia de la instalación.
• El sistema puede funcionar con dos fuentes de
alimentación.
• En caso de averías en las barras, solamente
quedan fuera de servicio las salidas de la sección
averiada.
X Inconvenientes:
• No se puede transferir una salida de una a otra
sección de barras.
• La revisión de un disyuntor deja fuera de servicio
la salida correspondiente.
• La avería en una sección de barras puede
obligar a una reducción en el suministro de energía
eléctrica.
• El esquema de protecciones resulta más
complejo que en la barra simple.
La instalación bajo estudio consta de un transformador cuyas
características principales son:
142
Potencia Nominal
Relación de transf.
Z%
OLTC
TAPS
Grupo de conexión
15/20MVA
46/6,3 kV
10% (OA)
15%
1,25*1 2 PASOS
DY1
Además la subestación tiene prevista la instalación a futuro de un nuevo
transformador de potencia de características similares al antes indicado.
6.2.2 SEGURIDAD EN LA RED:
Una de las principales preocupaciones en el funcionamiento de una
instalación eléctrica es sin duda la seguridad, tanto de la propia instalación como
de las personas y bienes relacionados con dicha instalación.
El término seguridad comprende básicamente dos aspectos:
¿ La protección contra defectos de aislamiento en condiciones
Normales de uso de la instalación.
tf La protección en caso de condiciones accidentales o
anómalas: Básicamente sobretensiones y cortocircuitos.
143
6.2.2.1 Cálculo de protecciones:
6.2.2.1.1 Protección del transformador:
Para la protección de grandes transformadores (mayor a 10 MVA), en la
actualidad se emplean solamente dispositivos selectivos, sensibles y de acción
rápida, es decir, la protección diferencial y la protección Buchholz.
Relé Buchholz:
La protección Buchholz es simple y eficaz, y debería emplearse en todos
los transformadores en aceite equipados con depósito de expansión. La acción
del relé Buchholz está basada en el hecho de que cualquier accidente que
sobrevenga a un transformador, esta precedido de una serie de fenómenos, sin
gravedad, a veces imperceptibles pero que, a la larga, conducen a la destrucción
del transformador. Por esto se recomienda su utilización en el transformador de
la instalación bajo estudio.
Protección de sobrecorriente:
Aún cuando prácticamente no es necesario tener una protección de
sobrecorriente para el transformador, ya que éste posee una protección
diferencial, el actual sistema de protecciones de la subestación Pérez Guerrero
consta de una protección de sobrecorriente con retardo de tiempo. A continuación
se hará el análisis de dicha protección:
Transformador de 20 MVA:
, 20MTA ~ i n 9 / )Ip = —= = 251.02 A
Is = 251.02 x — = 1832.84,46.3
Corrientes de falla:
144
Generación Mínima
Falla Trifásica
Falla Monofásica
11472 A
12316 A
Generación Máxima
Falla Trifásica
Falla Monofásica
11914A
12644,6 A
**Nota: Los datos de las tablas anteriores fueron obtenidos del
departamento de técnico de líneas y subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito
S.A..
AJUSTE DEL RELÉ 51:
SELECCIÓN DEL TAP:
RTC= 2400/5
lp= 1832.84 A
ls= 3.81 A
!TAP= 4
145
SELECCIÓN DEL DIAL:
' falla xc ~ ' falla mm X
/«„_ =11472 x—— = 23.9 Afalla sec
Veces ITAP-
2400
faila min
1TAP
¿iJtSfi _ -^^.
= 5.97
DIAL: 0.1
Top = 0.15 seg
RESULTADOS:
Relé 51
RTC
Tap
Dial
Top
IAC53A111A
2400/5
4
0,1
0,15 seg
AJUSTE DEL RELÉ 51N:
SELECCIÓN DEL TAP:
RTC= 2400/5
146
lp= 1832.84 A
ls= 3.81 A
|TAP= 4
SELECCIÓN DEL DIAL:
falla sec ~ * falla min X
=12316x- - = 25.66,4
Veces ITAP~falla min
1TAP
25.66A f ^Veces ITAP =- ~~ 6.42
DIAL : 0.1
Top = 0.13 seg
Relé 51 N
RTC
Tap
Dial
Top
IAC53A
2400/5
4
0,1
0,1 3 seg
147
6.2.2.1.2 Protección diferencial:
La protección diferencial detecta los cortocircuitos y las dobles puestas a
tierra en las que, por lo menos, una de las puestas a tierra se encuentra en su
dominio de protección, así como los defectos simples a masa cuando el
arrollamiento afectado está unido a tierra por medio de una resistencia óhmica de
pequeño valor. Prácticamente detecta todos los cortocircuitos entre espiras.
Sin protección Buchholz, la protección diferencial es el único procedimiento
sensible que interviene rápidamente en caso de defectos internos.
A continuación se presenta el análisis de la protección diferencial:
DIAGRAMA UNIFILAR:
Fig. 6.1. Diagrama unifilar de conexión diferencial.
Transformador de 20 MVA:
Ip=
.Ip 2QMVA
148
2QMVAIs = —= 1832.85,4
TC1:
RTC: 5/1 50 (Conexión Yt)
= 251. 02,4 x — = 8.367,4150
TC2:
RTC: 5/2000 (Conexión A)
/„ = V3 x 1 832.85 x— — = 7.937,42000
CALIBRACIÓN DEL RELÉ 87:
=
7.937
Por consiguiente el error entre la corriente Isi e Is2 es del 5.42 %. Error
aceptable ya que se puede calibrar al relé diferencial con una compensación de
hasta el 30 %.
COMPENSACIÓN DEL DESFASE DE CORRIENTES Y CONEXIÓN DE
LOS TCs:
Dado que el transformador a proteger tiene un grupo de conexión DY, los
TCs deberán conectarse en un grupo de conexión YD. A continuación se muestra
la conexión de los TCs:
149
DY1251.0? A
251.02
251.02 A
IP1 HTO-nzm
[P2D—MBB-
IP3
1832.85
1832.85
-
1832.85
1S1
IS2
IS3
IP2=Ib-Ic
IP3 = Ic-Ia
IS2 = Ib'-le
/53 = Ic-Ia
Fig. 6.2. Conexión de TCs.
6.2.2.1.3 Protección de las barras:
La protección selectiva de los juegos de barras tiene gran importancia en
las redes equipadas con sistemas de protección tales como la protección
150
diferencial, o la protección por conductor piloto, las cuales, en caso de defecto,
actúan solamente sobre las porciones limitadas de las líneas. En estos casos la
detección de los defectos que afectan a las partes situadas entre las zonas de
protección, entre las que se encuentran los pliegos de barras, queda confiada a la
protección de reserva que, durante la mayor parte del tiempo, es insu-
ficientemente selectiva. Resulta indispensable una protección rápida y específica
de los pliegos de barras, para el equipo de una red que responde a las exigencias
modernas. Esto no es tan necesario en las instalaciones equipadas con una
protección rápida de distancia, porque aquí los defectos que afectan a los juegos
de barras quedan eliminados por el segundo escalonamiento de tiempo de las
líneas de alimentación.
Pero de una forma general, es considerable la importancia de una
protección de acción rápida de los juegos de barras, porque en estos sitios se
introducen frecuentemente grandes concentraciones de energía lo que, en caso
de defectos, conduce a grandes deterioros materiales y a serias perturbaciones
en la explotación. Además, los cortocircuitos entre barras no son raros, sobre
todo, a consecuencia de falsas maniobras.
Cabe señalar que en la subestación Pérez Guerrero, solo existe protección
diferencial en la barra seccionada en alto voltaje. No así en la de bajo voltaje, ya
que en esta no se justifica su utilización.
A continuación se hará un análisis de la protección diferencial existente en
la barra de alto voltaje (46 kV):
DIAGRAMA UNIFILAR:
151
Is1+ts2 l
IS3
Fig. 6.3. Diagrama unifilar de la protección diferencial 46kV
LINEA 46 KV S/E No. 9
Generación Máxima
ipi 120 A
Generación Mínima
Ip1 114,6 A
LINEA46KVS/ENO. 10
Generación Máxima
Ip2 125 A
Generación Mínima
Ip2 117,4 A
152
TC1:
RTC= 5/300
lp1máx=120A
TC2:
RTC = 5/300
lp2máx = 125A
TC3:
RTC = 5/300
2QMVA
Is. =.300
Is, =\25A x —= 2.08^300
/y, + Is2 = 4.08^
Is3 =251.02x300
153
CALIBRACIÓN DEL RELÉ 87:
x 100 = 2.45o/o4.08
Por consiguiente el error entre la corriente Isi + Is2 e Is3 es del 2.45 %.
Error aceptable ya que se puede calibrar al relé diferencial con una compensación
de hasta el 30 %
**Nota: Los datos de las dos últimas tablas fueron obtenidos del
departamento de técnico de líneas y subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito
S.A.
6.2.2.14 Protección de distancia:
El aplicar el sistema de protección de sobreintensidad por escalonamiento
de los tiempos de funcionamiento, a las redes de gran extensión, produce altos
ajustes de tiempo de los relés de protección correspondientes a los últimos
escalones. Como consecuencia se alarga excesivamente el tiempo invertido en
desconectar, al ocurrir un cortocircuito, con los consiguientes peligros para la
seguridad de las máquinas e instalaciones y para la estabilidad del sistema, ya
que las máquinas síncronas podrían salir de sincronismo. Por otro lado, la
duración de la caída de tensión provocada por un cortocircuito puede tener graves
consecuencias para las industrias de fabricación continua conectadas a la red.
Para evitar estas dificultades se han ideado los relés de distancia, cuyo
tiempo de funcionamiento es proporcional a la distancia en que ha ocurrido el
defecto; de esta forma, al producirse una avería en un punto cualquiera de la red,
los relés más próximos a este punto disparan antes que los más alejados.
154
Actualmente, la subestación Pérez Guerrero posee protecciones de
distancia únicamente en las líneas de 46 kV que provienen de las subestaciones
No. 9 y No. 10. A continuación se realizará el análisis de las mismas:
CARACTERÍSTICAS DE LAS LINEAS
Línea
S/E9
S/E10
Resistencia
(ohm/km)
0,116
0,116
Reactancia
(ohm/km)
0,269
0,269
Impedancia
(ohm/km)
0,293
0,293
Calibre
(MCM)
477
477
Tipo
conductor
ACSR
ACSR
FALLA EN LA BARRA DE 46 kV
Generación Mínima
Falla Trifásica
Falla Monofásica
1116A
1121 A
Generación Máxima
Falla Trifásica
Falla Monofásica
1196.5 A
1146.9 A
**Nota: Los datos de la tabla anterior fueron obtenidos del departamento
de técnico de líneas y subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito S.A..
Se eligen transformadores de medida de las características siguientes:
Transformador de tensión:
Tensión secundaria: 120 V
155
0.12JfcF= 38333
Transformador de intensidad
Corriente de secundario: 5 A
Corriente primaria: 114.6 A
RTC= 300/5
U = RTP~ RTC
T7 383.33 ^ 0 0Uz = - - = 6.38
240
CALCULO DE AJUSTES PARA RELÉ DE DISTANCIA
LINEA S/E No. 9
PRIMERA ZONA
AL 80 % DE LA LÍNEA
Zl = 0.80 * (Q.lhn * 0.293 —) = 0.174Qkm
DISTANCIA PROTEGIDA:
156
L = °'1741 " 0.293
SEGUNDA ZONA
AL 120% DE LA LÍNEA
Z2 = 1.2 * (0.7km * 0.293 —) = 0.246Okm
DISTANCIA PROTEGIDA:
°-246Z,, =- - =2 0.293
TERCERA ZONA
AL(100%Z1 +100%Z2)
Z3 = 1 * (0.7fcM * 0.293 — +13km * 0.293 -^-) = 0.586Qkm km
DISTANCIA PROTEGIDA:
0.293
Los valores encontrados corresponden a las impedancias primarias de la
línea, pero los relés de distancia están preparados para su funcionamiento con las
impedancias secundarias.
Zl = - = 0.02Q6.38
157
6.38
0.5866.38
El relé de distancia considerado en este ejemplo posee 3 escalonamientos
de tiempo, regulables a voluntad, y comprendidos entre 0.1 segundos y 4
segundos. Por lo tanto, para todos los relés se adoptará como tiempo mínimo 0.1
seg. y la desconexión de la segunda zona en 0.4 seg.
Fig. 6.4. Lugar geométrico del relé de distancia de la Línea S/E No.9.
LINEAS/E No. 10
PRIMERA ZONA
AL 80 % DE LA LÍNEA
Zl = 0.85 * (12km * 0.293 —) = 0.29Qkm
158
DISTANCIA PROTEGIDA:
7 = _k?_9- = 0.99km0.293
SEGUNDA ZONA
AL 120% DE LA LÍNEA
Z2 = 1.2 * (1.2km * 0.293 —) = 0.422Qkm
DISTANCIA PROTEGIDA:
0.422Z,, =- - =
2 0.293
TERCERA ZONA
AL(100%Z1 + 100%Z2)
Z3 = l*(1.2fcfi* 0.293 — + 0.9¿m *0.293—) = 0.615Qkm km
DISTANCIA PROTEGIDA:
Lt\ ^0.293
Los valores encontrados corresponden a las impedancias primarias de la
línea, pero los relés de distancia están preparados para su funcionamiento con las
impedancias secundarias.
159
029- = 0.045Q6.38
Z2 = = 0.066Q6.38
Z3 = = 0.096Q6.38
El relé de distancia considerado en este ejemplo posee 4 escalonamientos
de tiempo, regulables a voluntad, y comprendidos entre 0.1 segundos y 4
segundos. Por lo tanto, para todos los relés se adoptará como tiempo mínimo 0.1
seg. y la desconexión de la segunda zona en 0.4 seg.
//
/
Fig. 6.5. Lugar geométrico del relé de distancia de la Línea S/E No. 10.
160
Relés
1
2
Impedancias
primarias
Ohm / fase
Z1
0.174
0.290
Z2
0.246
0.422
Z3
0.586
0.615
Uz
6.38
6.38
Impedancias
secundarias
Ohm / fase
Z1
0.020
0.045
Z2
0.040
0.066
Z3
0.092
0.096
Tiempo de
desconexión
(seg.)
t1
0.1
0.1
t2
0.4
0.4
t3
1
1
6.2.2.1.5 Protección de los primarios:
El sistema actual de protecciones de la subestación Pérez Guerrero para
las 6 salidas en bajo voltaje (6.3 kV) consta de relés de sobrecorriente con
retardo de tiempo e instantáneos tanto para la protección de fallas fase - fase
como fallas fase - tierra.
