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Complementos técnicosMedida y control en lasinstalaciones eléctricas.Compensación de la energíareactiva

04-05Catálogo

Complementos técnicosMedida y control en lasinstalaciones eléctricas.Compensación de la energíareactiva

Schneider Electric

Schneider Electric 1

Protección con dispositivos diferenciales Vigirex . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1/2

Producto Vigirex . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1/12

Vigilancia de las corrientes de fuga mediante dispositivos diferenciales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1/34

Anexo I: Definiciones y glosario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1/40

Complementos técnicos de protección diferencial

1

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/2

La gestión de la energía eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/3

Fenómenos de no calidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/8

Indicadores de calidad: Umbral crítico de cada perturbación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/20

Efectos de las perturbaciones sobre cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/22

Soluciones para mejorar la calidad de la energía eléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/26

Casos ejemplo. Soluciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/30

Anexo I: Calidad de servicio (Real Decreto 1955/2000) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/45

Anexo II: Definiciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2/49

Complementos técnicos de calidad de la energía

2

Información técnica

Compensación de energía reactiva: generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/2

Compensación fija . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/14

Compensación automática . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/20

Compensación y armónicos

Generalidades sobre armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/32

Análisis armónico de una instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/34

Instalación de condensadores en una red con armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/35

Las peculiaridades del 3.er armónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/36

Causas y efectos de los armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/38

Soluciones a la compensación en presencia de armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/39

Normativa referente a armónicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/41

Ficha para realización de un preestudio armónico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3/44

Información técnica. Compensación y armónicos

3

Complementos técnicosMedida y control en las instalaciones eléctricas.Compensación de la energía reactiva

Schneider Electric1/0

1

Indice Complementos técnicosde protección diferencial

Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de las personas ............................................................... 1/2

La norma CEI 60479 ............................................................................. 1/2

La norma de instalación CEI 60364 ...................................................... 1/3

Tipo de contacto ................................................................................... 1/4

Esquemas de conexión a tierra ......................................................... 1/5

Esquema TT .......................................................................................... 1/5

Esquema TN ......................................................................................... 1/6

Esquema IT ........................................................................................... 1/7

Protección de bienes: riesgo de incendio ........................................ 1/8

Análisis del riesgo ................................................................................. 1/8

Normas de instalación .......................................................................... 1/9

Perturbaciones de las redes .............................................................. 1/10

Corrientes de fuga a tierra .................................................................... 1/10

Incidencia en la instalación de los dispositivos diferenciales ............... 1/11

Producto VigirexPrincipio de los dispositivos diferenciales ....................................... 1/12

Clases de sensibilidad de los dispositivos diferenciales ...................... 1/12

Corriente de funcionamiento/no funcionamiento de un dispositivodiferencial .............................................................................................. 1/12

Medida de las corrientes diferenciales ................................................. 1/13

Medida de las corrientes diferenciales ............................................. 1/14

Caracterización de los toroidales ......................................................... 1/14

Resistencia a los cortocircuitos ............................................................ 1/15

Resistencia a las sobretensiones .......................................................... 1/15

Caracterización de los relés de medida: inmunidad a las corrientesde fuga natural ...................................................................................... 1/16

Medida rms ........................................................................................... 1/17

Curva I∆n/tiempo de los relés no temporizados ................................... 1/17

Garantía de no funcionamiento hasta 0,8 I∆n ....................................... 1/17

Caracterización de los relés de medida: medida de las corrientescon perturbaciones con componentes continuos ................................ 1/18

Elección de los dispositivos diferenciales de tipo industrial ................. 1/19

Caracterización del conjunto de relés y toroidales: integridadde la medida ......................................................................................... 1/20

Resistencia a los huecos de tensión .................................................... 1/21

Puesta en servicio ............................................................................... 1/22

Continuidad de servicio: selectividad de los dispositivos diferenciales .. 1/22

Protecciones particulares ..................................................................... 1/24

Protección de bienes ............................................................................ 1/25

Aplicaciones ........................................................................................ 1/26

Estudio de la protección mediante dispositivo diferencial ................... 1/26

Imposición normativa ............................................................................ 1/27

Schneider Electric 1/1

1Esquema de única fuente: dispositivo diferencial en cabecerade instalación ........................................................................................ 1/28

Esquema de varias fuentes en TT ......................................................... 1/28

Esquema de varias fuentes en TN ........................................................ 1/29

Recomendaciones de instalación de los toroidales ............................. 1/30

Entorno con perturbaciones ................................................................. 1/31

Preguntas y respuestas ...................................................................... 1/32

Ajuste de los dispositivos diferenciales en instalaciones con corrientesde fuga elevadas ................................................................................... 1/32

Vigilancia de las corrientes de fuga mediante dispositivosdiferenciales ...................................................................................... 1/34

Consecuencia de un fallo de aislamiento en el conductor neutro ........ 1/35

Medidas de las corrientes de fuga........................................................ 1/36

Esquema de aplicación con RHUs o RHU ........................................... 1/37

Esquemas de aplicaciones RMH .......................................................... 1/38

Anexo I: Definiciones y glosario .................................................. 1/40

Indice Complementos técnicosde protección diferencial(continuación)

1/2 Schneider Electric

1

Complementos técnicosde protección diferencial

Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de las personas

Los efectos fisiopatológicos de la corriente eléctrica en el hombre (tetanización, que-maduras externas e internas, fibrilación ventricular y paros cardíacos) dependen dedistintos factores: características fisiológicas del ser humano en cuestión y del entorno(húmedo o seco, por ejemplo), así como de las características de la corriente que re-corre el cuerpo.

La norma CEI 60479

Los expertos del Comité Electrotécnico Internacional (CEI) han analizado el problemacon el fin de unificar, a nivel internacional, sus puntos de vista y de crear una norma(la norma CEI 60479) que defina científica y concretamente los efectos de la corrienteen el cuerpo humano.

Incidencia de la intensidad de la corrienteLa siguiente figura describe los efectos de la corriente eléctrica CA en el cuerpo hu-mano.

E89

509

Zona de tiempo/corrientes (CEI 60479-1).

Los riesgos de no soltar, de paro respiratorio o de fibrilación cardíaca aumentan pro-porcionalmente al tiempo de exposición del cuerpo humano a la corriente eléctrica.

bbbb Zona 1.– 0,5 mA umbral de percepción: este umbral corresponde a la percepción de una co-rriente que recorre el cuerpo humano durante un tiempo infinito. Las posibles moles-tias no se definen.

bbbb Zona 2.Ningún efecto fisiológico peligroso hasta el umbral de no soltar (curva B).

b Zona 3 (situada entre las curvas B y C1).Para las personas que se encuentran en esta situación, no existe por lo general nin-gún daño orgánico, pero las molestias que puede sentir son importantes:B - 10 mA umbral de no soltar: umbral de corriente que se sitúa en la asíntota de unacurva denominada “curva de no soltar” durante un tiempo infinito.C1 - 30 mA umbral de fibrilación ventricular: por debajo de este umbral no existe ries-go de fibrilación ventricular (esto es, no hay riesgo de paro cardíaco) durante un tiem-po infinito.

b Zona 4 (situada a la derecha de la curva C1).Además de los efectos de la zona 3, pueden producirse efectos fisiopatológicos comoparadas del corazón, paros respiratorios o quemaduras graves. Concretamente, laprobabilidad de fibrilación ventricular es:v De un 5% entre las curvas C1 y C2.v Inferior al 50% entre las curvas C2 y C3.v De más del 50% por encima de la curva C3.

0,1 0,2 1 2 5 10 100 1.000 2.000 5.000 (mA)

1 2 3 4

0,5 mA 30 mA

T(ms)

10.000

5.000

2.000

1.000

500

200

100

50

20

10

B C1 C2 C3

1/3Schneider Electric

1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de las personas (continuación)

Incidencia de la frecuencia de la corrienteLas normas CEI 60479-1 y CEI 60479-2 definen la sensibilidad a la fibrilación del cuerpohumano en función de la frecuencia.

Umbrales de corriente en función de la frecuencia

Frecuencia (Hz) Percepción (mA) No soltar (mA) Fibrilación (mA)CC 2 – 100

50 0,5 10 40100 0,5 10 80

300 0,6 12 180

1.000 1 17 560

3.000 2 23 –

5.000 4 32 –

10.000 6 50 –

>10.000 100 – –

La norma de instalación CEI 60364

Tensión de contacto / tiempo de corteb La norma de instalación CEI 60364-4-41 establece las reglas de seguridad que de-ben aplicarse en una instalación eléctrica de BT:v Convirtiendo los valores corriente que atraviesa / tiempo de exposición de la curvaanterior en los valores tensión de contacto / tiempo de contacto que no se debensuperar. Los valores están relacionados con las condiciones del entorno (seco o hú-medo) de la instalación.v Estableciendo las técnicas y los esquemas de funcionamiento para evitar (o gestio-nar) las tensiones peligrosas relativas a un fallo de aislamiento.

b Definen el valor límite de la tensión de contacto UL peligrosa:v UL = 50 V para un entorno seco (caso general).v UL = 25 V para un entorno húmedo.

b Se derivan 2 tipos de funcionamiento para una instalación de BT:v Funcionamiento con una tensión de empleo inferior a la tensión límite: en caso defallo de aislamiento, sin acciones particulares.v Funcionamiento con una tensión de empleo superior a la tensión de contacto (casogeneral): en caso de fallo de aislamiento, desconexión automática de la parte peligro-sa de la instalación en un tiempo determinado (ver la tabla siguiente).

Tiempos de corte máximos del dispositivo de protección

Tensión simple U0 (V) Corriente CA Corriente CCU0 i 50 5 s 5 s

50 V < U0 i 120 V 0,8 s 5 s120 V < U0 i 230 V 0,4 s 5 s

230 V < U0 i 400 V 0,2 s 0,4 s

U0 > 400 V 0,1 s 0,1 s

Las normas de instalación de cada país interpretan esta tabla en función del esquemade conexión a tierra.


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de las personas (continuación)

Tipo de contacto

Las normas y los reglamentos distinguen dos tipos de contactos potencialmente peli-grosos y precisan las medidas de protección correspondientes:

E89

516

b El contacto directo: contacto de las personas con conductores activos (fase o neu-tro) o elementos conductores normalmente en tensión.La protección contra este riesgo queda normalmente garantizada por el aislamientode las partes activas por medio de barreras, pantallas o envolventes (según la normaCEI 60364-4-41). Estos dispositivos tienen carácter preventivo y pueden presentar fa-llos. Para paliar este riesgo, se utiliza una medida de protección complementaria decorte automático instalando un dispositivo diferencial de alta sensibilidad. Su umbralde disparo se fija en 30 mA en corriente alterna (CEI 60364-4-41) y en 60 mA en co-rriente continua.La sensibilidad de las protecciones diferenciales que se basan en el umbral de unacorriente de 30 mA que atraviesa el cuerpo, permite alcanzar un nivel de seguridadmuy elevado y conservar una buena continuidad de servicio.

Contacto directo.

E89

656

Comparación de la sensibilidad entre 10 mA y 30 mAUn dispositivo diferencial ajustado a un umbral de 10 mA se disparará de forma lige-ramente más rápida que un dispositivo diferencial de 30 mA.Por el contrario, un umbral a 10 mA aumentará fuertemente el riesgo de degradaciónde la continuidad de servicio por disparo imprevisto debido a las corrientes de fuganatural.

Comparación del disparo entre 10 mA y 30 mA.

E89

517

b El contacto indirecto: contacto de las personas con masas conductoras, normal-mente fuera de potencial, puestas accidentalmente en tensión. Esta puesta en tensiónse deriva del fallo de aislamiento de un aparato o de un conductor que provoca un de-fecto de aislamiento. Este riesgo eléctrico está en función de la tensión de contacto que se desarrolla entrela masa del equipo que presenta el defecto y la tierra u otras masas conductoras si-tuadas cerca.La fabricación de aparatos de protección que utilizan umbrales fisiológicos como losdefinidos por la norma CEI 60479 y que cumplen las reglas de la norma CEI 60364,ha permitido realizar instalaciones eléctricas seguras.

Contacto indirecto.

Uc

DetecciónI(A)

220 mA

30

10

0t(s)

I(mA)

Ganancia0,3 ms

t(s)

Uc


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexEsquemas de conexión a tierra

Para definir las protecciones que deben instalarse, las normas de instalaciónproponen, en el caso de una gestión de defectos peligrosa por corte automáticode la instalación, diferentes esquemas de conexión a tierra.Para obtener más información, ver los Cuadernos técnicos n.os 172, 173 y 178.Para las redes eléctricas de BT, existen tres tipos de esquemas de conexión a tierra(ECT) generalmente denominados regímenes de neutro. La corriente de defecto a tierra es:

b Peligrosa y análoga a un fallo de cortocircuito: ECT TN o IT 2.o defecto con una solapuesta a tierra de las masas.

b Peligrosa y está limitada por las impedancias de tierra: ECT TT o IT 2.o defecto conpuestas a tierra distintas.

b No peligrosas y muy débiles; están limitadas por la impedancia natural de fuga enECT IT en el primer defecto.La utilización de una protección diferencial sólo es necesaria de hecho en caso de quela corriente de defecto de aislamiento sea peligrosa y de bajo valor: por este motivoen ECT TT la protección diferencial es casi obligatoria y en los demás ECT sólo seemplea en caso de que las demás protecciones no sean eficaces.

Esquema TT

E89

608

En este tipo de esquema:

b El neutro de la fuente está conectado a una toma de tierra distinta de la de las masas.

b Todas las masas protegidas por un mismo dispositivo de corte deben conectarse auna misma toma de tierra.

Característicasb La corriente de los defectos de aislamiento es baja y está limitada por las resisten-cias de tierra (algunos amperios).

b Un defecto de aislamiento puede presentar un riesgo de electrocución: el esquemaTT obliga a realizar un corte inmediato.

b Las protecciones de sobreintensidades no pueden garantizar la protección contralos fallos de aislamiento (ya que la corriente de defecto es demasiado baja): es nece-sario utilizar un dispositivo diferencial, aparato destinado a la vigilancia de defectos deaislamiento.

Instalación de los dispositivos diferencialesUn dispositivo diferencial debe colocarse en el origen de la instalación:

bbbb Ajuste de los umbrales de los dispositivos diferenciales.La regla que debe respetarse obligatoriamente es I∆n y UL / R:v UL es la tensión de seguridad asignada para la instalación eléctrica.v R es el valor de la resistencia de la toma de tierra de las masas situadas aguas aba-jo del dispositivo diferencial.

Valor máximo de la toma de tierra en función de la corriente asignada del dispositivo diferencial

Esquema TT.

Corriente diferencial-residual máxima asignada del dispositivo diferencial (I∆n)

Valor máximo de la resistencia de la toma de tierra de las masas (ohmios)

Sensibilidad baja

20 A 2,510 A 55 A 103 A 17

Sensibilidad media

1 A 50500 mA 100300 mA 167100 mA 500

Sensibilidad alta

y 30 mA > 500Nota: Si la resistencia de tierra es > 500 Ω el dispositivo diferencial se ajusta en 30 mA.

L1L2L3N

PE


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexEsquemas de conexión a tierra (continuación)

bbbb Ajuste de las temporizaciones de los dispositivos diferenciales.

Tiempo de corte máximo del dispositivo de protección

ECT TT

Tensión simple U0 (V) Corriente CA Corriente CC

50 V < U0 i 120 V 0,3 s 5 s

120 V < U0 i 230 V 0,2 s 0,4 s230 V < U0 i 400 V 0,07 s 0,2 sU0 > 400 V 0,04 s 0,1 s

Con el fin de aplicar la selectividad entre los dispositivos diferenciales, se admite untiempo de funcionamiento al menos igual a 5 s en los circuitos de distribución.

Esquema TN

E89

609

En este tipo de esquema:

b El punto de neutro de BT de cada fuente está conectado directamente a tierra.

b Todas las masas de la instalación están conectadas a tierra (y por lo tanto al neutro)a través de un conductor de protección:v PE distinto del conductor de neutro; se trata del esquema TN-S.v O PEN común con el conductor de neutro; se trata del esquema TN-C.

Característicasb La corriente de fallo es muy importante y sólo está limitada por las impedancias delos cables (algunos amperios).

b Un fallo de aislamiento puede presentar un riesgo de electrocución: el esquema TNobliga a realizar un corte casi inmediato; un fallo de aislamiento es análogo a un cor-tocircuito monofásico fase-neutro. Las protecciones de sobreintensidades se puedenutilizar para garantizar la protección contra los defectos de aislamiento si respetan eltiempo de intervención que establece la norma.Los tiempos de respuesta obligatorios se indican en la siguiente tabla.