Según la Norma ANSÍ los relés de protección de sobreintensidad
temporizada fase - fase y fase - tierra tiene una numeración "51 y 51 N"
respectivamente y el relé instantáneo tiene una numeración 50.
CRITERIOS DE AJUSTE:
Criterios de ajuste para Protección de Falla Fase - Fase:
1.- Ajuste del relé por encima de la corriente de carga máxima.
2.- Ajuste bajo la mínima corriente de corto circuito (20%) debido a errores
en los transformadores de corriente y al equivalente thévenin.
3.- El relé no debe operar para otro tipo de fallas (falla fase-tierra).
161
Criterios de ajuste para Protección de Falla Fase - Tierra:
1- Ajuste por debajo de la mínima corriente de corto circuito (generalmente
30%) ya sea para fallas fase-tierra o tres fases a tierra debido a la incertidumbre
de la impedancia de secuencia cero.
2- El relé no debe operar para otro tipo de fallas (fallas fase-fase)
RELÉ 51 - Primario "F" (6.3 kV)
FALLA FASE - FASE
I sobrecarga
Max generación
I sobrecarga
Min. generación
I corto circuito
Max generación
I corto circuito
Min. generación
600 A
300 A
1985 A
1912A
SELECCIÓN DEL TAP
RTC= 600/5
*TAP ~~ 'sobrecarga X
600= 5A
162
SELECCIÓN DEL DIAL
Para fallas en fase opera en 0,5 s. para poder coordinar las protecciones
con el resto de relés del alimentador.
1 corto circuito
Min. generación
1 FALLA MIN (AJUSTE
20%)
1912
1912AxO,8 =
A
= 1529.6 A
* SECUNDARIO ~ * FALLA MIN X
SECUNDARIO ~ ^ 529.6 x — - - 12.74 Aolílí
Veces ITAP = [ FALLA P-F
1TAP
U.74AVeces IrAD = = 2.55
1TAP 5A
AJUSTE DEL RELÉ:
Relé IAC53A111A
Designación 51-1Q2
RTC
TAP
DIAL
600/5
5
0.2
RELÉ 51N - Primario "F" (6.3 kV)
FALLA FASE - TIERRA
SELECCIÓN DEL TAP
RTC= 600/5
163
1 = 1 XJ TAP J .voérecargo
7™= 600,4 x = 5A1TAP 600
SELECCIÓN DEL DIAL
Para fallas en fase opera en 0,5 seg
I corto circuito
Min. generación
I FALLA MIN (ajUSte)
1912 A
1912 A x 0,7 = 1338.4 A
/ = 7 x RTC* SECUNDARIO * FAUA *•*«**
^SECUNDARIO » *338.4X —- « ll.lS^ÍoUU
Veces ITAP = 1 FALLA P-F
1TAP
V (,CcS 1 TAD —5A
164
AJUSTE DEL RELÉ:
Relé IAC53A
Designación 51N -ATQ
RTC 600/5
TAP 5
DIAL 0.2
Determinadas perturbaciones y/o determinados vicios de instalación
provocan a veces disparos intempestivos de los dispositivos de protección. Las
causas principales de disparo pueden agruparse en dos grandes grupos:
X Disposición de cables muy asimétrica en el
transformador de medida.
X Presencia de perturbaciones en la red.
La disposición muy asimétrica de cables o pletinas en un transformador de
medida diferencial, causa flujos de dispersión que provocan detección de defecto,
incluso en caso de que las corrientes sumen cero. Este fenómeno es más
frecuente en tamaños grandes de transformadores de medida y puede
solventarse con la utilización de transformadores con un diámetro más grande
que el necesario, procurando centrar los conductores, o puede también mejorarse
con el empleo de un accesorio en forma de tubo de hierro dulce como indica la
Fig. 6.6.
165
Fig. 6.6. Centrado del cable.
En cuanto al disparo por perturbaciones, se pueden distinguir dos posibles
causas de dichos disparos:
X Perturbaciones que originan fugas transitorias.
X Perturbaciones que interfieren en el sistema electrónico
de detección.
El primer grupo de perturbaciones causa una corriente de fuga de corta
duración a pesar de que el sistema no tiene ningún defecto permanente a tierra.
Generalmente, este tipo de fugas se producen a través de los condensadores de
filtro, en modo común para perturbaciones, o a través de capacitancias parásitas
del propio sistema.
El segundo grupo de causas de disparo intempestivo, es decir, los disparos
producidos por interferencia del sistema electrónico de detección, se evitan
utilizando relés que hayan superado las pruebas de inmunidad, según ensayos de
compatibilidad electromagnética, que ya ha sido mencionada en el capítulo 4,
exigidas por las Normas internacionales, en particular por la europea (EN-50082-1
para entorno doméstico y EN-50082-2 para entorno industrial).
En la instalación de estudio se proyecta actualizar todo el esquema
análogo de protecciones, por un sistema integrado digital, la calibración de las
protecciones como se ha mostrado en este capítulo no debería modificarse, pero
si debiesen ser consideradas las causas de disparo intempestivo, y
principalmente las perturbaciones en la red que podrían ser causadas y por el
equipo a instalarse además de la perceptibilidad del mismo.
166
E! alimentador "F", es un alimentador puramente trifásico, tiene una
longitud aproximada del troncal de 655 metros, y en ramales alcanza una longitud
de 2350 metros aproximadamente (ANEXO 2), y cuya potencia instalada en
transformadores (ANEXO 3) es de:
Potencia Aparente instalada: 10587 kVA.
Se ha hecho mención al sistema de protecciones, porque debido a su
descalibración o poca sensibilidad a perturbaciones, se podría presentar salidas
de cargas importantes que pueden producir variaciones de frecuencia; en la
actualidad existen sistemas estáticos de protección diferencial que pueden
discriminar una falla de una perturbación y que dan más seguridad a la red.
6-3 DESCRIPCIÓN DEL TOPAS 1000:
En este análisis se ha utilizado el equipo TOPAS 1000, este es un
instrumento de registro y comunicaciones, es decir, dispone de medida, cálculos y
registro de variables, además dispone de sistemas de comunicación que permite
transferencia de datos.
El TOPAS 1000 es un equipo analizador de energía, que también puede
ser utilizado para detectar las interferencias en la alimentación así como también
permite evaluar la calidad de la energía, de acuerdo a las Normas internacionales.
Posee gran capacidad de memoria (aproximadamente 1 Giga Byte), y
permite tareas de registro, cómputo y análisis de decenas de magnitudes
eléctricas simultáneamente y en un sólo ciclo de medición.
6.3.1 ALIMENTACIÓN:
El instrumento esta diseñado para operar en los siguientes rangos:
167
X CA: 45 Hz a 65Hz, de 100 v a 240 v.
X CC: de 100 a 375 voltios.
En caso de que la fuente de alimentación falle, esta integrada una batería,
que permite seguir tomando medidas, por un intervalo de tiempo aproximado de
cinco minutos hasta que se establezca, la alimentación.
6.3.2 ENTRADAS:
Las entradas están aisladas eléctricamente a un nivel de voltaje nominal de
600 voltios.
6.3.3 DIMENSIONES Y PESO:
Sus dimensiones son aproximadamente (alto, ancho, largo): 300 x 325 x 65
mm3. y tiene un peso aproximado de 4 kg.
6.3.4 RANGO DE TEMPERATURA DE OPERACIÓN:
De O a 40 grados Celsius, y opcionalmente de -20 a 50 grados Celsius.
6.3.5 PRINCIPALES PARÁMETROS DE MEDICIÓN:
Sus 8 canales analógicos de medición de tensión y corriente, o
alternativamente 8 canales de tensión (en el mismo instrumento), registran todas
las magnitudes simultáneamente, sin limitaciones de ninguna índole, en CA y CC.
El detalle de las mediciones que puede realizar el TOPAS 1000 es el
siguiente:
168
X Voltaje V rms Instantáneo / Promedio / Min. / Máximo.
X Corriente A rms Instantáneo / Promedio / Min. / Máximo.
X Potencia Activa W Instantáneo / Promedio / Máximo.
X Potencia Reactiva var Instantáneo / Promedio / Máximo.
X Potencia Reactiva var Delta Promedio.
X Potencia Aparente VA Instantáneo / Promedio.
X Factor de Potencia Instantáneo / Promedio.
X "Energía" KWh, Kvarh, KVAH.
X Demanda de W, VA, Factor de Potencia.
X Instantáneo / Máximo.
X Desequilibrio de tensión.
X kWhi (valor instantáneo).
X varhi (valor instantáneo).
X Frecuencia.
X THD (distorsión armónica total).
* X Armónicas O a 50, de corriente y voltaje y también de potencia
con ángulo y modo.
X Interarmónicas.
X Fasores.
X Todas las mediciones se hacen de acuerdo a la Norma IEC
1000-4-7 (ahora 61000-4-7).
X Las mediciones de FLICKER son realizadas en forma
automática, y el instrumento calcula los índices de severidad de corta y
larga duración (Pst y Plt), de acuerdo a lo que especifica la Norma IEC
61000 (ex IEC 868).
X Analiza transitorios en todos los canales de tensión y
corriente. Velocidad de muestreo: 10 kHz (opción 10 MHz). Tipo de
disparo: por niveles rms, Pico, Disturbio, Derivada, exceso de nivel de THD
o armónicas en forma individual, etc.
169
6.3.6 MODOS DE OPERACIÓN:
Básicamente opera en dos estados: On-line y Loggin.
X Modo On-Line
Permite la opción de osciloscopio siempre y cuando el equipo este
conectado físicamente a los puntos de medición. En esta opción, además de
obtener formas de onda y valores de corriente y voltaje, se pueden obtener
también factores de distorsión, espectros de potencia activa y reactiva, valores
rms, valores pico, potencia activa, factor de potencia, tanto en secuencia positiva,
negativa y cero.
X Modo loggin
Presenta los principales valores presentados en la descripción, en esta
opción el equipo no esta conectado físicamente a los bornes de estudio, sino que
ya se han almacenado los datos, y se han ejecutado los respectivos algoritmos,
que permitirán posteriormente desplegar, magnitudes elaboradas como por
ejemplo: THD, análisis de transitorios, etc.
6.3.7 COMUNICACIONES Y TRANSFERENCIA DE DATOS:
Este instrumento de medida, puede almacenar las mediciones que se
realicen por un largo periodo de tiempo, incluso meses, y permite la obtención de
datos, por medio de cualquiera de los medios de comunicación que tiene:
X Ethernet (compatible con Windows 3.11, Windows 95 y
Windows NT)
X Interfaz Serial (RS 232)
X MODEM
170
6.3.8 PRESENTACIÓN DE RESULTADOS:
Para manejar los resultados se requiere del software adecuado, que
incluso está disponible en la red, este software viene en un formato de Windows,
muy fácil de manejar, en varios idiomas (ingles, francés, italiano, alemán, español,
etc.) y que facilita de sobremanera el análisis de datos.
Los resultados de las medidas son mostrados gráficamente en función del
tiempo, y de acuerdo a la frecuencia que haya sido escogida, puede ser: semanal,
diario, en intervalos cortos, etc., como se ve en el siguiente gráfico.
PANCHO.DEF
Comienzo
28.03.2003 15:00:00
Bytes seleccionados
Final
04.04.2003 15:00:00
Diferencia
7D Oh Omin Os
Semana
Día
Largo intervalo
10 Min
Eventos
3 Seg
Val. eficaces
Osciloscopio
Señal te lem.
Transitorios
Al activar uno de los iconos de frecuencia, automáticamente se activarán
otros iconos que permiten manejar datos.
Así por ejemplo al activar la el icono de largo intervalo, para analizar los
datos obtenidos, se presenta la siguiente ventana:
171
13 TOPAS1000/19 3.3.0.0 20030112 PANCHO.DEF
Archivo Medición Diagrama Transferencia §ervicio Ventana Opoone5 Ayuda
;..!-.:.; .,\m^
PANCHO DEF
SSíS 1 É9 BTleii*l*<cionj4oi 7MB9I-B
28032O03 150000 0-Í042003 150000 7C- Oh Om.f, Oí ^"¡
S*mjnj
DÍA
IfLjigt» tftt«iyj'jg ]
10 Win
E»*M«I
3S*9
Val. «ticjc«»
OMHWOta
5«ñji t*l«m.
Trjfiíitonot
•
En este caso se obtendrán valores de:
X Armónicos
X Flicker
X Valores RMS
X Simetría (positiva, negativa y cero)
X frecuencia
Estos valores se mostraran para los parámetros que se puedan ser
evaluados, por ejemplo para armónicos se puede desplegar en voltaje corriente,
potencia activa, potencia reactiva. Para flicker solo en voltaje, y así por el estilo.
Como se menciono anteriormente los resultados son presentados en
primera instancia gráficamente, de varias formas para poder interpretar los
resultados, en la forma que sea conveniente, estos son:
172
X Gráficos de medida en función del tiempo
i PANCHO.DEF- THD V i«l. :
04 04 2003 14 50 00.00000028032003 15:10.00.000000
X Gráficos de probabilidad
¡PANCHO.DEF- THD V reí.
Refrescar 28.03.2003 15:10:00.000000
100 —
04 04 2003 14 50 00.000000
5.0 52 5.4 5.0
THD V reí. [%J
173
X Gráfico por día extremo de valores (máximos y
mínimos)
¡ PANCHO.DEF - Day extreme valué Máxima - Valor eficaz de tensión ... -- j
M¿r:i*»i^-;.;üT:¿; [7 Refrescar 23032003 i5iooooooooo • 04042003 1450:00.000000 Dlxl* ; i i
366-
X Gráfico por día extremo en barras
¡ PANCHO.DEF • Day extreme valué bars- Valor eficaz de tensión
>f~ ••AK-.:-¿ f7 Refrescar 28.032003 15:10:00.000000 | • 04.04.2003 1450.00.000000 D|X|
3.70-
E
iMáxima Day extr
3.02480 [VV1
25.1062
3.08-
3.00-
Máxima Day extr]
II Tuesday—^—_-l—-J *• 304-
3 Q4gp1 jkV]£ 302-«
Í 300-N
! 3.58-
Thursday 5 3 50 _1 * •*>
354-
352-
3.50-So Mo Di Mi Do
Day extreme valué curve
Fr Sa
Después de haber escogido cualquiera de estas opciones gráficas los
resultados se pueden también presentar, en forma de texto fácilmente exportable
174
a formatos tradicionales de Windows (Word o Excel), donde definitivamente será
más fácil manejar los datos.