Utilización de dispositivos diferenciales (sólo en TN-S)Tiempo de corte máximo del dispositivo de protección

ECT TN

Tensión simple U0 (V) Corriente CA Corriente CC

E89

518

50 V < U0 i 120 V 0,8 s 5 s

120 V < U0 i 230 V 0,4 s 5 s

230 V < U0 i 400 V 0,2 s 0,4 s

U0 > 400 V 0,1 s 0,1 s

Si la impedancia de bucle es demasiado elevada (gran longitud de cable) o si la po-tencia de cortocircuito de la fuente es demasiado baja (caso de un funcionamiento enun grupo electrógeno GE), la utilización de un dispositivo diferencial de baja sensibi-lidad puede resultar útil.

bbbb Regulación de los umbrales de los dispositivos diferenciales:v Para grandes longitudes de cable: el valor de disparo que se debe tener en cuentaviene determinado por el valor de la corriente de cortocircuito homopolar: ésta puedeestimarse por defecto igual a I∆n y 0,8 U0 / Rf+ RPE.

Nota: No existen limitaciones de regulación, incluso si la impedancia de bucle es elevada (no suelesuperar la décima parte de un ohmio), de lo que se deriva una limitación de la corriente de regu-lación raras veces inferior a 1.000 A.Este principio de utilización de los dispositivos diferenciales es análogo al que impone el NEC, de-nominado Ground Fault Protection (ver la protección contra incendios) ya que se trata en realidadde controlar en un régimen TN-S la impedancia del bucle de defecto (ver la guía para expertosn.o 2 GFP).

v Para una protección en una alimentación por GE: el cálculo anterior es válido si lasalida en cuestión tiene baja potencia con respecto a la del GE, de lo contrario, seránecesario limitar el valor de regulación a I∆n y 3 IN.

bbbb Regulación de las temporizaciones de los dispositivos diferenciales.Los dispositivos diferenciales se deben disparar en tiempos que sean compatiblescon la tabla anterior.

Esquema TN-C.

L1L2L3NPE

L1L2L3PEN

Esquema TN-S.


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexEsquemas de conexión a tierra (continuación)

Esquema IT

E89

610 En este tipo de esquema:

b El neutro del transformador está:v Aislado de la tierra (neutro aislado), o bien.v Conectado a tierra a través de una impedancia elevada (neutro impedante).

b Las masas de la instalación están:v Todas interconectadas y conectadas a la misma toma de tierra.v Interconectadas por grupo y cada grupo de masa conectado a una misma tierra.

Característicasb El primer defecto de aislamiento no obliga normalmente a realizar ningún corte.Este defecto debe detectarse y señalarse y a continuación repararse para que no seproduzca un segundo defecto de aislamiento en otro conductor activo, para lo que senecesitaría entonces un disparo inmediato.

b ECT IT 2.o defecto de las tierras que no están interconectadas.Las disposiciones que deben tomarse son idénticas a las del esquema TT con una ovarias puestas a tierra.

b ECT IT 2.o defecto de tierras interconectadas.Las disposiciones que deben adoptarse son idénticas a las del esquema TN-S.

Utilización de los dispositivos diferencialesb ECT IT en el 1.er defecto. Si se instalan los dispositivos de sensibilidad media, la regulación de los dispositivosdiferenciales debe ser igual, al menos, al doble del valor de la corriente que circulacuando se produce un primer defecto.

Nota: Las corrientes del 1.er defecto pueden alcanzar 1 A según la dimensión de la red (ver el Cua-derno técnico N.o 178).

Esquema IT.

L1L2L3NPE


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de bienes: riesgo de incendio

Los dispositivos diferenciales son equipos eficaces que garantizan este tipo de pro-tección, ya que únicamente el nivel de la corriente de fuga permite controlar el riesgo.

Para los esquemas TT, IT y TN-S, el riesgo de incendio de origen eléctrico quedapaliado por la utilización de dispositivos diferenciales de 300 mA.

Análisis del riesgo

b De un estudio realizado por una compañía de seguros contra incendios en entornosindustriales y de oficinas en los años 80-90 en Alemania se desprende:v Que el coste era muy elevado: varias centenas de millones de euros.v Un crecimiento del 600% del importe de los siniestros bastante superior al del PNB(en 20 años > 2 veces el PNB).La percepción del riesgo de incendio es una necesidad no sólo en el plano de la se-guridad sino también en el económico.

E89

655

Origen de los incendios en los edificios.

El análisis de los fenómenos ha demostrado que el riesgo de incendio de origen eléc-trico (que es del orden del 40% de las causas de los siniestros) es una causa impor-tante.

b Del análisis se derivan 2 causas principales:v La 1.a causa importante se debe a creaciones y recorridos de arcos eléctricos enpresencia de humedad. Estos arcos sólo pueden desarrollarse con bucles de defectosimpedantes (> 0,6 Ω) y aparecen únicamente con defectos de aislamiento o con co-rrientes parásitas. Es suficiente poca energía para activar este fenómeno (algunosjulios), es decir, una corriente de defecto de aislamiento o una corriente parásitau 300 mA presentan un riesgo real de incendio.

E89

660

E89

659

Algunos ensayos han demostrado que puede desarrollarse una corriente de fuga de aislamiento de bajo valor (algunos mA) y, a partir de una corriente de 300 mA, generar en un entorno de polvo húmedo una salida de incendio.

v La 2.a causa está relacionada con los calentamientos no controlados generados porprotecciones de canalizaciones mal ajustadas o impedancias de bucle de defecto malevaluadas (principalmente debidas a la obsolescencia y falta de mantenimiento de lainstalación). Las protecciones térmicas que no desempeñan correctamente su funcióny los calentamientos excesivos debidos a las sobreintensidades o a los cortocircuitosse producen en la instalación y conllevan un incendio.

Fuego 37% Rayos 7% Explosión 1%

Accidentes 7%Cigarrillos 6%

Otros 7%Electricidad 41%

Id < 300 mAPolvohúmedo

Salida deincendios

Aislante Conductor

Pequeñadescarga

Masametálica

Polvohúmedo

Id < 300 mA


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexProtección de bienes: riesgo de incendio (continuación)

Normas de instalación

b La norma de instalación CEI 60364-3 define las diferentes categorías de edificios.Concretamente, en su apartado 322.5, las caracteriza con respecto a los riesgos, esdecir:v BE2: riesgo de incendio.v BE3: riesgo de explosión.Precisa las exigencias particulares que deben aplicarse, bien para esta categoría deedificios, o bien:v En el apartado 422.3.10 de la norma CEI 60364-4-42, la utilización de dispositivosdiferenciales con umbral regulado a 500 mA: está en curso una evolución hacia el va-lor de 300 mA.v En el apartado 422.3.13 de la norma CEI 60364-4-42, prohibición de instalación delesquema TN-C.De forma general, recomienda la utilización de los dispositivos diferenciales para to-dos los tipos de instalación de BT, como los dispositivos de prevención de riesgos deincendio.

b El National Electrical Code (NEC) (norma de instalación en EE.UU.) obliga a utilizarGFP. El esquema TN-S según NEC no permite controlar la impedancia de bucle dedefecto de aislamiento (es el caso típico de la segunda causa de defecto que conllevadisparos de incendio). Con este equipo GFP se pretende obtener un disparo rápidoantes de que el defecto genere una corriente importante y destructiva. Los ajustes delos umbrales abarcan desde algunos centenares de amperios hasta 1.200 amperios.

Nota: La protección GFP, para valores de umbrales de hasta 250 A, puede realizarse medianteun dispositivo diferencial de tipo Vigirex.

E89

658

Bucle de defecto mal controlado en un esquema NEC.

Tornillo mal apretadocalentamiento

inicio de incendio

N


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexPerturbaciones de las redes

Corriente de fuga a tierra

Capacidad de fuga de los cablesLas capacidades parásitas de los cables originan una corriente de fuga permanentedenominada “corriente de fuga natural”; una parte de la corriente de las capacida-des no vuelve a la fuente en los conductores activos.

E89

505

Corriente de fuga permanente por las capacidades parásitas de los conductores (línea discontinua).

Esta corriente de fuga se “reparte” por toda la instalación.El orden de magnitud de la capacidad entre un cable y la tierra es de 150 pF/m.En los equipos trifásicos, las asimetrías entre fases acentúan los fenómenos.