Archivo Editar
ColuLina 1
Columna 2Coluuna 3
Hora28.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.200328.03.20031
i Cerrar
: THD V reí.: THD V reí.: THD V reí.
15:10:0015:20:0015:30:0015:40:0015:50:0016:00:0016:10:0016:20:0016:30:0016:40:0016:50:0017:00:0017:10:0017:20:0017:30:00
Fasel {*]FaseZ [*]Fase3 [*]
,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000,000000
Columna 15,391735,357025,213155,208525,223615,225795,211755,157955,140155,12475,080695,104455,128965,195875,18991
Coluuna 25,148775,147625,043455,054695,049845,05625,046285,012974,956914,917344,899254,940084,954875,001645,00073
Columna 35,229145,207495,073635,057235,07995,073965,079225,038955,018954,984654,924334,93834,924644,972354,97167|
d
6.4 ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS:
6.4.1 NIVEL DE VOLTAJE:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre el
nivel de voltaje de las distintas fases como del neutro se presentan en el ANEXO
4, en donde se encuentran los voltajes máximos, mínimos y el voltaje promedio en
cada intervalo de 10 minutos durante el período de siete días que dura el análisis.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
175
6.4.1.1 Voltajes máximos:
Al observar el perfil de voltaje máximo de los siete días, se puede destacar
que éste se encuentra dentro de un rango de variación relativamente pequeño
tomando en cuenta que los niveles a los que se está trabajando son de media
tensión, a excepción de un pico que se produce el día miércoles 2 de abril del
2003 a las 11H20 en la fase B (ANEXO 4). Este pico pudo haberse ocasionado
por la pérdida súbita de carga en este intervalo de tiempo o por la realización de
alguna maniobra en la operación del alimentador.
FASE A:
Límites de
voltaje [V]
6121
6189
6256
6324
6189
6256
6324
6392
Nivel de
Voltaje [V]
6155
6223
6290
6358
Frecuencia
absoluta
153
445
319
90
Frecuencia
relativa
15,19%
44,19%
31,68%
8,94%
%
acumulado
15,19%
59,38%
91,06%
100,00%
Estadística de los voltajes máximos en la fase A
T 120%
100%
+ 80% S|
60% 1 |
-f 40% £ oo «
6358
I Frecuencia •% acumulado
Fig. 6.7. Histograma y acumulada de los voltajes máximos de la fase A.
176
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo de la fase A
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6189 [V] hasta los
6256 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje máximo tolerable es de 6930 [V] valor que en este caso ni siquiera
aparece por lo que tenemos que el 100% de los valores obtenidos se encuentran
dentro de la Norma.
FASE B:
Límites de
voltaje [V]
6171
6257
6342
6428
6257
6342
6428
6513
Nivel de
Voltaje [V]
6214
6299
6385
6470
Frecuencia
absoluta
277
524
203
3
Frecuencia
relativa
27,51%
52,04%
20,16%
0,30%
%
acumulado
27,51%
79,54%
99,70%
100,00%
Estadística de los voltajes máximos de la fase B
- 120%
-- 100%^o180% S]3
11-f 40% « g
5 «
6214 6299 6385 6470
I Frecuencia % acumulado
Fig. 6.8. Histograma y acumulada de los voltajes máximos de la fase B.
177
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo de la fase B
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6257 [V] hasta los
6342 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje máximo tolerable es de 6930 [V] valor que en este caso ni siquiera
aparece por lo que se puede decir que el 100% de los valores obtenidos se
encuentran dentro de la Norma.
FASE C:
Límites de
voltaje [V]
6133
6202
6271
6341
6202
6271
6341
6410
Nivel de
Voltaje [V]
6168
6237
6306
6375
Frecuencia
absoluta
122
456
331
98
Frecuencia
relativa
12,12%
45,28%
32,87%
9,73%
%
acumulado
12,12%
57,40%
90,27%
100,00%
Estadística de los voltajes máximos de la fase C
500 T
I Frecuencia •% acumulado
Fig. 6.9. Histograma y acumulada de los voltajes máximos de la fase C.
178
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo de la fase C
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6202 [V] hasta los
6271 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje máximo tolerable es de 6930 [V] valor que en este caso ni siquiera
aparece por lo que se puede decir que el 100% de los valores obtenidos se
encuentran dentro de la Norma.
NEUTRO:
El perfil de voltaje máximo para el neutro obtenido, está dentro de un rango
de variación considerablemente alto tomando en cuenta que el nivel de voltaje en
la línea del neutro debe ser cero, esta situación se presentaría debido a que en
ciertas partes del alimentador el sistema de puesta a tierra no esté diseñado
correctamente, haciéndose más notorio en tres puntos específicos de los siete
días (ANEXO 4).
Límites de
voltaje [V]
6,53
16,52
26,51
36,50
16,52
26,51
36,50
46,49
Nivel de
Voltaje [V]
11,53
21,52
31,51
41,50
Frecuencia
absoluta
1003
1
2
1
Frecuencia
relativa
99,60%
0,10%
0,20%
0,10%
%
acumulado
99,60%
99,70%
99,90%
100,00%
Estadística de los voltajes máximos del neutro
100%100%100% 5 -g
- 100% = 5-100% I I
100% -2 <¿
100%
99%41,50
I Frecuencia acumulado
179
Fig. 6.10. Histograma y acumulada de los voltajes máximos del neutro.
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo del neutro
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6.53 [V] hasta los
16.52 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se
refiere a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje no se tiene
una referencia con respecto al voltaje en el neutro; pero se puede decir que el
nivel de voltaje en éste es bastante aceptable pues considerando que el nivel de
voltaje en el que se está trabajando es de 6300 [V] este valor se lo puede
considerar como cero.
180
6.4.1.2 Voltajes mínimos:
Al observar el perfil de voltaje mínimo de los siete días, se puede destacar
que éste se encuentra dentro de un rango de variación relativamente pequeño
tomando en cuenta que los niveles a los que se está trabajando son de media
tensión, a excepción de un pico que se produce el día martes 1 de abril del 2003 a
las 14H40 en la fase A (ANEXO 4). Este pico mínimo pudo haberse ocasionado
por el ingreso abrupto de carga en este intervalo de tiempo o por la realización de
alguna maniobra en la operación del alimentador.
FASE A:
Límites de
voltaje [V]
4600
5028
5456
5884
5028
5456
5884
6312
Nivel de
Voltaje [V]
4814
5242
5670
6098
Frecuencia
absoluta
1
0
1
1005
Frecuencia
relativa
0,10%
0,00%
0,10%
99,80%
% acumulado
0,10%
0,10%
0,20%
100,00%
Estadística de los voltajes mínimos en lafase A
1200 y
« 1000g 800-S 600-g 400£ 200 -
0 -4814 5242
/5670
r 120,00%
6098
- 100,00% £ co- 80,00% o w- 60,00% | |
40,00% ~ 320,00% Q «
- 0,00%
m•••Frecuencia --•— % acumulado
Fig. 6.11. Histograma y acumulada de los voltajes mínimos de la fase A.
181
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje mínimo de la fase A
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 5884 [V] hasta los
6312 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje mínimo tolerable es de 5670 [V], entonces considerando que los valores
que se encuentran en la mayor concentración están sobre este nivel de voltaje
siendo un total del 99.8% de los valores obtenidos se puede decir que esta fase
se encuentra dentro de la Norma.
FASE B:
Límites de
voltaje [V]
5688
5856
6025
6193
5856
6025
6193
6361
Nivel de
Voltaje [V]
5772
5940
6109
6277
Frecuencia
absoluta
2
3
242
760
Frecuencia
relativa
0,20%
0,30%
24,03%
75,47%
*>//o
acumulado
0,20%
0,50%
24,53%
100,00%
Estadística de los voltajes mínimos en la fase B
800700
.5 600 - -g 500§ 400 -S 300 -£ 200
100O
5772
r 120,00%
100,00% c
-80,00% «|
60,00% £ |
--40,00% S é
20,00%
0,00%6277
I Frecuencia •% acumulado
Fig. 6.12. Histograma y acumulada de los voltajes mínimos de la fase B.
182
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje mínimo de la fase B
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6193 [V] hasta los
6361 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad de! Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje mínimo tolerable es de 5670 [V], valor que en este caso ni siquiera
aparece por lo que se puede decir que el 100% de los valores obtenidos se
encuentran dentro de la Norma.
FASE C:
Límites de
voltaje [V]
5742
5889
6036
6182
5889
6036
6182
6329
Nivel de Voltaje
M
5815
5962
6109
6256
Frecuencia
absoluta
2
1
378
626
Frecuencia
relativa
0,20%
0,10%
37,54%
62,16%
%
acumulado
0,20%
0,30%
37,84%
100,00%
Estadística de los voltajes mínimos de la fase C
700 T
600 -a 500-g 400-3 300
£ 200-100-
0 -5815xí
5962 6109
M
•• Frecuencia — •— % acumulado
y 120,00%16256
- 100,00% c
-80,00% |f
- 60,00% | |
• 40,00% £ 35 w
- 20,00%
- 0,00%
Fig. 6.13. Histograma y acumulada de los voltajes mínimos de la fase C.
183
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje mínimo de la fase C
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 6182 [V] hasta los
6319 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el nivel
de voltaje mínimo tolerable es de 5670 [V], valor que en este caso ni siquiera
aparece por lo que se puede decir que el 100% de los valores obtenidos se
encuentran dentro de la Norma.
NEUTRO:
Límites de
voltaje [V]
2,37
2,77
3,17
3,57
2,77
3,17
3,57
3,97
Nivel de
Voltaje [V]
2,57
2,97
3,37
3,77
Frecuencia
absoluta
245
542
181
39
Frecuencia
relativa
24,33%
53,82%
17,97%
3,87%
°//o
acumulado
24,33%
78,15%
96,13%
100,00%
Estadística de los voltajes mínimos del neutro
T 120tOO%
100,00%
80,00%
• • 60,00%
• • 40,00%
-- 20,00%
0,00%
3,64 3,73 3,83 3,93
oQ <•
I Frecuencia —*— % acumulado
Fig. 6.14. Histograma y acumulada de los voltajes mínimos del neutro.
j
184
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo del neutro
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 2.77 [V] hasta los
3.17 [V] y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere
a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje no se tiene una
referencia con respecto al voltaje en el neutro; pero se puede decir que el nivel de
voltaje en el neutro es bastante aceptable pues considerando que el nivel de
voltaje en el que se está trabajando es de 6300 [V] este valor se lo puede
considerar como cero.
6.4.1.3 Voltajes promedio:
Después de haber analizado tanto los voltajes máximos como mínimos y
de haber comprobado que están dentro de las Normas, lo que se realizará con los
voltajes promedios es analizar donde se encuentra la mayor concentración de los
niveles de voltaje de las diferentes fases y del neutro:
FASE A:
Límites de
voltaje [V]
6098
6158
6219
6280
6158
6219
6280
6340
Nivel de
Voltaje [V]
6128
6189
6249
6310
Frecuencia
absoluta
131
437
338
101
Frecuencia
relativa
13,01%
43,40%
33,57%
10,03%
%
acumulado
13,01%
56,41%
89,97%
100,00%
185
Estadística de ios voltajes de la fase A
500 r
oj 40° ' .*———*
1300 m^m12°° x|"100 •/^ B • •
Q | MI H 1 H Bl |___JBIH__—j IH^H
T 120%
100%
80% £
60%
40%
20%
0%6128 6189 6249 6310
I Frecuencia —•—% acumulado
Fig. 6.15. Histograma y acumulada de los voltajes de la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje de la fase A tiene una
mayor concentración en el intervalo que va desde 6158 [V] hasta los 6219 [V] y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el 100% de
los valores obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
FASE B:
Límites de
voltaje [V]
6150
6209
6269
6329
6209
6269
6329
6389
Nivel de Voltaje
[V]
6179
6239
6299
6359
Frecuencia
absoluta
138
429
329
111
Frecuencia
relativa
13,70%
42,60%
32,67%
11,02%
% acumulado
13,70%
56,31%
88,98%
100,00%
186
Estadística de los voltajes en la fase B
120%
6179 6239 6299 6359
l Frecuencia —4— % acumulado
Fig. 6.16. Histograma y acumulada de los voltajes de la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje de la fase B tiene una
mayor concentración en el intervalo que va desde 6209 [V] hasta los 6269 [V] y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que el 100% de
los valores obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
FASE C:
Límites de
voltaje [V]
6116
6177
6238
6300
6177
6238
6300
6361
Nivel de Voltaje
M
6146
6208
6269
6331
Frecuencia
absoluta
90
477
337
103
Frecuencia
relativa
8,94%
47,37%
33,47%
10,23%
%
acumulado
8,94%
56,31%
89,77%
100,00%
Estadística de los voltajes de la fase C
600 T 150%
6146 6208 6269 6331
I Frecuencia -% acumulado
Fig. 6.17. Histograma y acumulada de los voltajes de la fase C.
187
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje de la fase C tiene una
mayor concentración en el intervalo que va desde 6177 [V] hasta los 6238 [V] y
considerando que según la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se
refiere a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje se tiene que
el 100% de los valores obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
NEUTRO:
Límites de
voltaje [V]
4,15
5,25
6,36
7,46
5,25
6,36
7,46
8,56
Nivel de Voltaje
M
4,70
5,80
6,91
8,01
Frecuencia
absoluta
251
503
214
39
Frecuencia
relativa
24,93%
49,95%
21,25%
3,87%
%
acumulado
24,93%
74,88%
96,13%
100,00%
188
Estadística de los voltajes en el neutro
T 120%
100% .5 w
80% 3J
60% 1 |
- 40% £ 3Q «
8,01
I Frecuencia —+—% acumulado
Fig. 6.18. Histograma y acumulada de los voltajes del neutro.
De la gráfica anterior se puede concluir que el voltaje máximo del neutro
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 5.25 [V] hasta los
6.36 [V] y considerando que la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se
refiere a la Calidad del Producto sobre los límites del nivel de voltaje no se tiene
una referencia con respecto al voltaje en el neutro; pero se puede decir que el
nivel de voltaje en el neutro es bastante aceptable pues considerando que el nivel
de voltaje en el que se está trabajando es de 6300 [V] este valor se lo puede
considerar como cero.