Capacidad de fuga de los receptoresLas cargas no lineales, principalmente las que conllevan rectificadores estáticos, ge-neran corrientes armónicas de BF y AF. Para limitar la contaminación EM (y respetarlos niveles de entorno EM de las normas CEI 61000), estos equipos cuentan con fil-tros RFI que están directamente conectados a tierra.Estos filtros aumentan la corriente permanente de fuga a tierra. La corriente de fuga se denomina “corriente de fuga intencional”.

Nota: Este fenómeno aumenta con la presencia de tensiones armónicas de BF, que acentúan lacirculación de las corrientes de modo común.

E89

508

Capacidades entre conductores activos y tierra.

Los condensadores situados en la entrada de equipos electrónicos tienen una capa-cidad del orden de 10 a 100 nF.

Nota: En IT, deben tomarse precauciones adicionales relativas a la colocación de los filtros RFI.

Capacidades de fuga / orden de magnitud

Dispositivo Capacidad de modo diferencial

Capacidad de modo común

Cable estándar (sin blindar) 20 pF/m 150 pF/m

Cable blindado 30 pF/m 200 pF/mConvertidor de frecuencia Aprox. 100 µF (con

rectificador)De 10 a 100 nF

PC, impresora, caja registradora Aprox. 10 µF (con rectificador) 10 nF

Luminaria fluorescente 1 µF /10 W (capacidad de compensación)

1 nF (balasto electrónico)

L1

N

Equipo


1


Protección con dispositivos diferenciales VigirexPerturbaciones de las redes (continuación)

E89

507

El entorno y las cargas de una red eléctrica de BT generan 3 tipos principalesde perturbaciones que influyen en las corrientes de fuga a tierra de las redes:

bbbb Perturbaciones de tipo sobretensión.Rayos, sobretensión de maniobra.

E89

506

Ejemplo de perturbación de modo común.

Niveles de sobretensión / orden de magnitudTipo Amplitud (Un)

o kVDuración Frecuencia

o tiempo de subidaDefecto de aislamiento y 1,7 30 - 1000 ms 50 Hz

Maniobra 2 - 4 1 - 100 ms 1 - 200 kHz

Rayo de 2 a 8 kV (1) 1 - 100 µs 1 µs

Descarga electrostática

8 kV 1-10 µs 25 ns

(1) Según la posición en la instalación.

Éstas, a través de las capacidades de fuga naturales de la red, conllevan corrientesde fuga transitorias más o menos importantes.

E92

124

bbbb Corrientes armónicas.Las corrientes de BF y AF pueden ser significativas (ver el diagrama contiguo “varia-dor de frecuencia”). Estas corrientes armónicas deben considerarse para evaluar lacorriente de fuga a tierra natural y/o intencional y aplicar un ajuste del umbral de losdispositivos diferenciales que no provoque funcionamientos defectuosos.

bbbb Forma de onda de las corrientes de defecto.Además de los problemas de las corrientes de fuga a tierra, en caso de defecto deaislamiento, pueden crearse corrientes de defecto con componente continua. El dis-positivo diferencial no debe verse “perturbado” ni afectado por este tipo de defecto.

E92

112

Incidencia en la instalación de los dispositivos diferenciales

Estos fenómenos tienen como consecuencia la creación de corrientes de fuga a tierraimportantes (transitorias o permanentes). El dispositivo diferencial no debe disparar por estas corrientes de fuga cuandono sean peligrosas.Es necesario configurar la regulación de la protección de las personas en caso de con-tacto indirecto en función de la corriente de fuga presunta.

Ir1

A

0

2

4

6

-2

-4

-6

t(s)0,02 0,040

10

L1

L2

L3

N

I modocomún

ReceptorSobretensión

Amplitud

Rango de armónicos

100

%

80

60

40

20

01 3 5 7 9 11 13

Corriente diferencial residual al manejar un interruptor.

Espectro de armónicos de corriente.


1


Producto VigirexPrincipio de los dispositivos diferenciales

Los Vigirex están principalmente destinados a proteger los bienes y las personas enentornos industriales, terciarios o similares.Los dispositivos diferenciales de las gamas Vigirex utilizan el principio:

b De un relé electrónico alimentado por una fuente auxiliar.

b De una medida por un toroidal separado.En ausencia de defecto de aislamiento, la suma algebraica de las corrientes en losconductores activos es nula.En caso de defecto de aislamiento, esta suma ya no es nula y la corriente de defectoinduce en el toroidal un campo magnético que genera una corriente en el secundario.Esta corriente se controla a través de un circuito de medida y, si supera un umbral fi-jado durante un intervalo de tiempo superior a la temporización intencional estableci-da, se transmite una orden de apertura al elemento de corte de la corriente.Cumplen la norma CEI 60947-2. Dichas normas definen las diferentes características y los tests de conformidad quese deben realizar para estos productos.

E90

125

Principio de los dispositivos diferenciales.

Clases de sensibilidad de los dispositivos diferenciales

La puesta en servicio de un relé electrónico permite contar con una amplia gama deregulación de sensibilidades y temporizaciones.Las normas de instalación caracterizan la sensibilidad necesaria para los dispositivosdiferenciales en función de la necesidad de protección que se va a garantizar.

Sensibilidad en función de las distintas necesidades

Sensibilidad alta Sensibilidad media Sensibilidad baja30 mA de 100 mA a 3 A >10 A

Corriente de funcionamiento/no funcionamiento de un dispositivo diferencial

Las normas indican los valores preferentes de la corriente de regulación.Corriente de funcionamiento I∆n en A:0,006 - 0,01 - 0,03 - 0,1 - 0,3 - 0,5 - 1 - 3 - 10 - 30.Para tener en cuenta las tolerancias (temperaturas, dispersión de los componentes…),las normas indican que un dispositivo diferencial ajustado a un valor I∆n debe tener:v Un no funcionamiento para toda corriente de defecto y I∆n/2.v Un funcionamiento para toda corriente de defecto u I∆n.

E90

211

Las tecnologías utilizadas en los Vigirex garantizan un no funcionamiento seguro para0,8 I∆n.La norma CEI 60947-2 deja al fabricante la libertad de indicar el nivel de no funciona-miento, si es distinto de la regla general.

Fuenteauxiliar

Relé diferencialMedida

Detección

DisparoL1 L2 L3 N

FuncionamientoNo funcionamiento

I∆n2

I∆n0,8 I∆n

Diferencialestándar

IdefectoVigirex


1


Producto VigirexPrincipio de los dispositivos diferenciales (continuación)

Medida de las corrientes diferenciales

Las limitaciones principales de los dispositivos diferenciales de tipo industrial proce-den de la calidad de la medida:

b La medida de las corrientes de defecto en presencia de cargas lineales no presen-tan dificultades:v La corriente de defecto es de 50/60 Hz.v Las corrientes de fuga suelen ser bajas.

b Por el contrario, la medida de las corrientes de defecto en presencia de cargas nolineales debe realizarse con dispositivos diferenciales que presenten característicasque permitan:v Distinguir la corriente de defecto de las corrientes de fuga.v No verse afectado por los componentes continuos.


1


Producto VigirexMedida de las corrientes diferenciales

Caracterización de los toroidales

Los toroidales de las gamas Vigirex permiten al relé electrónico medir las diferentescorrientes homopolares que circulan en la salida que se va a controlar. Están caracterizados por:b La medida de las corrientes.

b La resistencia a las sobretensiones.

b La resistencia a las corrientes de cortocircuito.

Medida de las corrientes homopolaresbbbb Dinámica de medida.La realización de esta dinámica de medida requiere un circuito magnético particularpara medir corrientes muy bajas y adaptar correctamente la impedancia (a fin de evitarsu saturación) para medir las corrientes más fuertes.Para ello, es preciso establecer la relación correcta entre:v Un material de permeabilidad magnética µr elevada y los fenómenos de saturación.v Una sección de toroidal importante y unas dimensiones aceptables.v Un número de espiras n elevado y:– Una resistencia suficientemente baja.– Una amplitud de señales suficiente (ganancia 1/n).

bbbb Límites de medidas.Cuando una corriente trifásica pasa por el toroidal de medida cuando no hay ningúndefecto de aislamiento (la suma de las corrientes es nula) se crea (debido a los flujosde fuga generados por las tolerancias de fabricación) una corriente secundaria equi-valente a una “falsa” corriente homopolar de defecto. Es necesario caracterizar estefenómeno indicando la corriente nominal de empleo para una corriente homopolar defuga determinada.