6.4.2 PERTURBACIONES:
6.4.2.1 Parpadeo (Flicker):
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre el
parpadeo (Flicker) de las distintas fases se presentan en el ANEXO 5, en donde
se encuentra tanto el parpadeo (flicker) de corta duración Pst como el parpadeo
189
(flicker) de larga duración Plt en cada intervalo de 10 minutos durante el período
de siete días que dura el análisis.
Al observar el perfil de Pst de los siete días, se puede destacar que éste se
encuentra dentro de un rango de variación que va correlacionado con el del
voltaje, esto era predecidle porque en realidad el flicker es una consecuencia de
las fluctuaciones de tensión referidas a un valor rms promedio, para ver esto de
forma más clara se observa que el mayor flicker se provoca en el mismo intervalo
de tiempo en el que se produjo el pico máximo de voltaje siendo éste el día
miércoles 2 de abril del 2003 a las 11H20 (ANEXO 4), es decir las causas de
Flicker son consecuencias directas de las variaciones de voltaje ya analizadas;
para mejor comprensión posteriormente se correlacionarán estas variables y se
obtendrán las respectivas conclusiones.
Analizando estos datos se obtiene lo siguiente:
Pst EN LA FASE A:
Límites de
Pst
0,07
1,00
5,94
17,67
1,00
5,94
17,67
23,54
Pst
0,53
3,47
11,81
20,61
Frecuencia
absoluta
1003
2
1
1
Frecuencia
relativa
99,60%
0,20%
0,10%
0,10%
<V/o
acumulado
99,60%
99,80%
99,90%
100,00%
190
Estadística del Pst en la fase A
T 100,10%100,00%99,90% .g99,80%99,70%99,60%99,50%99,40%
= 3
0,53 3,47 11,81 20,61
Pst
[Frecuencia —*—% acumulado
Fig. 6.19. Histograma y acumulada del Pst en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Pst presente en la fase A
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.07 hasta 1 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Pst se tiene que el nivel de Pst máximo
tolerable es de 1, entonces ya que los valores que se encuentran en la mayor
concentración están en este nivel de Pst siendo éste un total del 99.6% de los
valores obtenidos se puede decir que esta fase se encuentra dentro de la Norma.
Pst EN LA FASE B:
Límites de
Pst
0,06
1,00
4,53
12,93
1,00
4,53
12,93
17,21
Pst
0,53
2,77
8,73
15,07
Frecuencia
absoluta
1005
1
0
1
Frecuencia
relativa
99,80%
0,10%
0,00%
0,10%
%acumulado
99,80%
99,90%
99,90%
100,00%
191
Estadística de Pst en la fase B
1200 T
1000
o 800
S 600
£ 400-IL
200
0 -
1
0,532334
X
2,765
Pst
X
8,728221 15,
^H Frecuencia — *— % acumulado
y 100,05%
s
070071
100,00%- 99,95% | 5- 99,90% 3 f
99,85% § |- 99,80% | g
99,75%99,70%
Fig. 6.20. Histograma y acumulada del Pst en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Pst presente en la fase B
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.06 hasta 1 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Pst se tiene que el nivel de Pst máximo
tolerable es de 1; tomando en cuenta que los valores que se encuentran en la
mayor concentración están en este nivel de Pst siendo éste un total del 99.8% de
los valores obtenidos se puede decir que esta fase se encuentra dentro de la
Norma.
Pst EN LA FASE C:
Límites de
Pst
0,06
0,24
0,41
0,58
0,24
0,41
0,58
0,76
Pst
0,15
0,32
0,50
0,67
Frecuencia
absoluta
972
29
5
1
Frecuencia
relativa
96,52%
2,88%
0,50%
0,10%
%
acumulado
96,52%
99,40%
99,90%
100,00%
192
Estadística del Pst en la fase
1200
1000no 800
S 600£ 400
^ 2000
0,15 0,32 0,50
Pst
C
—A
0,67
ÍHI Frecuencia — *— % acumulado
101%100% c
99% 5 -S98% 3 397% |¡96% ¡2 o
- 95%94%
Fig. 6.21. Histograma y acumulada del Pst en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Pst presente en la fase C
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.06 hasta 0.24 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Pst se tiene que el nivel de Pst máximo
tolerable es de 1; tomando en cuenta que en este caso no existe la presencia de
valores cercanos o iguales a la unidad, se puede decir que el 100% de los valores
obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
Plt EN LA FASE A:
Límites de
Plt
0,07
1,00
5,58
8,34
1,00
5,58
8,34
11,09
Plt
0,54
3,29
6,96
9,71
Frecuencia
absoluta
982
13
1
11
Frecuencia
relativa
97,52%
1,29%
0,10%
1,09%
%
acumulado
97,52%
98,81%
98,91%
100,00%
193
Estadística del Plt en la fase A
0,54 3,29 6,96 9,71
T 101%
100%100%99%99%
- - 98%98%97%97%96%
I *,w 3b w
I Frecuencia —*— % acumulado
Fig. 6.22. Histograma y acumulada del Plt en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Plt presente en la fase A
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.07 hasta los 1 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Plt no se tiene una referencia; pero
tomando en cuenta que el Plt tiene una relación estrecha con el Pst se puede
decir que el límite también será el de la unidad, por lo que se observa que esta
fase está dentro de los límites, pues el 97.52% de los datos son menores a la
unidad.
Plt EN LA FASE B:
Límites de
Plt
0,07
1,00
3,79
5,66
1,00
3,79
5,66
7,52
Plt
Ot53
2,40
4,73
6,59
Frecuencia
absoluta
983
12
0
12
Frecuencia
relativa
97,62%
1,19%
0,00%
1,19%
°//o
acumulado
97,62%
98,81%
98,81%
100,00%
194
Estadística del Plt en la fase B
Fre
cuenci
a
1200 -r
1000
800
600
400
200
0
[ • ^ ^Y0,53 2,40 4,73
Plt
HD Frecuencia —4— % acumulado
T 101%- 100%- 100%- 99%
99%- 98%- 98%- 97%- 97%- 96%
6,59
Dis
trib
uci
ón
acum
ulad
a
Fig. 6.23. Histograma y acumulada del Plt en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Plt presente en la fase B
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.07 hasta los 1 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Plt no se tiene una referencia; pero
tomando en cuenta que el Plt tiene una relación estrecha con el Pst se puede
decir que el límite también será el de la unidad, por lo que se observa que esta
fase está dentro de los límites, pues el 97.62% de los datos son menores a la
unidad.
Plt EN LA FASE C:
Límites de
Plt
0,07
0,14
0,21
0,29
0,14
0,21
0,29
0,36
Plt
0,11
0,18
0,25
0,32
Frecuencia
absoluta
718
240
37
12
Frecuencia
relativa
71,30%
23,83%
3,67%
1,19%
%
acumulado
71,30%
95,13%
98,81%
100,00%
195
Estadística del Plt en la fase C
,2 o
0,11 0,18 0,25 0,32
I Frecuencia % acumulado
Fig. 6.24. Histograma y acumulada del Plt en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Plt presente en la fase C
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.07 hasta los 0.14,
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Plt no se tiene una referencia; pero
tomando en cuenta que el Plt tiene una relación estrecha con el Pst se puede
decir que el límite también será el de la unidad, de acuerdo a esto el 100% de los
datos obtenidos están dentro de los límites.
6.4.2.2 Armónicos:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre los
armónicos de las distintas fases se presentan en el ANEXO 6 en donde se
encuentra tanto las distintas armónicas en forma individual como la distorsión
armónica total THD en cada intervalo de 10 minutos durante el período de siete
días que dura el análisis.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
196
ARMÓNICOS INDIVIDUALES DE VOLTAJE EN LAS TRES FASES:
Armónico
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
FASE A
0,00
0,06
0,22
0,05
4,70
0,08
0,77
0,07
0,14
0,05
0,27
0,02
0,08
0,01
0,02
0,02
0,03
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
FASEB
[%]
0,00
0,07
0,10
0,06
4,44
0,08
0,83
0,07
0,07
0,05
0,26
0,02
0,10
0,02
0,01
0,02
0,03
0,02
0,01
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
FASEC
[%1
0,00
0,07
0,30
0,07
4,48
0,08
0,78
0,07
0,09
0,05
0,27
0,02
0,09
0,02
0,01
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Nivel máximo
tolerable
0,00
2,00
5,00
1,00
6,00
0,50
5,00
0,50
1,50
0,50
3,50
0,20
3,00
0,50
0,30
0,50
2,00
0,50
1,50
0,50
0,20
0,50
1,50
0,50
1,50
0,50
Máximo valor
de las fases
0,00
0,07
0,30
0,07
4,70
0,08
0,83
0,07
0,14
0,05
0,27
0,02
0,10
0,02
0,02
0,02
0,03
0,02
0,02
0,02
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Diferencia
0,00
1,93
4,70
0,93
1,30
0,42
4,17
0,43
1,36
0,45
3,23
0,18
2,90
0,48
0,28
0,48
1,97
0,48
1,48
0,48
0,19
0,49
1,49
0,49
1,49
0,49
197
Armónico
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
PASEA
r°/it/oj
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
FASEB
[%]0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
FASEC
[%]0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Nivel máximo
tolerable
0,20
0,50
1,32
0,50
1,25
0,50
0,20
0,50
1,13
0,50
1,08
0,50
0,20
0,50
0,99
0,50
0,96
0,50
0,20
0,50
0,89
0,50
0,86
Máximo valor
de las fases
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
Diferencia
0,19
0,49
1,31
0,49
1,24
0,49
0,19
0,49
1,12
0,49
1,07
0,49
0,19
0,49
0,99
0,49
0,95
0,49
0,19
0,49
0,88
0,49
0,86
De la tabla anterior se puede ver las distintas columnas en donde
encuentran los armónicos individuales en cada fase, en la columna del Nivel
máximo tolerable se encuentra el valor máximo que se acepta según la
Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la Calidad del Producto
198
de los armónicos individuales de voltaje, en la siguiente columna se tiene el valor
máximo al que llega cada armónico en las distintas fases, el cual se lo resta de la
columna anterior presentando estos valores en la columna de Diferencia valores
que son todos positivos por lo que se observa que ningún armónico individual
llega a los límites, por lo que se puede decir que las tres fases están dentro de
las Normas.
ARMÓNICOS INDIVIDUALES DE CORRIENTE EN LAS TRES FASES:
Armónico
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
PASEA
[%]
0,00
0,12
0,90
0,04
2,57
0,03
1,08
0,03
0,20
0,02
1,16
0,03
0,46
0,04
0,10
0,03
0,29
0,02
0,12
0,01
FASEB
[%]
0,00
0,09
0,57
0,05
2,70
0,03
1,29
0,01
0,09
0,02
1,14
0,02
0,66
0,01
0,14
0,02
0,32
0,01
0,17
0,01
FASEC
[%]
0,00
0,10
0,61
0,05
2,37
0,03
1,40
0,03
0,22
0,02
1,03
0,02
0,66
0,04
0,12
0,02
0,22
0,01
0,13
0,01
Nivel máximo
tolerable
0,00
10,00
16,60
2,50
12,00
1,00
8,50
0,80
2,20
0,80
4.30
0,40
3,00
0,30
0,60
0,30
2,70
0,30
1,90
0,30
Máximo valor
de las fases
0,00
0,12
0,90
0,05
2,70
0,03
1,40
0,03
0,22
0,02
1,16
0,03
0,66
0,04
0,14
0,03
0,32
0,02
0,17
0,01
Diferencia
0,00
9,88
15,70
2,45
9,30
0,97
7,10
0,77
1,98
0,78
3,14
0,37
2,34
0,26
0,46
0,27
2,38
0,28
1,73
0,29
199
Armónico
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
PASEA
[%]
0,03
0,01
0,07
0,01
0,02
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,02
0,00
0,01
FASEB
[%1
0,03
0,01
0,09
0,01
0,02
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,02
0,00
0,01
FASEC
[%]
0,04
0,01
0,06
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,00
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,01
otoo0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
Nivel máximo
tolerable
0,40
0,30
1,60
0,30
1,60
0,30
0,30
0,30
0,89
0,30
0,85
0,30
0,30
0,30
0,77
0,30
0,74
0,30
0,30
0,30
0,69
0,30
0,67
0,30
0,30
0,30
0,63
0,30
0,61
Máximo valor
de las fases
0,04
0,01
0,09
0,01
0,02
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
0,00
0,01
0,00
0,02
0,00
0,01
Diferencia
0,36
0,29
1,51
0,29
1,58
0,30
0,29
0,30
0,87
0,30
0,84
0,30
0,29
0,30
0,76
0,30
0,73
0,30
0,29
0,30
0,67
0,30
0,65
0,30
0,29
0,30
0,60
0,30
0,60
200
De la tabla anterior se puede ver las distintas columnas en donde
encuentran los armónicos individuales en cada fase en la columna del Nivel
máximo tolerable se encuentra el valor máximo que se acepta según la Norma
IEC-61000-4-7 de los armónicos individuales de corriente, en la siguiente columna
se tiene el valor máximo al que llega cada armónico en las distintas fases, el cual
se lo resta de la columna anterior presentando estos valores en la columna de
Diferencia valores que son todos positivos por lo que se observa que ningún
armónico individual llega a los límites, por lo que se puede decir que las tres fases
están dentro de las Normas.
La carga del alimentador que se está analizando, está en su mayoría
conformada por los sistemas eléctricos de edificios, estos a su vez están
compuestos en gran parte de cargas monofásicas que son alimentadas
frecuentemente con una fuente de 4 hilos en estrella aterrada, predominando el
uso de cargas no lineales por naturaleza, como por ejemplo computadoras y
fuentes de alimentación conmutada. Los dispositivos monofásicos generalmente
exhiben las siguientes armónicas de la fundamental en las formas de onda: 3, 5,
7, 9, 11, 13, etc. (esto incluye todas las armónicas impares). Mientras que las
cargas trifásicas no lineales generan la quinta armónica y las de grado más
elevado.
Para este caso particular se tiene un sobredimensionamiento de los
transformadores de distribución, debido a lo cual, y considerando lo mencionado
anteriormente se debería tener una presencia considerable de quinto armónico, lo
cual es cierto y se lo puede ver en el ANEXO 6; es claro que los porcentajes de
distorsión armónica dependerán de los niveles de carga esto se lo puede ver en
los gráficos correspondientes a THD, en donde se puede apreciar que para un día
sábado o domingo, días donde se tiene menor demanda de carga, el THD será
diferente a un día normal de consumo en la semana (lunes a viernes), para mejor
comprensión posteriormente se correlacionarán estas variables y se obtendrán las
respectivas conclusiones.
201
THD DE VOLTAJE EN LA FASE A:
Límites de
THDV [%]
3,69
4,21
4,72
5,23
4,21
4,72
5,23
5,74
THDV [%]
3,95
4,46
4,97
5,48
Frecuencia
absoluta
83
428
288
208
Frecuencia
relativa
8,24%
42,50%
28,60%
20,66%
%
acumulado
8,24%
50,74%
79,34%
100,00%
Estadística de THDV en la fase A
T 120,00%100,00% c w
» 80,00% o «60,00% | i40,00%
- 20,00%0,00%
~ =5 «
2,46 4,18 5,91 7,63
[% THDV]
l Frecuencia —*—% acumulado
Fig. 6.25. Histograma y acumulada del THDV en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de voltaje de la
fase A tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 4.21% hasta
4.72% y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a
la Calidad del Producto sobre los límites del THD de voltaje se tiene que el nivel
tolerable es del 8%, por lo que se puede decir que el 100% de los valores
obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
202
THD DE VOLTAJE EN LA FASE B:
Límites de
THDV [%]
3,54
4,02
4,50
4,99
4,02
4,50
4,99
5,47
THDV [%]
3,78
4,26
4,74
5,23
Frecuencia
absoluta
81
464
251
211
Frecuencia
relativa
8,04%
46,08%
24,93%
20,95%
%
acumulado
8,04%
54,12%
79,05%
100,00%
Estadística de THDV en la fase B
120,00% _100,00% £ £80,00% " «
-- 60,00% p 240,00% ¿ Í20,00% £ g0,00% a
[% THDV]
l Frecuencia • % acumulado
Fig. 6.26. Histograma y acumulada del THDV en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de voltaje de la
fase B tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 4.02% hasta
4.50% y considerando la Regulación No,- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a
la Calidad del Producto sobre los límites del THD de voltaje se tiene que el nivel
tolerable es del 8%, por lo cual según los datos estudiados el 100% de los valores
se encuentran dentro de la Norma.
203
THD DE VOLTAJE EN LA FASE C:
Límites de
THDV [%]
3,48
4,00
4,53
5,05
4,00
4,53
5,05
5,58
THDV [%]
3,74
4,27
4,79
5,32
Frecuencia
absoluta
67
436
302
202
Frecuencia
relativa
6,65%
43,30%
29,99%
20,06%
%
acumulado
6,65%
49,95%
79,94%
100,00%
Estadística de THDV en la fase C
« 600 TTÍ 'ñon ^99 - •* - -*•
IlLJbCLO LOh- CNCO T-LO O^ oco coCO T-oT TÍ-"
[% THDV]
^H Frecuencia — •— %
••B5,8
9954875
7,6
51
09
62
5
- 120,00%100 00%
- 80,00%- 60,00%- 40,00%- 20 f)0%
Onn°/,UU /o Dis
tribu
ción
acum
ulad
a
acumulado
Fig. 6.27. Histograma y acumulada del THDV en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de voltaje de la
fase C tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 4.00% hasta
4.53% y considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a
la Calidad del Producto sobre los límites del THD de voltaje se tiene que el nivel
tolerable es del 8%, por lo cual se puede decir que el 100% de los valores
obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
204
THD DE CORRIENTE EN LA FASE A:
Límites de
THDI [%]
1,60
3,32
5,04
6,77
3,32
5,04
6.77
8,49
THDI [%]
2,46
4,18
5,91
7,63
Frecuencia
absoluta
561
356
83
7
Frecuencia
relativa
55,71%
35,35%
8,24%
0,70%
%
acumulado
55,71%
91,06%
99,30%
100,00%
Estadística de THDI en la fase A
T 120,00%100,00%80,00%
-- 60,00%40,00%20,00%0,00%
U (O
11* 3(A o
5 *
2,46 4,18 5,91 7,63
[% THDI]
l Frecuencia —*— % acumulado
Fig. 6.28. Histograma y acumulada del THDI en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de corriente de
la fase A tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 1.60% hasta
3.32% y considerando la Norma IEC-61000-4-7 en lo que se refiere a los límites
del THD de corriente se tiene que el nivel tolerable es del 20%. En este caso los
valores obtenidos no llegan a este margen por lo que se puede decir que el 100%
de estos datos se encuentran dentro de la Norma.
205
THD DE CORRIENTE EN LA FASE B:
Límites de
THDI [%]
1,24
3,06
4,89
6,72
3,06
4,89
6,72
8,54
THDI [%]
2,15
3,98
5,80
7,63
Frecuencia
absoluta
520
290
165
32
Frecuencia
relativa
51,64%
28,80%
16,39%
3,18%
%
acumulado
51,64%
80,44%
96,82%
100,00%
Estadística de THDI en la fase B
120,00% _
¡100,00% 1 -g80,00% « «60,00% p g40,00% '£ 320,00% ~ SJ0,00% a
l Frecuencia % acumulado
Fig. 6.29. Histograma y acumulada del THDI en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de corriente de
la fase B tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 1.24% hasta
3.06% y considerando la Norma IEC-61000-4-7 en lo que se refiere a los límites
del THD de corriente se tiene que el nivel tolerable es del 20%. En este caso los
valores obtenidos no llegan a este margen por lo que se puede decir que el 100%
de estos datos se encuentran dentro de la Norma.
206
THD DE CORRIENTE EN LA FASE C:
Límites de
THDI [%]
1,52
3,27
5,02
6,78
3,27
5,02
6,78
8,53
THDI [%]
2,40
4,15
5,90
7,65
Frecuencia
absoluta
564
371
64
8
Frecuencia
relativa
56,01%
36,84%
6,36%
0,79%
%
acumulado
56,01%
92,85%
99,21%
100,00%
Estadística de THDI en la fase C
« 600 -r
S 400 -3 300o 200 -£ 100u n"- U
mu . • *
JJCZu> 10 10 tor^- CM r^- CMco v- co CD10 o TJ- o>• r o 10 oco co o T-O> -*3" O> lOCO •*- CO CDCM -^ io r^-
[% THDI]
•• Frecuencia —4— % acumulado
T 120,00% = n100.00% ^ "280,00% ^ -5
•• 60,00% ^a g- 40,00% '= g-- 20:00% « o
O nrio/, 3Í m,UU /O LJ
Fig. 6.30. Histograma y acumulada del THDI en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que el THD máximo de corriente de
la fase C tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 1.52% hasta
3.27% y considerando la Norma IEC-61000-4-7 en lo que se refiere a los límites
del THD de corriente se tiene que el nivel tolerable es del 20%. En este caso los
valores obtenidos no llegan a este margen por lo que se puede decir que el 100%
de estos datos se encuentran dentro de la Norma.
207
6.4.2.3 Factor de Potencia:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre el
Factor de Potencia de las distintas fases como el Factor de Potencia total se
presentan en el ANEXO 7, cada intervalo de 10 minutos durante el período de
siete días que dura el análisis.
Se considerará para el análisis el Factor de Potencia total, debido a que
las tres fases están aproximadamente equilibradas, por lo que realizando el
análisis del Factor de Potencia total ya se tiene una muy buena interpretación
sobre que es lo que está sucediendo con todas las fases. Siendo el factor de
potencia la relación entre potencia activa sobre potencia aparente, y considerando
lo mencionado anteriormente, es decir que los armónicos no producen potencia
activa, se puede decir que al haber más carga y considerando la presencia de
armónicos la potencia aparente (en kVA) será mayor que cuando se tiene una
demanda mínima, es por consiguiente lógico pensar que al haber un aumento de
carga disminuirá el factor de potencia, esto se lo puede ver en forma clara en el
gráfico correspondiente a factor de potencia en donde se puede ver que para los
días sábado y domingo, días de menor demanda el factor de potencia es alto en
comparación a los otros días, para mejor comprensión posteriormente se
correlacionarán estas variables y se obtendrán las respectivas conclusiones.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
Límites de
f.p.
0,967
0,975
0,983
0,991
0,975
0,983
0,991
1,000
f.p.
0,971
0,979
0,987
0,996
Frecuencia
absoluta
20
287
298
402-
Frecuencia
relativa
1,99%
28,50%
29,59%
39,92%
%
acumulado
1,99%
30,49%
60,08%
100,00%
208
500
Estadística del f.p.
0,971 0,979 0,987 0,996
f.p.
I Frecuencia • % acumulado
Fig. 6.31. Histograma y acumulada del f.p.
De la gráfica anterior se puede concluir que el Factor de Potencia total
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.991 hasta 1 y
considerando la Regulación No.- CONELEC 004/01 en lo que se refiere a la
Calidad del Producto sobre los límites del Factor de Potencia se tiene que el
Factor de Potencia mínimo tolerable es de 0.92. En este caso los valores
obtenidos no llegan a este margen por lo que se puede decir que el 100% de
estos datos se encuentran dentro de la Norma.
6.4.3 FRECUENCIA:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre la
frecuencia se presentan en el ANEXO 8, en donde están representadas las
frecuencias máximas, mínimas y la frecuencia promedio en cada intervalo de 10
minutos durante el período de siete días que dura el análisis. Se puede observar
que las variaciones son mínimas y que como se verá en forma posterior, las
mediciones están dentro de los límites de ías normas, los picos: mínimo y
máximo, se presentan el día Jueves 3 de Abril del 2003, a la 18:40 y 20:00 PM,
respectivamente, y pudo haberse producido por una conexión y desconexión
inmediata de una carga importante en el sistema, para mejor comprensión
209
posteriormente se correlacionarán la frecuencia con la carga y se obtendrán las
respectivas conclusiones.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
6.4.3.1 Frecuencias máximas:
Límites de
frecuencia
59,99
60,03
60,08
60,13
60,03
60,08
60,13
60,17
Frecuencia
60,01
60,06
60,10
60,15
Frecuencia
absoluta
38
859
108
2
Frecuencia
relativa
3,77%
85,30%
10,72%
0,20%
%
acumulado
3,77%
89,08%
99,80%
100,00%
1000 -r
.2 8°°c 600 --o
g 400
£ 200-
0 -
Estadística de frecuencia máxima.
- 120,00%
100,00%- 80,00%
--60,00%
•-40,00%--20,00%
0,00%60,01 60,06 60,10 60,15
[Hz]
Frecuencia — *— % acumulado
Fig. 6.31. Histograma y acumulada de la frecuencia máxima.
De la gráfica anterior se puede concluir que la frecuencia máxima tiene una
mayor concentración en el intervalo que va desde 60.03 [Hz] hasta los 60.6 [Hz] y
considerando que según la Norma EN-50.160 sobre los límites de frecuencia se
210
tiene que el nivel máximo tolerable es de 62.4 [Hz], límite al cual no se llega en
ningún instante de la medición por lo que se puede decir que el 100% de los
valores obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
6.4.3.2 Frecuencias mínimas:
Límites de
frecuencia
59,79
59,84
59,90
59,95
59,84
59,90
59,95
60,01
Frecuencia
59,81
59,87
59,92
59,98
Frecuencia
absoluta
3
12
473
519
Frecuencia
relativa
0,30%
1.19%
46,97%
51,54%
%
acumulado
0,30%
1,49%
48,46%
100,00%
Estadística de frecuencia mínima.
I Frecuencia •% acumulado
59,98
- 120,00%
1100,00% c
80,00% ^ |60,00% | |40,00% j» I20,00%0,00%
Fig. 6.32. Histograma y acumulada de la frecuencia mínima.
De la gráfica anterior se puede concluir que la frecuencia mínima tiene una
mayor concentración en los intervalos que van desde 59.9 [Hz] hasta los 59.95
211
[Hz] y desde 59.95 [Hz] hasta los 60.01 [Hz]; y considerando que según la Norma
EN-50.160 sobre los límites de frecuencia se tiene que el nivel mínimo tolerable
es de 56.4 [Hz], límite al cual no se llega en ningún instante de la medición por lo
que se puede decir que el 100% de los valores obtenidos se encuentran dentro de
la Norma.
6.4.3.3 Frecuencias promedio:
Límites de
Frecuencia
59,95
59,97
60,00
60,02
59,97
60,00
60,02
60,05
Frecuencia
59,96
59,99
60,01
60,04
Frecuencia
absoluta
8
408
527
64
Frecuencia
relativa
0,79%
40,52%
52,33%
6,36%
%
acumulado
0,79%
41,31%
93,64%
100,00%
Estadística de frecuencia.
T 100,10%100,00%99,90%99,80%99,70%
- 99,60%-- 99,50%
99,40%6,08
I Frecuencia —*— % acumulado
Fig. 6.33. Histograma y acumulada de la frecuencia.
De la gráfica anterior se puede concluir que la frecuencia tiene una mayor
concentración en los intervalos que van desde 59.97 [Hz] hasta los 60 [Hz] y
212
desde 60 [Hz] hasta los 60.02 [Hz]¡ y considerando que según la Norma EN-
50.160 sobre los límites de frecuencia se tiene que el nivel Normal está entre
59.4 [Hz] y 60.6 [Hz], límites a los que no se llegan en esta medición tanto en las
frecuencias mínimas como en las máximas respectivamente, por lo que se puede
decir que el 100% de los valores obtenidos se encuentran dentro de la Norma.