Nota: Es indispensable respetar rigurosamente las reglas de instalación de los cables a través deltoroidal. Añadir un manguito “regulador” del campo magnético permite aumentar ligeramente la co-rriente nominal de empleo.

E90

116

Medida de las corrientes con perturbacionesLa captura de ondas de corriente compuestas de armónicos de baja frecuencia noplantea ningún problema para los toroidales. El objetivo principal es garantizar la medida de la corriente con componentes conti-nuos: éstos pueden saturar el circuito magnético y, como consecuencia de ello, redu-cir la sensibilidad de la medida; en tal caso, una corriente de defecto peligrosa correel riesgo de no tenerse en cuenta. Para ello y con el fin de que el toroidal emita unaseñal de salida correcta, es preciso utilizar un material magnético que no presente unacurva de saturación horizontal, es decir, un material de ciclo en pendiente con bajainducción remanente Br.

Esto garantiza una medida de clase A.

Ciclo de histéresis del toroidal.

B

Br

0

10

20

30

t

Ih

Ih

Id

Id

H


1


Producto VigirexMedida de las corrientes diferenciales (continuación)

Resistencia a los cortocircuitos

El dispositivo diferencial debe dimensionarse para niveles de corriente de cortocircui-to en relación con la protección que controla, en el punto de la instalación en el quese encuentra. La norma CEI 60947-2 exige declarar las diferentes corrientes de cortocircuito que de-berá soportar el dispositivo diferencial con el fin de garantizar un funcionamiento co-rrecto y sin degradar la asociación.

b Icc: corriente de cortocircuito asignada.

b Icw: corriente de cortocircuito asignada de corta duración.

b I∆c: corriente de cortocircuito de defecto a tierra.

Nota: Las características solicitadas se exigen para la asociación dispositivo diferencial-interrup-tor automático. En el caso de una asociación interruptor-dispositivo diferencial, es necesario rea-lizar un estudio más detallado si las corrientes de defecto que se van a cortar son superiores a 6 In(In es el dimensionamiento del interruptor).Para la gama Vigirex, Schneider Electric garantiza valores prácticos y homogéneos con las carac-terísticas de los circuitos controlados y los interruptores automáticos que los protegen.

Vigirex con toroidales TA30, PA50, IA80, MA120 asociado a un interruptor automático de la marca Schneider Electric, de calibre yyyy 630 A

Vigirex con toroidales SA200 y GA300 asociado a un interruptor automático Compact NS630b de 3.200 A, Masterpact NT o NW hasta 6.300 A

Icw 50 kA/1 s 100 kA/0,5 sIcc 150 kA 100 kAI∆c 85 kA/0,5 s 85 kA/0,5 s

Por consiguiente, la asociación de un Vigirex y un interruptor automático Compact NSo Masterpact está perfectamente coordinada y garantizada independientemente delECT elegido (en concreto en TN-S).

Resistencia a las sobretensiones

Los Vigirex se han ensayado para resistir a las sobretensiones, según las disposi-ciones de la norma CEI 60947-1, anexo H (que recoge las de la norma CEI 60664-1,“coordinación del aislamiento”).

b Nivel de resistencia a los choques de tensión.La tensión de la red y la posición de la aparamenta en la red eléctrica determinan losniveles de sobretensión a los que puede estar sometida la aparamenta eléctrica (tablaH1 de la norma CEI 60947-1).Un dispositivo diferencial Vigirex (relé + toroidal) puede estar situado en la cabecerade la instalación. Por este motivo, Schneider Electric garantiza la resistencia a las so-bretensiones de los toroidales para los esfuerzos máximos de una red de BT con ten-sión nominal máxima admisible (1.000 V).

Tensión nominalde la instalación Utilizaciones

E92

270

En el origen de la instalación de BT

En los circuitos de distribución

En los receptores

230/400 V 6 kV 4 kV 2,5 kV400/690 V 8 kV 6 kV 4 kV…/1.000 V 12 kV 8 kV 6 kVCategoría IV III II

b Instalación en Vigirex.Se especifican las siguientes características:

Toroidales Alimentación (para Us > 48 V)

Contactos desalida relé

Tensión de referencia 1.000 V 525 V 400 V

Categoría IV IV IVUimp 12 kV 8 kV 6 kV

M


1



Caracterización de los relés de medida: inmunidad a las corrientes de fuga natural

Vigirex aplica 4 principios:

b Para controlar la medida de las corrientes de fuga sin disparos intempestivos.

b Y para garantizar la protección de las personas mediante un disparo inmediato porfallo peligroso.

Filtrado de las frecuencias de armónicosb Corriente de fuga no peligrosa:v Los convertidores de frecuencia provocan las corrientes de fuga más específicaspor analizar. La forma de tensión generada por el convertidor de frecuencia y en con-creto la presencia de frentes de tensión creados por la conmutación de los IGBT estáen el origen de las corrientes de fuga de alta frecuencia que circulan por los cables dealimentación.

E90

127

Circulación de las corrientes de fuga en un convertidor de frecuencia.

Estas corrientes pueden alcanzar varias decenas o centenas de miliamperios en valoreficaz.

b Defecto peligroso.La norma CEI 60479 ha traducido la sensibilidad del cuerpo humano en función de lafrecuencia. Por consiguiente, la interpretación de la tabla demuestra que:v La protección de las personas frente a las frecuencias industriales de 50/60 Hz esel caso más crítico.v La utilización de filtros que respondan a esta curva de “reducción de la sensibilidad”es perfectamente segura.La siguiente figura muestra la instalación de los filtros en los Vigirex para reducir losefectos de las corrientes de armónicos y los malos funcionamientos en corrientes tran-sitorias.

E90

115

Factor de frecuencia del umbral de fibrilación (CEI 60479-2).

Envolventes de las corrientes de fuga naturales aguas abajo de un rectificador.

Envolvente

M

Cr Cy Cc Cs Cm

I∆n

15×30 mA

5×30 mA

1×30 mA

50/60 Hz 1.000 Hz 10 kHz

CurvaVigirex


1



Medida rms

Los Vigirex efectúan la medida rms de las corrientes homopolares, lo que permite:

b Medir de forma precisa las corrientes de armónicos y evitar disparos intempestivosdebidos a corrientes (no peligrosas) con un factor de cresta importante.

b Calibrar correctamente la energía de estas corrientes de defecto, ya que, para unriesgo de incendio o para garantizar la protección de los bienes, es la energía de lacorriente de defecto la que debe tenerse en cuenta.

Curva I∆n / tiempo de los relés no temporizados

E90

128

Para la protección de las personas se necesitan relés no temporizados. Éstos debencumplir las normas para garantizar la seguridad. La norma CEI 60947-2 proporciona los valores preferentes de la corriente de regula-ción.Establece los tiempos de intervención máximos que se deben respetar en función delnivel de la corriente diferencial de defecto:Tabla B1 de la norma CEI 60947-2.

If = I∆n 2 I∆n 5 I∆n 10 I∆n

Tps 0,3 s 0,15 s 0,04 s 0,04 s

Leyenda:Tps: tiempo total de interrupción de la corriente (incluido el tiempo de apertura del elemento aso-ciado).If: corriente de fuga.I∆n: ajuste del umbral del relé de protección.

Vigirex utiliza este tipo de curva de respuesta para controlar las falsas corrientes dedefecto relativas a la activación de cargas (puesta en tensión del transformador,arranque de motor).Curva de respuesta de un dispositivo diferencial

normalizada de la tabla.

Curvas de corriente de fuga, en la activación de una carga con capacidad de fuga.

Schneider Electric garantiza todos estos tiempos de intervención para asociarlos Vigirex con sus interruptores automáticos de calibre y 630 A. Concretamen-te, en el caso del ajuste al umbral 30 mA.

Garantía de no funcionamiento hasta 0,8 I∆n

Esta medida, instalada en los relés Vigirex, permite aumentar ligeramente (de 0,5 I∆na 0,8 I∆n) la inmunidad de los relés a las corrientes de fuga (naturales o intencionales)permanentes.