6.4.4 CORRIENTE:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre la
corriente en las distintas fases como en el neutro se presentan en el ANEXO 9, en
donde están representadas las corrientes máximas, mínimas y la corriente
promedio en cada intervalo de 10 minutos durante el período de siete días que
dura el análisis, al hablar de voltaje uniforme a excepción de cierto picos máximos
o mínimos los cuales ya han sido mencionados, se puede de decir que la
corriente en este caso es sinónimo de carga , esto se lo puede ver en la gráfica de
corriente de donde se puede ver, la misma tendencia que la curva de carga
descrita anteriormente.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
6.4.4.1
FASE A:
Corrientes máximas:
Límites de
corriente
88
158
227
297
158
227
297
367
Nivel de Corriente
123
193
262
332
Frecuencia
absoluta
475
174
90
268
Frecuencia
relativa
47,17%
17,28%
8,94%
26,61%
%
acumulado
47,17%
64,45%
73,39%
100,00%
213
Estadística de las corrientes máximas en lafase A
120,00%100,00% £ cu80,00% o «60,00% Ja |40,00% '-g g20,00% 5 «0,00%
302
••• Frecuencia — «— % acumulado
Fig. 6.34. Histograma y acumulada de la corriente máxima en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente máxima de la fase
A tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 88 [A] hasta los 158
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectada una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 88 [A] y
su máxima carga es de 367 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
FASE B:
Límites de
corriente
89
161
232
303
161
232
303
374
Nivel de Corriente
125
196
268
339
Frecuencia
absoluta
480
171
92
264
Frecuencia
relativa
47,67%
16,98%
9,14%
26,22%
% acumulado
47,67%
64,65%
73,78%
100,00%
214
Estadística de las corrientes máximas en la fase B
120,00%
+ 100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
- 20,00%
0,00%
I-SU re
H*- 5*j 3.2 oQ «
112 177
[A]
241 306
I Frecuencia -% acumulado
Fig. 6.35. Histograma y acumulada de la corriente máxima en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente máxima de la fase
B tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 89 [A] hasta los 161
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 89 [A] y
su máxima carga es de 374 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
FASE C:
Límites de
corriente
88
158
228
298
158
228
298
368
Nivel de Corriente
123
193
263
333
Frecuencia
absoluta
466
183
88
270
Frecuencia
relativa
46,28%
18,17%
8,74%
26,81%
% acumulado
46,28%
64,45%
73,19%
100,00%
215
Estadística de las corrientes máximas en la fase C
120,00%100,00%80,00%60,00%
- 40,00%20,00%0,00%
£
"o «
U) o
5 W
305
l Frecuencia -% acumulado
Fig. 6.36. Histograma y acumulada de la corriente máxima en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente máxima de la fase
C tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 88 [A] hasta los 158
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 88 [A] y
su máxima carga es de 368 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
NEUTRO:
Límites de
corriente
0,45
2,06
3,67
5,27
2,06
3,67
5,27
6,88
Nivel de Corriente
1,26
2,86
4,47
6,08
Frecuencia
absoluta
1003
2
1
1
Frecuencia
relativa
99,60%
0,20%
0,10%
0,10%
% acumulado
99,60%
99,80%
99,90%
100,00%
216
Estadística de las corrientes máximas del neutro
1200 T
1000 -
o 800
3 600-}
£ 400u.
200
6,08
l Frecuencia • % acumulado
100,10%100,00%
- 99,90%99,80%99,70%99,60%99,50%99,40%
o re
11.2 oQ «
Fig. 6.37. Histograma y acumulada de la corriente máxima en el neutro.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente máxima del neutro
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.45 [A] hasta 2.06
[A] magnitudes que son aceptables ya que comparando las corrientes que
circulan por las fases estas se pueden considerar de magnitud cero.
6.4.4.2 Corrientes mínimas:
FASE A:
Límites de
corriente
79
143
207
270
143
207
270
334
Nivel de Corriente
111
175
238
302
Frecuencia
absoluta
481
176
81
269
Frecuencia
relativa
47,77%
17,48%
8,04%
26,71%
o//o
acumulado
47,77%
65,24%
73,29%
100,00%
217
Estadística de las corrientes mínimas en la fase A
120,00%
100,00%
80,00%
•• 60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
fi
S 3Q re
111 175 238 302
[A]
I Frecuencia acumulado
Fig. 6.38. Histograma y acumulada de la corriente mínima en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente mínima de la fase
A tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 79 [A] hasta los 143
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 79 [A] y
su máxima carga es de 334 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
FASE B:
Límites de
corriente
79
144
209
274
144
209
274
339
Nivel de Corriente
112
177
241
306
Frecuencia
absoluta
483
174
85
265
Frecuencia
relativa
47,96%
17,28%
8,44%
26,32%
%
acumulado
47,96%
65,24%
73,68%
100,00%
218
Estadística de las corrientes mínimas en la fase B
120,00%
-- 100,00%
80,00%
60,00%
- 40,00%
20,00%
0,00%
u nn¿= 3W ü
119 185
[A]
251 317
l Frecuencia • % acumulado
Fig. 6.39. Histograma y acumulada de la corriente mínima en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente mínima de la fase
B tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 79 [A] hasta los 144
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 79 [A] y
su máxima carga es de 339 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
FASE C:
Límites de
corriente
81
145
209
273
145
209
273
337
Nivel de Corriente
113
177
241
305
Frecuencia
absoluta
482
171
86
268
Frecuencia
relativa
47,86%
16,98%
8,54%
26,61%
%
acumulado
47,86%
64,85%
73,39%
100,00%
219
Estadística de las corrientes mínimas en la fase C
120,00%
100,00%80,00%
60,00%
+40,00%
20,00%
0,00%
£ -go re
=« o5 »
117 183
[A]
249 315
l Frecuencia - % acumulado
Fig. 6.40. Histograma y acumulada de la corriente mínima en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente mínima de la fase
C tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 81 [A] hasta los 145
[A] es decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de
esta magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 81 [A] y
su máxima carga es de 337 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta
fase.
NEUTRO:
Límites de
corriente
0,16
0,32
0,49
0,65
0,32
0,49
0,65
0,82
Nivel de Corriente
0,24
0,40
0,57
0,73
Frecuencia
absoluta
494
166
97
250
Frecuencia
relativa
49,06%
16,48%
9,63%
24,83%
%
acumulado
49,06%
65,54%
75,17%
100,00%
220
Estadística de las corrientes mínimas del neutro
120,00%
-- 100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
S-3u re
(/> u
Q re
0,24 0,40
[A]
0,57 0,73
I Frecuencia - % acumulado
Fig. 6.41. Histograma y acumulada de la corriente mínima del neutro.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente mínima del neutro
tiene una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.16 [A] hasta 0.32
[A] magnitudes que son aceptables ya que comparando las corrientes que
circulan por las fases estas se pueden considerar de magnitud cero.
6.4.4.3 Corrientes promedio:
FASE A:
Límites de
corriente
84
149
215
280
149
215
280
345
Nivel de Corriente
117
182
247
313
Frecuencia
absoluta
481
172
85
269
Frecuencia
relativa
47,77%
17,08%
8,44%
26,71%
%
acumulado
47,77%
64,85%
73,29%
100,00%
221
Estadística de las corrientes en la fase A
T 120,00%100,00%80,00%60,00%40,00%20,00%0,00%
5 -DU «
11S 35 "
117 182 247 313
[A]
I Frecuencia •% acumulado
Fig. 6.42. Histograma y acumulada de la corriente en la fase A.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente de la fase A tiene
una mayor concentración en el intervalo que va desde 84 [A] hasta los 149 [A] es
decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de esta
magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 84 [A] y su
máxima carga es de 345 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta fase.
FASE B:
Límites de
corriente
85
152
218
284
152
218
284
350
Nivel de Corriente
119
185
251
317
Frecuencia
absoluta
495
160
86
266
Frecuencia
relativa
49,16%
15,89%
8,54%
26,42%
%
acumulado
49,16%
65,04%
73,58%
100,00%
222
Estadística de las corrientes en la fase B
120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
+40,00%20,00%0,00%
i 3O re
HÍ= 3W oQ «
119 185
[A]
251 317
l Frecuencia • % acumulado
Fig. 6.43. Histograma y acumulada de la corriente en la fase B.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente de la fase B tiene
una mayor concentración en el intervalo que va desde 85 [A] hasta los 152 [A] es
decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de esta
magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 85 [A] y su
máxima carga es de 350 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta fase.
FASE C:
Límites de
corriente
84
150
216
282
150
216
282
348
Nivel de Corriente
117
183
249
315
Frecuencia
absoluta
479
173
87
268
Frecuencia
relativa
47,57%
17,18%
8,64%
26,61%
*>//o
acumulado
47,57%
64,75%
73,39%
100,00%
223
Estadística de las corrientes en la fase C
r 120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
40,00%
20,00%
0,00%
=« üQ ™
117 183
[A]
249 315
l Frecuencia - % acumulado
Fig. 6.44. Histograma y acumulada de la corriente en la fase C.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente de la fase C tiene
una mayor concentración en el intervalo que va desde 84 [A] hasta los 150 [A] es
decir que esta fase en la mayoría del tiempo tiene conectado una carga de esta
magnitud, se puede ver también que la menor carga que tiene es de 84 [A] y su
máxima carga es de 348 [A] que se producirá en la hora pico de uso de esta fase.
NEUTRO:
Límites de
corriente
0,32
0,48
0,64
0,81
0,48
0,64
0,81
0,97
Nivel de Corriente
0,40
0,56
0,73
0,89
Frecuencia
absoluta
476
175
91
265
Frecuencia
relativa
47,27%
17,38%
9,04%
26,32%
%
acumulado
47,27%
64,65%
73,68%
100,00%
224
Estadística de las corrientes del neutro
T 120,00%
100,00%
80,00%
60,00%
-- 40,00%
- 20,00%
0,00%
u «
u¿= i(/) o
Q «
0,89
I Frecuencia - % acumulado
Fig. 6.45. Histograma y acumulada de la corriente del neutro.
De la gráfica anterior se puede concluir que la corriente del neutro tiene
una mayor concentración en el intervalo que va desde 0.32 [A] hasta 0.48 [A]
magnitudes que son aceptables ya que comparando las corrientes que circulan
por las fases estas se pueden considerar de magnitud cero.
6.4.5 POTENCIA:
6.4.5.1 Estudio de potencia activa:
Después de realizar las mediciones los datos que se obtuvieron sobre la
potencia activa en las distintas fases se presentan en el ANEXO 10, en donde se
encuentra el valor en vatios de consumo de potencia. Se puede apreciar que el
consumo de potencia activa en función del tiempo, es similar para cada una de las
fases, cosa que era de cierta manera previsible, pues analizando los datos
históricos de la barra en estudio (ANEXO 11), se puede decir que las variaciones
de consumo de potencia activa en las tres fases son mínimas en periodos de
225
tiempo considerables, salvo que ocurrieran contingencias poco probables, como
por ejemplo que: el sistema trifásico en media tensión cambie de estructura y se
alternen sistemas monofásicos y trifásicos a la vez; cosa que en nuestro caso no
se da y se lo puede ver en los datos obtenidos del levantamiento de
transformadores de distribución (ANEXO 3), que son en su totalidad trifásicos. En
tal virtud se podría considerar a nuestro sistema en estudio, como un "sistema
equilibrado", en ese caso el estudio de potencia activa sería el mismo, en
cualquiera de las fases que se haga. Por consiguiente se tiene que:
Considerando un período de tiempo de siete días, y considerando además
"intervalos de demanda" de 10 minutos, se tiene que la tendencia de consumo es
uniforme en una semana ordinaria, de lunes a viernes, los picos de consumo se
presentan, de diez de la mañana a cuatro de la tarde, presentándose, las horas
de consumo más bajo en la noche y madrugada de ocho de la noche a cinco de la
mañana aproximadamente. Para un día sábado en las primeras horas del día la
curva de demanda tiene la misma tendencia que en un día normal de consumo en
la semana (lunes a viernes), presentándose el pico más alto aproximadamente a
las diez de la mañana, es decir justo cuando empieza el intervalo de mayor
consumo en un día normal de consumo en la semana, y decrece el consumo a
partir de esa hora, siendo los intervalos de consumo más bajo, similares a los de
un día normal de consumo en la semana. Para un día domingo, los intervalos de
consumo más bajo, son similares a los de un día normal o a un día sábado, pero
en este caso particular, la curva ya no sigue la tendencia como en los anteriores
casos, sino que adopta la forma típica de curva de demanda para un sector
residencial, es decir un bajo consumo de potencia en la mañana, produciéndose
un intervalo de mayor consumo, de cinco de la tarde a diez de la noche
aproximadamente.
De acuerdo a la descripción hecha anteriormente, es claro que el consumo
abastecido por este alimentador, es de tipo mayoritariamente comercial, de
consumo similar de lunes a viernes, y que por las características presentadas
anteriormente, se labora hasta el medio día del sábado, pues como se vio para un
día domingo existe un consumo muy bajo, de forma diferente a los otros días que
seguramente se da por los pocos usuarios residenciales que están dentro del
226
sector que abarca este alimentador y por el componente de iluminación existente
en este sector.
El principal objetivo de realizar un estudio de carga es: determinar las horas
de menor demanda de potencia activa, así también las horas de demanda pico,
para posteriormente tratar de correlacionar la variación de carga con índices de
calidad de energía. La curva de demanda de potencia activa, la cual ha sido
descrita, se presenta en el ANEXO 12, de donde se puede representar otras
formas de analizar el comportamiento de carga. Estás son las curvas de: carga,
duración de carga y parabólica de carga, las cuales están interrelacionadas entre
sí. Se tomaran como datos de análisis los valores correspondientes a potencia
total, es decir la suma de potencias de las fases para cada intervalo de tiempo
(ANEXO 10).
Para completar este breve estudio de carga, se determinarán ciertos
factores que pueden colaborar significativamente, para la consecución de nuestro
objetivo:
Factor de carga:
E
Dmed E/T
Dmáx =T
Fe arg a =Dmáx Dmáx
Donde :
E = 339879280 Wh
= 168/7
Dmáx = 3642866,5W
Dmed 339879280/168/'carea = - = -
Dmáx 3642866.5Fe arg a = 0.55
El factor de carga obtenido, en si muestra, el uso que se le esta dando a la
energía, los resultados indican de cierta manera, como la mayor parte del
consumo se focaliza en ciertas horas, siendo el consumo medio
227
aproximadamente el 50% de lo que se consume en esos intervalos picos; dicha
característica históricamente se ha mantenido constante, debido al tipo de
usuarios del sector.
Factor de Demanda:
DmóxFactor de demanda = -
Potencia instalada
Potencia instalada(En transformadores) = 10.163520MW
Factor de demanda = 0.31946
Es claro que el nivel de sub-utilización de las instalaciones del alimentador,
es considerable. De acuerdo a los datos obtenidos el nivel de saturación de la red
es probable a muy largo plazo.
Factor de Pérdidas:
Potencia de pérdidas mediaFpérdidas =
Fpérdidas =
Potencia máxima de pérdidas
8,5054E + 14Wh168/i*l,32705E + 13W
Fpérdidas = 0,381503912
Las pérdidas de energía tienen un significado económico que
indudablemente tiene influencia en la economía del sistema. El usuario paga
además de la energía que efectivamente utiliza la que se pierde en su red.
Por otra parte el distribuidor de energía debe incluir en la tarifa, ya que se
trata de un costo de operación, las pérdidas que se producen en su red de
distribución. Así si el agregado o el sobredimensionamiento de los elementos en
la red permiten disminuir las pérdidas, la justificación tendría una raíz económica.
228
6.4.5.2 Estudio de potencia reactiva:
El analizador de red, ha permitido obtener un perfil de potencia reactiva
consumida durante, una semana de funcionamiento Normal, para la carga ya
mencionada. En el ANEXO 13 se presenta el gráfico obtenido a lo largo de esos
días, incluyendo el fin de semana. Puede observarse que para satisfacer la
máxima demanda, el dato obtenido por el analizador es de 932671 var (consumo
en punta). Es conocido que el consumo de potencia reactiva obliga a prever
medios de transporte de energía sobredimensionados, puede evitarse el consumo
de ésta y por lo tanto evitarse los recargos económicos, si se compensa la
potencia reactiva inductiva por medio de bancos de capacitores; sin hacer ningún
estudio económico, no sería necesario ningún tipo de compensación reactiva
inductiva, debido a la característica de la carga que cubre el alimentador, (ya
antes mencionada), y al sobredimensionamiento del sistema como se lo puede
ver en el factor de demanda.
6.4.5.3 Estudio de potencia de distorsión:
El perfil de potencia de distorsión obtenido a partir de los datos de potencia
activa y potencia aparente, se muestra en el ANEXO 14, de donde se pueden ver
valores relativamente representativos en unidades de potencia de distorsión, pero
que influyen muy poco en el factor de potencia, el análisis se lo ha hecho
considerando, una potencia aparente en la que no se incluyen formas de onda
distorsionada y otra en la que si se incluyen, se ha determinado el factor de
potencia para cada caso, y se han comparado los resultados, este análisis se lo
presenta en forma resumida debido a que la información manejada es muy
grande en el ANEXO 15, en donde también se presentan los datos de potencia
aparente obtenidos del TOPAS 1000. De este análisis podemos destacar que la
mayor variación del factor de potencia es del 0.08699%.
229
6.4.6 ENERGÍA:
Después de realizar las mediciones, los datos que se obtuvieron sobre el
consumo de energía se presentan en el ANEXO 16, en donde se encuentran los
consumos de energía en cada fase, así como el total en cada intervalo de 10
minutos durante el período de siete días que dura el análisis, de la misma manera
se presentan en forma más detallada el día miércoles como representación de un
día normal de consumo en la semana (lunes a viernes), de igual forma el sábado
y el domingo.
De estos datos se obtiene lo siguiente:
X Al encontrar una línea de tendencia para los consumos de los
días miércoles, sábado y domingo se obtuvieron las siguientes ecuaciones:
Día
Miércoles
Sábado
Domingo
Ecuación
y = 446850X + 2E+08
y = 268946X + 2E+07
y = 208002X + 5E+07
X Se puede observar claramente que la pendiente del día
miércoles que representa a todos los días laborables como son: lunes,
martes, miércoles, jueves y viernes, viene a ser aproximadamente el doble
de la pendiente de los días sábado y domingo lo que significa que el
consumo de energía de este alimentador se concentra más en los días de
oficina, lo cual era de esperarse ya que este alimentador en su mayoría sirve
a oficinas y centros comerciales.
6.4.7 RELACIÓN ENTRE PARÁMETROS:
Después de haber analizado los distintos parámetros que se obtuvieron de
una forma individual, lo que se realiza es un análisis de las diferentes relaciones
que existen entre algunos de ellos, para esto solamente se tomarán en cuenta los
.
230
resultados de una sola fase ya que el sistema es equilibrado por lo mencionado
en apartados anteriores, por lo que ai estudiar una sola fase se puede hacer una
interpretación acertada de lo que está ocurriendo en el sistema.
6.4.7.1 Pltvs. Voltaje [%]:
Después de haber comprobado que el Plt está dentro de los parámetros
que establecen las Normas se lo relaciona con el nivel de voltaje para saber como
es su variación con respecto a éste. En este caso se tiene el gráfico de Plt vs.
Voltaje que se presenta en el ANEXO 17, del cual se puede interpretar lo
siguiente:
X El Plt en la mayoría de los porcentajes de voltaje se presenta bajo un
nivel de 0.2.
X El Plt llega al valor de 0.36 en el rango de voltaje que va del 98.16%
al 98.68%, por lo que se puede decir que en esta zona es en donde las
diferencias entre los voltajes máximos y mínimos son más notorias.
X El Plt tiene un valor de 0.075 en el punto donde se presenta el 100%
del voltaje.
X Al encontrar una línea de tendencia se halla que su ecuación es:
= 3E-06x + 0,1233
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar el nivel de voltaje se tendrá un mayor Plt, pero esta variación no
es considerable respecto al valor de la constante.
6.4.7.2 Pstvs. Voltaje [%]:
Después de haber comprobado que el Pst está dentro de los parámetros
que establecen las Normas se lo relaciona con el nivel de voltaje para saber como
es su variación con respecto a éste. En este caso se tiene el gráfico de Pst vs.
231
Voltaje que se presenta en el ANEXO 18, del cual se puede interpretar lo
siguiente:
¿ El Pst en la mayoría de los porcentajes de voltaje se presenta bajo
un nivel de 0.1.
¿ El Pst llega al valor de 0.76 en el 98.68% del nivel de voltaje, por lo
que se puede decir que en este nivel es en donde las diferencias entre los voltajes
máximos y mínimos son más notorias, asunto que era de esperarse debido al
análisis anterior que se refería al Plt
X El Pst tiene un valor de 0.086 en el punto donde se presenta el
100% del voltaje.
X Al encontrar una línea de tendencia se halla que su ecuación es:
y = -5E-06x + 0,1036
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar el nivel de voltaje se tendrá un menor Pst, pero esta variación no
es muy pronunciada.
6.4.7.3 Voltaje [%] vs. Carga:
Después de haber comprobado que el voltaje está dentro de los
parámetros que establecen las Normas, se lo relaciona con la carga a la que está
conectado para saber como es su variación con respecto a ésta. En este caso se
tiene el gráfico de Voltaje vs. Carga (Potencia Aparente) que se presenta en el
ANEXO 19, del cual se puede interpretar lo siguiente:
Al encontrar una línea de tendencia se tiene que su ecuación es:
y = 8E-06x + 0,9852
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar la carga se tendrá un mayor nivel de voltaje, pero esta variación
no es muy pronunciada, lo cual era de esperarse debido a que el perfil de voltaje
232
permanece alrededor de un mismo valor a lo largo del intervalo de medición, en
donde se produjeron variaciones de carga.
6.4.7.4 Distorsión Armónica de Voltaje [% THDV] vs. Carga:
Después de haber comprobado que el THDV es decir la distorsión
armónica de voltaje está dentro de los parámetros que se establecen en las
Normas, se lo relaciona con la carga a la que está conectada para saber como es
su variación con respecto a ésta. En este caso se tiene el gráfico de THDV vs.
Carga (Potencia Aparente) que se presenta en el ANEXO 20, del cual se puede
interpretar lo siguiente:
Al encontrar una línea de tendencia se tiene que su ecuación es:
y = 0,001 x +4,0546
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar la carga se tendrá una mayor distorsión de armónicos de voltaje,
pero esta variación no es muy pronunciada.
6.4.7.5 Distorsión Armónica de Corriente [% THDI] vs. Carga:
Después de haber comprobado que el THDI es decir la distorsión armónica
de corriente está dentro de los parámetros que se establecen en las Normas, se
lo relaciona con la carga a la que está conectada para saber como es su
variación con respecto a ésta. En este caso se tiene el gráfico de THDI vs. Carga
(Potencia Aparente) que se presenta en el ANEXO 21, del cual se puede
interpretar lo siguiente:
Al encontrar una línea de tendencia se tiene que su ecuación es:
y = -0,0032x + 4,7998
233
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar la carga se tendrá una menor distorsión de armónicos de
corriente, pero esta variación no es muy pronunciada.
Cabe notar que, al aumentar la carga en el alimentador, se produce un
decrecimiento en el THDI, caso contrario a lo que ocurre con el THDV en el que
se produce incrementos. Esta relación inversa que se presenta entre estos dos
parámetros, se puede dar debido a las características de la carga (potencia
constante), la cual representa la mayoría de ésta.
6.4.7.6 Factor de Potencia vs. Carga:
Después de haber comprobado que el Factor de Potencia está dentro de
los parámetros que se establecen en las Normas, se lo relaciona con la carga a la
que está conectada para saber como es su variación con respecto a ésta. En este
caso se tiene el gráfico de Factor de Potencia vs. Carga (Potencia Aparente) que
se presenta en el ANEXO 22, del cual se puede interpretar lo siguiente:
Al encontrar una línea de tendencia se tiene que su ecuación es:
y = -3E-05x + 0,9996
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar la carga se tendrá un menor Factor de Potencia, pero esta
variación no es muy pronunciada.
6.4.7.7 Frecuencia vs. Carga:
Después de haber comprobado que la Frecuencia está dentro de los
parámetros que establecen las Normas se la relaciona con la carga a la que está
conectada para saber como es su variación con respecto a ésta. Para esto se
234
tiene el gráfico de Frecuencia vs. Carga que se presenta en el ANEXO 23, del
cual se puede interpretar lo siguiente:
Al encontrar una línea de tendencia se tiene que su ecuación es:
y = -9E-07x + 60,003
De lo que se puede observar que su pendiente es pequeña y que significa
que al aumentar la carga se tendrá una menor Frecuencia, pero esta variación no
es muy pronunciada.
235
CAPITULO Vil
7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES:
9 En la Regulación No.- CONELEC 004/01 se establecen las
exigencias en materia de Calidad del Producto a las que deberán
ajustarse las empresas encargadas de prestar el servicio público de
distribución de electricidad; sin embargo en lo que se refiere a: el flicker
de larga duración (Plt), armónicos de corriente (THDI) y frecuencia, no se
dispone de limitaciones que sirvan para evaluar de mejor forma dichos
parámetros de calidad, por lo se ha hecho necesario el estudio de normas
internacionales como son: IEC-61000-4-7, EN-61000-4-15, EN-61000-3-
5, EN-50.160, para de cierta forma interpretar los resultados obtenidos.
9 Al realizar un análisis técnico sobre las variaciones de voltaje, se ha
llegado a la conclusión de que estos valores se encuentran en los
respectivos márgenes que exige la Regulación No.- CONELEC 004/01,
además se debe tener en cuenta que las mayores perturbaciones que se
presentaron en este alimentador no ocasionarían pérdidas importantes de
eficacia en los sistemas de producción o del usuario común.
9 Al observar el perfil de Pst de los siete días, se puede destacar que
éste se encuentra dentro de un rango de variación que va correlacionado
con el del voltaje, esto era predecidle porque en realidad el flicker es una
consecuencia de las fluctuaciones de tensión referidas a un valor rms
promedio, que fueron descritas a su debido tiempo. Además se puede
concluir que las variaciones tanto del flicker de corta como el de larga
duración están dentro de los límites que exigen la Regulación No.-
CONELEC 004/01 y normas internacionales.
236
O Al realizar un análisis técnico sobre las distorsiones de voltaje como
de corriente, se ha llegado a la conclusión de que estos valores se
encuentran en los respectivos márgenes que exige la Regulación No.-
CONELEC 004/01 y la Norma IEC-61000-4-7.
O La carga del alimentador que se está analizando, está en su
mayoría conformada por los sistemas eléctricos de edificios, estos a su
vez están compuestos en gran parte de cargas monofásicas que son
alimentadas frecuentemente con una fuente de 4 hilos en estrella
aterrada, predominando el uso de cargas no lineales por naturaleza,
como por ejemplo computadoras y fuentes de alimentación conmutada.
Los dispositivos monofásicos generalmente exhiben las siguientes
armónicas de la fundamental en las formas de onda: 3, 5, 7, 9, 11, 13,
etc. (esto incluye todas las armónicas impares). Mientras que las cargas
trifásicas no lineales generan la quinta armónica y las de grado más
elevado. Para este caso particular se tiene un sobredimensionamiento de
los transformadores de distribución, debido a lo cual, y considerando lo
mencionado anteriormente se tiene una presencia considerable de quinto
armónico, esto se lo puede ver en el ANEXO 6.
9 Al realizar un análisis técnico sobre el factor de potencia (f.p.), se ha
llegado a la conclusión de que estos valores se encuentran en los
respectivos márgenes que exige la Regulación No.- CONELEC 004/01.
O Se ha evaluado el factor de potencia con y sin distorsión, por medio
de los datos obtenidos del TOPAS 1000, al comparar los resultados se
puede concluir que la potencia de distorsión si disminuye el factor de
potencia pero de forma intrascendente.
9 Al realizar un análisis técnico sobre la frecuencia, se ha llegado a la
conclusión de que estos valores se encuentran en los respectivos
márgenes que exige la Norma EN-50.160.
9 Siendo la característica de la carga del alimentador del tipo comercial,
es obvia la presencia de cargas monofásicas que tiene rectificadores de
237
entrada (convertidores CA/CC), por lo cual era predecible la inclusión de
una corriente mínima en el conductor neutro, ya que este tipo de cargas
generan armónicos los cuales se suman en éste en forma homopolar.
9 Es claro que el consumo abastecido por este alimentador, es de tipo
mayoritariamente comercial, de consumo similar de lunes a viernes, y que
por las características presentadas anteriormente, se labora hasta el
medio día del sábado, pues como se vio para un día domingo existe un
consumo muy bajo, de forma diferente a los otros días que seguramente
se da por los pocos usuarios residenciales que están dentro del sector
que abarca este alimentador y por el componente de iluminación
existente en este sector. El principal objetivo de realizar un estudio de
carga es: determinar las horas de menor demanda de potencia activa, así
también las horas de demanda pico, para posteriormente tratar de
correlacionar la variación de carga con índices de calidad de energía.
9 La potencia de distorsión provocada por la presencia de armónicos
de corriente empeora el factor de potencia de las instalaciones de forma
análoga a como sucede con la potencia reactiva. Las principales
consecuencias de esto son un peor aprovechamiento del sistema de
distribución, lo cual obliga a sobredimensionarlo y ocasionaría otro tipo de
pérdidas adicionales.