1

0,3

0,15

0,1

0,04

0,01

1 2 5 10 I∆n

t(s)


1



Caracterización de los relés de medida: medida de las corrientes con perturbaciones con componentes continuos

En caso de defecto de aislamiento aguas abajo de un rectificador, se establece unacorriente con la presencia de un componente continuo. A pesar de dicho componente, los dispositivos de protección deben permanecer ope-rativos.

E90

126

Defecto en el circuito de CC de un variador.

Clasificación en función de la corriente diferencial que se va a controlarLas normas definen 3 clases de protecciones diferenciales según la corriente que seva a analizar: b Clase AC: para las corrientes alternas sinusoidales.

b Clase A: para las corrientes alternas con componente continuo. Estos aparatos sonadecuados para detectar corrientes monofásicas rectificadas.

b Clase B: para las corrientes continuas. Estos aparatos son adecuados para todotipo de corriente y son necesarios en concreto para las corrientes trifásicas rectificadas.

E90

114

Forma de onda de las corrientes de test de los dispositivos diferenciales de tipo A.

Idefecto

M

90°

135°

y

y

y


1



Elección de los dispositivos diferenciales de tipo industrial

Schneider Electric ha realizado varios ensayos de caracterización de las necesida-des. El análisis completo de los fenómenos figura en el Cuaderno técnico n.o 204.La tabla siguiente (copia del capítulo 6 del CT 204) presenta la síntesis: indica el tipode dispositivo diferencial que se debe utilizar en función de los ECT, del equipo quese va a controlar y de las protecciones que se van a realizar.

Tabla resumen

Tipo de circuito Aplicación EsquemaTipo de dispositivo diferencial adaptado

Rectificador monofásico de diodos – Convertidores de frecuencia, variadores de velocidad– Alimentaciones para circuitos de corriente continua E

9211

4

A

Rectificador monofásico de tiristores – Variadores de velocidad– Cargadores de batería

E92

115

A

Graduador – Variador de luz– Regulador de calentamiento

E92

116

AC

Convertidor AC-AC de alimentación monofásica

– Variador de velocidad

E92

117

A

Convertidor AC-AC de alimentación trifásica

– Variador de velocidad– Equipo de soldadura

E92

118

BA (en ausencia de riesgo de defecto en el bucle de CC)

Protección Contra contactos indirectos Contra contactos directosAlimentación Trifásica Monofásica Trifásica MonofásicaCaracterísticas de los equipos y de instalación

Sin doble aislamiento del circuito de CC

Con doble aislamiento del circuito de CC

Si fuera necesaria una medida de protección adicional, en caso de fallar las demás medidas contra los contactos o en caso de imprudencia de los usuarios (ver las normas de instalación)

ECT: TT o IT con masas no interconectadas

Tipo B, baja sensibilidad (u 300 mA)

Tipo A, baja sensibilidad (u 300 mA)

Tipo A, baja sensibilidad (u 300 mA)

Tipo A (30 mA) o tipo B(30 mA) si se puede acceder a la resistencia de frenado

Tipo A30 mA

ECT: TN-S Tipo A, baja sensibilidad (u 300 mA) (1)ECT: IT

(1) El defecto de aislamiento es similar a un cortocircuito. El disparo debe normalmente estar garantizado por la protección contra los cortocircuitos, pero se recomienda utilizar un dispositivo diferencial en caso de riesgo de no disparo de las protecciones de máxima corriente.


1



Caracterización del conjunto de relés y toroidales: integridad de la medida

E92

001

La integridad de la medida se basa en la capacidad de los dispositivos diferencialespara soportar las diferentes perturbaciones de las redes. La norma genérica de inmu-nidad CEM CEI 61000-6-2 define el nivel mínimo de inmunidad. Las normas de ensayos de la serie CEI 61000 definen los diferentes niveles de exi-gencias. La norma CEI 60947-2 determina el nivel necesario para los dispositivos di-ferenciales de toroidal separado. Schneider ha establecido para los dispositivos diferenciales Vigirex sus propios nive-les de exigencias, análogas o superiores a los definidos en la norma del producto. La siguiente tabla indica los diferentes ensayos que se deben realizar:

Cableado de un Vigirex de seguridad óptima.

Descripción de los fenómenos Normas de ensayosEnsayos normalizadosCEI 60947-2

Ensayos Vigirex

Títulos ReferenciasLas descargas, unidas a la acumulación de electricidad estática, pueden conllevar mal funcionamiento y deterioros

Ensayo de inmunidad a las descargas electrostáticas

CEI 61000-4-2 8 kV al contacto8 kV en el aire

8 kV al contacto15 kV en el aire

Los campos EM irradiados (radioteléfonos, emisores...) pueden perturbar el funcionamiento de los aparatos

Ensayo de inmunidad campos EM irradiados (radiofrecuencia)

CEI 61000-4-3 10 V/mde 80 a 1.000 MHzmodulado a 1 kHz

12 V/mde 80 a 1.000 MHzmodulado a 1 kHz

Las maniobras de aparamenta de BT (contactores, rebote de contactos, cortes de carga inductiva…) pueden conllevar fallos y deterioros

Ensayo de inmunidad a los transitorios eléctricos en ráfagas

CEI 61000-4-4 4 kV en alimentación2 kV en E/S onda a 5 kHz en ráfagas de 15 ms de duración cada 300 ms

4 kV en alimentación2 kV en E/S onda a 5 kHz en ráfagas de 15 ms de duración cada 300 ms

Las sobretensiones de origen atmosférico y las maniobras de aparamenta de MT pueden conllevar mal funcionamiento y deterioros

Ensayo de inmunidad a las ondas de choque energéticas

CEI 61000-4-5 – En alimentación > 100 V CA4 kV entre línea y tierra4 kV entre línea– En alimentación < 100 V CA2 kV entre línea y tierra1 kV entre líneas– En alimentación de CC0,5 kV entre línea y tierra0,5 kV entre líneas– En entrada/salida (E/S)2 kV entre línea y tierra1 kV entre líneasonda 1,2/50 µs circuito abierto8/20 µs cortocircuito

– En alimentación > 100 V CA4 kV entre línea y tierra4 kV entre línea– En alimentación < 100 V CA (1)4 kV entre línea y tierra4 kV entre líneas– En alimentación de CC2 kV entre línea y tierra1 kV entre líneas– En entrada/salida (E/S)2 kV entre línea y tierra1 kV entre líneasonda 1,2/50 µs circuito abierto8/20 µs cortocircuito

Los campos EM (radioteléfonos, emisores…) pueden inducir corrientes de AF que pueden conllevar fallos en los aparatos

Ensayo de inmunidad a las perturbaciones conducidas por los campos EM (radiofrecuencia)

CEI 61000-4-6 10 Vde 150 kHz a 80 MHzmodulado a 1 kHz

10 Vde 150 kHz a 80 MHzmodulado a 1 kHz

Los fallos de la red de alimentación pueden conllevar mal funcionamiento

Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión

CEI 61000-4-11 Ensayos específicos para los dispositivos diferenciales

–

(1) V CA < 48 V, el relé Vigirex no tiene transformador en la alimentación.

RH10M, RH21Mo RH99M

A1 A2T1 T2

25 26 27 11 14 32 31 34

MN

T1

T2

Q1

Q2

Q3

N 1 2 3


1



Resistencia a los huecos de tensión

La norma CEI 60947-2 define criterios precisos de resistencia a los “huecos de ten-sión” para los dispositivos diferenciales que “dependen” de la tensión de alimentación.Con el fin de garantizar la seguridad, incluso si desaparece esta fuente auxiliar, se re-quiere un correcto funcionamiento del dispositivo diferencial hasta el 70% de la ten-sión asignada de la fuente auxiliar.Los Vigirex cumplen esta norma.

b Funcionamiento en caso de degradación de la tensión. Se ofrecen de serie funcio-nes adicionales para garantizar mejor la seguridad de la protección:v Seguridad positiva posible: por el cableado del relé.v Piloto de tensión que permite visualizar localmente una falta de tensión.


1


Producto VigirexPuesta en servicio

Continuidad de servicio: selectividad de los dispositivos diferenciales

La selectividad de las protecciones diferenciales se realiza empleando dispositivos di-ferenciales temporizados.

Características normativas de los dispositivos diferenciales temporizadosSe definen 2 categorías de dispositivos diferenciales temporizados:

b Dispositivos diferenciales de temporización y 0,06 s. Estos dispositivos diferenciales son principalmente de temporización única y no ajus-table. Están destinados a garantizar de serie la selectividad con dispositivos diferen-ciales no temporizados. Las normas exigen las siguientes características:v Tiempo de no funcionamiento. Definición de la temporización a 2 I∆n; debe ser como máximo de 0,06 s.v Tiempo de funcionamiento (relé solo).Deben estar indicados por el fabricante.v Tiempos combinados (relé asociado a un elemento de corte).El fabricante debe indicar el elemento de corte asociado y garantizar los tiempos com-binados máximos conforme a la siguiente tabla:

If = I∆n 2 I∆n 5 I∆n 10 I∆n

Tps 0,5 s 0,2 s 0,15 s 0,15 sLeyenda:Tps: tiempo total de interrupción de la corriente.If: corriente de fuga.I∆n: ajuste del umbral del relé de protección.

Nota: En caso de ajuste del umbral en el valor < 30 mA, el relé debe funcionar instantáneamente.

E92

000

Los Vigirex en el escalón I están conformes con este tipo de dispositivos diferencialestemporizados.

bbbb Dispositivos diferenciales de temporización > 0,06 s.Son principalmente los dispositivos diferenciales temporizados de tipo industrial quepermiten instalar la selectividad en varios niveles:v Tiempo de no funcionamiento preferente (en s).La norma propone los siguientes valores de temporización:0,1 - 0,2 - 0,3 - 0,4 - 0,5 - 1.El tiempo de funcionamiento debe estar indicado en el relé y garantizado por el fabri-cante.v Tiempo de funcionamiento (relé solo).Están indicados y garantizados por el fabricante. v Tiempos combinados (relé asociado a un elemento de corte).Pueden estar indicados por el fabricante.

Dispositivos diferenciales VigirexLos relés Vigirex ofrecen amplias posibilidades de temporización y responden a losensayos a los que obliga la norma CEI 60947-2.

b Tiempos de no funcionamiento mínimos: se indican por la posición del conmu-tador de ajuste de la temporización de la parte frontal del relé como se muestra en lafigura contigua.

b Tiempos de funcionamiento/tiempos combinados: se indican en las tablas decaracterísticas. Para la posición I (= 0,06 s) y las demás posiciones de temporización,Schneider Electric garantiza los tiempos combinados de los relés Vigirex asociados alos órganos de corte (interruptores, interruptores automáticos) de la marca SchneiderElectric.

Puesta en servicio de la selectividadLa selectividad entre un dispositivo diferencial aguas arriba y los dispositivos diferen-ciales situados aguas abajo debe ser obligatoriamente de tipo amperimétrico y cro-nométrico.Se obtiene mediante el escalonamiento:

b De los valores de ajuste de las sensibilidades.

b De los valores de los tiempos combinados.Las normas de selectividad generales siguientes garantizan el escalonamiento co-rrecto de las regulaciones:

b En corriente, el ajuste de la sensibilidad del aparato aguas arriba debe ser el doblede la del aparato aguas abajo (según la normativa de corrientes de funcionamiento/no funcionamiento).

Reset

Test

on

fault

Test no trip

0.5

0.3

0.1

0.03

3

5

10

30

1 0.31

0.15

0.06

0

0.25 0.5

0.8

1

4.5

I∆n (A) ∆t (s)

VigirexRH99M

220 / 240 VAC50 / 60 / 400 Hz

A1 A2Déconnecter A1-A2avant test diélectrique

Disconnect A1-A2before dielectric test


1


Producto VigirexPuesta en servicio (continuación)

E92

325

Curvas de tiempo/corriente Vigirex.

b En tiempo, el tiempo de no funcionamiento (temporización) del aparatoaguas arriba debe ser superior al tiempo combinado (el tiempo total de corteincluye el retraso intencionado del dispositivo diferencial y el tiempo de inter-vención del aparato de corte).A continuación se resumen estas dos condiciones:Umbral I∆n aguas arriba u 2 × umbral I∆n aguas abajo.Tiempo de no funcionamiento ∆T aguas arriba u tiempo combinado ∆T aguasabajo.Por ello es interesante utilizar dispositivos diferenciales que respeten los valo-res preferentes normalizados.

Nota: El dispositivo diferencial no limita la corriente de defecto, por lo que no es posibleexplotar una selectividad amperimétrica únicamente.

Las curvas de Tiempo/Corriente ofrecen valores de corriente de disparo de losVigirex en función de sus características normalizadas: la superposición de lascurvas ofrece directamente los valores de ajuste de las protecciones para ga-rantizar la selectividad total.Los Vigirex asociados a los dispositivos de corte (interruptores, interruptoresautomáticos) de las marcas Merlin Gerin y Telemecanique cuentan con ajustesde umbrales y temporizaciones sucesivos que mejoran las normas de selecti-vidad mencionadas anteriormente.

Normas de selectividad Vigirex

Dispositivo(Dispositivo diferencial + dispositivo de corte Schneider Electric)

Regulación

Aguas arriba Aguas abajo Proporción I∆n

Temporización

Vigirex Dispositivo diferencial Schneider

1,5 1 escalón de diferencia salvo (1)

Dispositivo diferencial Schneider

Vigirex 2 1 escalón de diferencia salvo (1)

(1) Tomar 2 escalones de diferencia para 0,25 s (es decir, las posiciones 0,25 s y 0,5 s).

Schneider Electric garantiza la correcta coordinación de un Vigirexasociado a un interruptor automático Compact NS con todos los demásdispositivos diferenciales desde el momento en el que se cumplen lascondiciones de ajuste generales o propias de los relés Vigirex.

Ejemplo:Un relé Vigirex RHU ajustado a I∆n = 100 mA / ∆T = 1 s y asociado a unCompact NS630 es totalmente selectivo con un Vigirex RH99 ajustado aI∆n = 30 mA / ∆T = 0,8 s y asociado a un Compact NS250.

Ajustes de los dispositivos diferenciales según los ECTDisparo/inmunidad de los dispositivos diferenciales según las cargas y ECT

ECT TT TN-S TN-C IT (1.er fallo) IT (2.o fallo)I defecto Débil Elevado Elevado Muy débil –Valor típico Algunos A Algunos kA Algunos kA Inferior a 1 A –Protección de las personas

Dispositivo diferencial Interruptor automático Interruptor automático 1.er defecto no necesario IT cambia a esquema de tipo TT o TN

Protección de las personas adicional

– Dispositivo diferencial – – Igual que TN

Umbral y UL/R De 3 a 250 A – Si dispositivo diferencial > 2 veces la corriente de fuga del 1.er defecto

Igual que TT o TN

Temporización < 1 s < 0,4 s según U0 – – Igual que TT o TNProtección contra incendios

Dispositivo diferencial Dispositivo diferencial – Dispositivo diferencial Dispositivo diferencial

Umbral 300 mA 300 mA – 300 mA 300 mATemporización – – – – –

∆t(s)10

0,1

1

0,0110 2 3 4 5 6 7 8 9 10 (I/I∆n)

∆t = 4,5 s

∆t = 2 s

∆t = 1 s∆t = 0,8 s

∆t = 0,5 s

∆t = 0,31 s

∆t = 0,25 s

∆t = 0,15 s

∆t = 0,06 s


1



Protecciones particularesLos Vigirex se pueden adaptar fácilmente para realizar protecciones específicas delos receptores por:

b La gran gama de regulación de los umbrales y las temporizaciones.

b La instalación de una medida separada.

b No estar integrados en la función de corte del circuito.

Complementos de la protección de las personas por dispositivosdiferencialesECT TT de puesta a tierra múltipleDebe colocarse un dispositivo diferencial en cabeza de cada parte de la red cuyas ma-sas de utilización estén conectadas a tomas separadas: en efecto, pueden producirsecirculaciones de corriente peligrosas sin provocar el disparo del dispositivo diferencialsituado en la cabeza de la instalación.

Ajuste del dispositivo diferencial de cabecera (eventual)La instalación de un dispositivo diferencial en cabecera es obligatoria si la parte de lainstalación aguas arriba no tiene aislamiento de clase 2.Debe considerarse un defecto aguas abajo del dispositivo diferencial de cabecera enel caso más crítico: debe considerarse el valor máximo Rmax de las tomas de tierra.La regla que debe respetarse obligatoriamente es I∆n y UL/Rmáx.Los dispositivos diferenciales situados aguas abajo en cabecera de cada grupo demasas deben ajustarse según la resistencia de tierra del grupo protegido. El ajustetambién debe tener en cuenta la selectividad con los dispositivos diferenciales situa-dos aguas arriba.