9 Se puede observar claramente que al realizar una línea de tendencia
de los perfiles de Energía (ANEXO 16), que la pendiente del día
miércoles que representa a todos los días laborables como son: lunes,
martes, miércoles, jueves y viernes, viene a ser aproximadamente el
doble de la pendiente de los días sábado y domingo lo que significa que
el consumo de energía de este alimentador se concentra más en los días
de oficina, lo cual era de esperarse ya que este alimentador en su
mayoría sirve a oficinas y centros comerciales.
9 La relación de los índices de calidad de la energía eléctrica con la
carga, así como también del caso del flicker de corta como de larga
238
duración con el nivel de voltaje, se dan por medio de una variación muy
pequeña de la pendiente de la ecuación de la línea de tendencia de cada
caso. Esto era de esperarse debido a que los perfiles de los diferentes
parámetros medidos permanecen alrededor de un mismo valor a lo largo
del intervalo de medición, en donde se produjeron variaciones de carga.
9 Cabe notar que, al aumentar la carga en el alimentador, se produce
un decrecimiento en el THDI, caso contrario a lo que ocurre con el THDV
en el que se produce incrementos. Esta relación inversa que se presenta
entre estos dos parámetros, se puede dar debido a las características de
la carga (potencia constante), la cual representa la mayoría de ésta.
9 Si en algún momento se pretendería evaluar las pérdidas, hay que
tomar en cuenta que estas no siempre son proporcionales a la potencia
aparente. Las pérdidas son en general proporcionales, al cuadrado de la
corriente aparente, pero hay que distinguir entre pérdidas en el cobre y
pérdidas en el hierro, las últimas dependen además de la frecuencia, por
tanto a igualdad de corriente no se producen las mismas pérdidas si ésta
es de 60 Hz o de 300 Hz, por ejemplo.
239
7.2 RECOMENDACIONES:
O Las Empresa Eléctrica Quito tiene la obligación de: efectuar las
campañas de levantamiento de información, la determinación de los
indicadores descritos tanto en la Regulación No.- CONELEC 004/01,
como en las Regulaciones internacionales correspondientes, para lo cual
es muy importante disponer de analizadores de redes con capacidad de
registro de todos los parámetros, esto permitirá guardar datos históricos
para observar el comportamiento del sistema eléctrico a posteriori.
9 Sí, los índices de calidad obtenidos en este alimentador no hubiesen
cumplido con las exigencias que se establecen en la Regulación No.-
CONELEC 004/01 y otras, la Empresa Eléctrica Quito debería realizar los
trabajos e inversiones que se estimen necesarios de forma tal de
asegurar la prestación del servicio con la calidad indicada.
9 Dentro de todas las empresas distribuidoras se debería incluir
departamentos, los cuales estén encargados de evaluar en forma
continua la calidad de energía eléctrica, o a su vez asignar a uno de ellos
esta labor; de igual forma el CONELEC tiene la obligación de promulgar
el tema, para que de esta forma el usuario final exija un producto de
calidad y mayor eficiencia del servicio a las empresas.
9 Al hablar de un período en el cual se realice el control de la calidad
de la energía eléctrica los siete días que dicta la Regulación No.-
CONELEC 004/01 es un período que permite una buena apreciación de
10 que está sucediendo con el sistema; pero el control se lo debería hacer
de forma continua, ya que puede suceder que en los siete días en los que
se realice las medidas el sistema esté funcionando en excelentes
condiciones, por alguna coincidencia de que un componente de carga no
estuvo conectado en ese periodo, lo cual nos podría llevar a erróneas
conclusiones sobre la calidad de la energía en el sistema.
240
O Sería conveniente hacer en un futuro, estudios para determinar
como, en que magnitud y en que tipo de usuario interviene la distorsión
de formas de onda de voltaje y corriente, especialmente de armónicos en
la tarifa aplicada a éste.
O Sería también necesario realizar un estudio sobre la calidad de
producto en una muestra de usuarios del alimentador 53F sujeto a
estudio en el presente trabajo, para determinar el nivel de
"contaminación", es decir de distorsión que dichos usuarios introducen en
la red.
9 Se debería realizar el estudio de un transformador de distribución
sobredimensionado, como agente generador de armónicos, analizar sus
causas efectos y posibles soluciones; así como también,
9 Realizar un estudio comparativo, entre las ventajas y desventajas
de tener un sistema sobredimensionado, para mantener niveles
aceptables de factor de potencia en redes con alto contenido de
armónicos.
9 En las empresas eléctricas también se deben realizar campañas de
orientación dirigidas a los usuarios con el fin de indicarles que ellos
mismos pueden ser los causantes de la mala calidad de la energía
eléctrica que están recibiendo, ya que cuando se realizan encuestas a los
usuarios éstos se quejan sobre el producto que están recibiendo; pero
cuando la empresa realiza un análisis sobre cuales son los niveles de
calidad que tiene su producto (por ejemplo en los primarios) éstos se
encuentran dentro de los límites, para lo cual la explicación es que
existen problemas aguas abajo del sistema, por lo que se les
recomendaría a los usuarios y a las empresas eléctricas que en conjunto
realicen un análisis bidireccional sobre el sistema de distribución, para
saber ¿Quién es en realidad? El que está causando problemas en la red,
si es la empresa o es el usuario.
241
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[I] Garrido, Héctor. "La Calidad del Servicio Eléctrico" Tesis de Grado.
EPN. Quito, 1997.
[2] Gallo, Galo. "Estudio de la calidad de energía en la fábrica
NOVACERO-ACEROPAXI" Tesis de Grado, EPN, Quito, 2001.
[3] CONELEC, "Ley del Régimen del Sector Eléctrico", Corporación de
Estudios y Publicaciones, Quito, 2002. http: //www.conelec.gov.ec/
[4] Ayora, Paúl. "Disposición de equipo en estaciones y subestaciones
de potencia". EPN. Quito. 1995.
[5] Rivier, Abbad, Juan: "Revisión Internacional de las Regulaciones de
Calidad", Capítulo 3 de su Tesis Doctoral Calidad del Servicio,
Regulación y Optimización de Inversiones, Universidad Pontificia
de Madrid, 1999.
[6] Dr. Balcelles, J. "Perturbaciones en la red eléctrica", Circutor, Revista
99- 01, Revista 99-02. http: //www.circutor.com/spcircutor.htm/
[7] Dr. Balcelles, J. "Filtros de absorción", Circutor, Revista 00-01. http: //
www.circutor.com/spcircutor.htm/
[8] CONELEC, "Regulación 004/01", http: //www.conelec.gov.ec/
[9] CONELEC, "Propuesta de regulación de la Calidad de Distribución",
Hagler Bailly S.A. Buenos Aires, Argentina, http: //
www.conelec.gov.ee/
[10] Procobre México, "Calidad de la Energía", http:
//www.pcobremexico.com/
II1] Procobre Perú, "Calidad de la Energía", http:
//www.pcobreperu.com/
[12]Segarra, F. A. "Estudios del parpadeo (Flicker) en circuitos primarios
de Distribución", Tesis de Grado, EPN, Quito, 2001.
[13]Galindo de la Torre Edwin, "Probabilidad y estadística para
ingeniería y administración", Noviembre, 1996.
[14]LEM Instruments Inc., "TOPAS 1000", Power Network Analyser,
http: //www.lem.com/
242
[15]Levin, R. "Estadística para administradores", Sexta edición, Prentice
Hall.
[16] Martínez, J.L.; Galinski, A.;lssouribehere, P.E.; Barbera, G.A.
"Resultados de Armónicos y Flicker en Servicios Eléctricos Públicos
de Buenos Aires", Comisión de Integración Eléctrica Regional
CIER, Nov. 72000.
243
ANEXOS
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ANEXO 3
Listado de transformadores existentes
CÓDIGO
MNT4-45MNT4-112.5MNT3-50MNT8-30MNT4-30MNT4-75MNT4-50MNT3-25MNT4-30SNT1-1-90SNT1-1-400SNT1-1-75SNT1-1-75SNT1-1-125SNT1-1-125SNT1 -1-200SNT1-1-300SNT1-1-125SNT1 -1-300SNT1-1-112.5SNT1-1-75SNT1-1-125SNT1-1-75SNT1 -1-225SNT1-1-125SNT1-1-225SNT1-1^5SNT1-1-75SNT1-1-75SNT1-1-112.5SNT1-1-630SNT1-1-800SNT1 -1-225SNT1-1-150SNT1-1-100SNT1-1-60SNT1-I-60SNT1-1-75SNT1-I-225SNT1-1-100SNT1-1-100SNT1-1-60SNT1-I-300SNT1-I-100
Potencia instalada[kVA]
45112,5
5030307550253090
4007575125125200300125300
112,5751257522512545457575
112,5630800225150100606075
22510010060300100
CÓDIGO
SNT1-1-125SNT1 -1-225SNT1-1-100SNT1-1-100SNT1-1^5SNT1-I-150SNT1-1-150SNT1-1-125SNT1-1-75SNT1-1-60SNT1-1-160SNT1-I-150SNT1-1-50MNT4-45MNT4-90MNT4-112.5MNT4-100MNT4-75MNT4-100MNT4-112.5MNT4-112.5MNT4-50MNT4-100MNT3-15MNT8-30MNT4-75MNT4-100MNT4-75MNT4-100MNT4-75MNT4-75MNT4-100MNT4-112.5MNT4-112.5MNT8-50MNT4-50MNT4-15SVT1-I-35SNT1-1-75SNT1-1-12SNT1-I-250SNT1 -1-250SNT1-1-150
Potencia instalada[kVA]
125225100100451501501257560160150504590
112,510075100
112,5112,5
50100153075100751007575100
112,5112,5
505015357512
250250150
Potencia total instalada 10507 [kVA]considerando un factor de potencia de 0,96 se tiene:
Potencia activa instalada 10086,72 [kW]
DJ
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ANEXO 11
LECTURA DE CARGAS EN EN EL PRIMARIO F
S U B E S T A C I Ó N : PÉREZ GUERRERO
PRIMARIO F
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320330340350340350340320320340340300290280260240230210190180
VA
315340340355355350340320320330330300300280270240230210190180
WA
310330330345340340340320320330330290300280260240230210190180
PROMEDIOA
315333,333333336,666667
350345
346,666667340320320
333,333333333,333333296,666667296,666667
280263,333333
240230210190180
Fuente: EEQ SA., Operación y mantenimiento de subestaciones
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29.03.2003 22:40:00
30.03.200303:10:00
30.03.2003 07:40:00
30.03.200312:10:00
30.03.200316:40:00
30.03.200321:10:00
31.03.200301:40:00
31.03.200306:10:00
31.03.200310:40:00
31.03.200315:10:00
31.03.200319:40:00
£• 01.04.200300:10:00
1 01.04.200304:40:00o01.04.200309:10:00
01.04.200313:40:00
01.04.200318:10:00
01.04.200322:40:00
02.04.200303:10:00
02.04.2003 07:40:00
02.04.200312:10:00
02.04.2003 16:40:00
02.04.200321:10:00
03.04.200301:40:00
03.04.200306:10:00
03.04.200310:40:00
03.04.2003 15:10:00
03.04.200319:40:00
04.04.200300:10:00
04.04.2003 04:40:00
04.04.200309:10:00
04.04.200313:40:00
OX3NV
Po
ten
cia
ap
aren
te d
e lo
s s
iete
dfa
s
4000
000
3500
000
3000
000
2500
000
§
2000
000
1500
000
1000
000
5000
00
-Fas
e A
-Fas
e B
Fas
eC•T
otal
m x O en
Energía de los
siete días
400000000
350000000
300000000
250000000
200000000
150000000
100000000
50000000
-Fase A
-Fase B
Fase
C-Total
m x o
ANEXO 16
: <fe.
u8OJ
oooooooo
ooooooo10CM
Oooo
En
erg
ía d
el d
ía s
ábado
6000
0000
5000
0000
4000
0000
3000
0000
2000
0000
1000
0000
y =
2689
46X
+ :
- .
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Fa
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F
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Hor
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En
erg
ía d
el d
ía d
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ing
o
9000
0000
8000
0000
7000
0000
6000
0000
5000
0000
-
4000
0000
-
3000
0000
-
2000
0000
1000
0000
-
O
4-r
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r^
&&&%
&&-F
ase
A
Fa
seB
F
aseC
Tota
lH
ora
m x O O)
ANEXO 17
5Í.
£
%09'OCH
%¿e'ooL%6t'OOL
%60'OOL
%¿6'66
%98'66
%9¿'66
%2¿'66
%99'66
%89'66
%£9'66
%9C'66
%l.£'66
%6I.'66
%90'66
%¿6'86
%L6'86 o%98'86 1"
o%6¿'86 >
%99'86
%89'86
%C9'86
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%8Z'96
%02'86
%91'86
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%86'¿6
%06'¿6
%18'¿6
%99'¿6
%09'¿6
%¿0'¿6
Pst
vs. V
olta
je
0.8 0.6
0.5
2
0.4 0,1
y =
-5E
-06x
+0
,10
36
->
P
NP
SS
á*-
r-
oo
ID
CM
CO
COCM
CO
CO
0*" Oí
OO
C
O
00
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O)
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Oí
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CO
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CO
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Oí
Oí
Oí
Oí
O)
Oí
O)
Vol
taje
-Pst
•Lin
eal (
Pst
)m x o oo
ANEXO 19
sOí
I
ANEXO 20
RJO
0£22£2l
OZ8222L
QLlllZl02086 U
09¿68U
0^608 II
02¿99U
0£OC9LL
06L060L
OCfrZWH
06S800I-
CLCLZ6
066£06
fr 1-80 1-8
286C¿9
¿62669
080C89
26U99 Q
£12£29
eWGOS
90298fr
62991^
2096 Lfr
6L906C
9021-8C
SCO I- ¿£
£6992£
2K)20£
[%] AQH1
ANEXO 21
niÜ
*
QLQZZZl
QLllíZl
02096U
09¿68U
0*608U
OZ¿99U
íü-o
o5T
so
ZZ OX3NV
Frecuencia [Hz]
911439
943900
975345
993075
1005216
1014686
1026458
1036833
1050400
1079821
1111624
1140393
1177534
1226042
1272273
1296615
1322220
1361849
1433892
1487062
1542683
>¡ 1744847
1806562
1931166
2026188
2119361
2251259
2511752
2781304
2947505
3074064
3171350
3346513
3485189
3521517
3563288
3581811
3611875
3658669
3687702
3707809
3727708
oCD
O
»
»O
CZ OX3NV