E89

657

Puesta a tierra múltiple y circulación de corriente.

ECT IT 2.o defecto de protección del neutroEl conductor neutro puede protegerse mediante un dispositivo diferencial en sustitu-ción de un relé en el polo neutro (utilización de un interruptor automático 4P 3D); si laregulación I∆n del dispositivo diferencial es como máximo igual a 0,15 veces la co-rriente admisible en el conductor neutro, la acción del dispositivo diferencial corta to-dos los conductores activos incluido el neutro.

E92

119

L1

L2

L3

N

Vigirex 1

RU1

ULI∆n1 i

RU1

ULI∆n2 iRU2

ULI∆n3 i

Vigirex 2 Vigirex 3

RU1

Id

– Id

RU2

RU1 > RU2Rn

L1

L2

L3

N

L1 L2 L3N

DPN DPN


1



Protección de bienes

E92

226

Protección de los receptoresUn fallo de aislamiento de bajo valor puede desarrollarse rápidamente y terminarsecon un cortocircuito que genere degradaciones importantes, incluso el deterioro delreceptor. Un dispositivo diferencial de sensibilidad media (algunos amperios) garantizauna protección correcta al poner fuera de servicio al receptor antes de que se produz-can daños importantes.

bbbb Ajuste de los umbrales de los dispositivos diferenciales.

De 3 a 30 A según el tipo de receptores.

bbbb Ajustes de las temporizaciones de los dispositivos diferenciales.1 s es un valor típico.

Aplicación motorLa utilización de un relé Vigirex en una salida de motor evita en caso de fallo de ais-lamiento daños importantes (rebobinado de los estatores, destrucción de los aislan-tes…). La instalación en carril resulta sencilla gracias a la modularidad del producto.

Protección de los generadores en paraleloUn fallo de aislamiento en el interior de la carcasa metálica de un grupo generadorpuede dañar gravemente el alternador de dicho grupo. El defecto debe detectarse yeliminarse rápidamente. Además, si se ponen en paralelo otros alternadores, deriva-rán en el defecto y podrán provocar un disparo por sobrecarga. La continuidad de ser-vicio ya no está garantizada.

E92

002

Por ello, un dispositivo diferencial integrado en el circuito del alternador permite:

b Desacoplar rápidamente el generador con defecto y preservar la continuidad deservicio.

b Actuar en los circuitos de control del alternador con defecto para pararlo y reducirel riesgo de deterioro.

Este dispositivo diferencial se instala lo más cerca posible de la protección según elesquema de la figura en cada uno de los grupos generadores. El esquema es de tipoTN-S para el GE considerado como receptor y de tipo TN-C para los GE consideradoscomo generador.

b En caso de defecto del alternador n.o 1:v Se establece una corriente de defecto homopolar en PE1 Id1 + Id2 debido a la apor-tación de las fuentes 1 y 2 en el defecto.v Esta corriente es detectada por el Vigirex 1 que dará la orden de desacoplamientoinstantáneo del alternador 1 (apertura del interruptor automático D1).

b El Vigirex 2 no detecta esta corriente por el esquema TN-C.

Ajuste de los umbrales de los dispositivos diferencialesDe 3 a 100 A según el calibre del GE.

Ajustes de las temporizaciones de los dispositivos diferencialesInstantáneo o de baja temporización (< 100 ms).

R

M

PE

Vigirex 1 Vigirex 2

PEPEN PEN

PE

Alternador n.o 1 Alternador n.o 2

Zonano

protegida

Zonaprotegida

L

N

PE


1


Producto VigirexAplicaciones

Estudio de la protección mediante dispositivos diferenciales

En el siguiente esquema se representa una distribución de BT realizada en ECT TTde un edificio de planta baja con varios talleres. La resistencia de las tomas de tierramedida en el transformador es de 1 Ω, en el GE de 1 Ω y la de los usuarios (en cadataller) es de 1,5 Ω. El taller B incluye máquinas con corrientes de fuga intencionales importantes (filtros…).

E92

003

Esquema de distribución con selectividad.Regulación de los umbrales de los dispositivos diferenciales: el valor máximo autori-zado es de 50 V/1,5 Ω, es decir 33,3 A.

Nota: Aunque el valor de la RT en el CGBT sea de 1 Ω, el dispositivo diferencial de cabecera debetambién garantizar la protección en caso de defecto aguas abajo (por ejemplo, en la llegada delcuadro divisionario).

Las regulaciones de los dispositivos diferenciales como los realizados en el esquema: b Garantizan la seguridad de los bienes y de las personas.b Garantizan la selectividad total en caso de defecto de aislamiento en la instalación.b Eliminan los problemas de funcionamiento incorrecto debidos a las corrientes defuga naturales.

Taller A Oficina Taller B

Toma

Vigirex

Vigirex

GE

M

1 Ω

TT

1 Ω

1,5 Ω

TGBT

multi 9ID6330 mA

1,5 Ω

NG125Vigi300 s

Compact NS630bVigi1 A/150 ms

Compact NS250Vigi3 A/150 ms

Masterpact M16RH9910 A/500 ms

Masterpact M32RH9930 A/500 ms


1


Producto VigirexAplicaciones (continuación)

Imposición normativa

Protección contra los contactos indirectosUn dispositivo diferencial debe colocarse en cabecera de instalación. Las regulacio-nes autorizadas son:

bbbb Umbral.La regulación máxima es I∆n = 50 V/10 Ω = 5 A.

Nota: Aunque el valor de la resistencia de Tierra RT del CGBT sea de 1 Ω, el dispositivo diferencialde cabecera debe asegurar la protección en caso de defecto aguas abajo sea cual sea su posición,por tanto es necesario considerar la RT del utilizador más importante, es decir 10 Ω.

bbbb Tiempo de no funcionamiento (temporización).El tiempo de no funcionamiento es como máximo de ∆t = 1 s para asegurar la selec-tividad.

Protección contra los contactos directosConsideración de las corrientes de fugaEs imperativo medir/estimar las corrientes de fuga: las tablas de valores para distintosreceptores y para materiales informáticos permiten realizar una estimación.La regulación mínima de un dispositivo diferencial es entonces:I∆n > 2 IL (IL es la corriente de fuga total aguas abajo del dispositivo diferencial).

b En las salidas consideradas, la corriente de fuga debe ser limitada, es decir IL <30 mA/2 = 15 mA.Ejemplo: aguas debajo de ID63 - 30 mA, el número de PC instalados no puede sersuperior a 4 (la corriente de fuga tolerada para una PC es de 3,5 mA, es decir, 4 × 3,5 =14 mA < 15 mA).

b En las otras salidas, la regulación en umbral del dispositivo diferencial está realiza-da en relación a la protección contra los contactos indirectos: se verifica que la sumade corrientes de fuga sea inferior a I∆n/2.Ejemplo: aguas abajo del NS250 hay 20 variadores equipados de filtros de 100 nF,esto corresponde a una corriente de fuga del orden de 21 mA por variador. La sumade las corrientes IL de fuga es pues de 420 mA. La regulación del Vigicompact debeser como mínimo de 2 × IL, es decir, 1 A.

Consideración de las reglas de selectividadbbbb Selectividad amperimétrica.Las dos condiciones siguientes deben considerarse:v I∆n aguas arriba > 2 I∆n aguas abajo (regulación de selectividad).v I∆n aguas arriba > 2 IL (corriente total de fuga).Ejemplo: el Vigicompact NS250 situado aguas arriba y las protecciones diferencialesmulti 9 C60 reguladas a 30 mA o 300 mA. La corriente de fuga total calculada es de420 mA: la regulación a 1 A cumple perfectamente las 2 condiciones.

bbbb Selectividad cronométrica.La condición a cumplir es:Tiempo de no disparo aguas arriba > tiempo combinado aguas abajo siendo las pro-tecciones del tipo multi 9 y Vigicompact, es únicamente necesario regular el Vigicom-pact de aguas arriba a un escalón por encima, es decir el escalón I (60 ms).

bbbb Validación.La protección Vigicompact así regulada debe satisfacer las reglas normativas desa-rrolladas anteriormente por regulación y tiempo de no funcionamiento.Ejemplo: la protección de pesonas contra los contactos indirectos está aseguradapara el taller B si:I∆n < 5 A y I∆n < 1 sLa regulación del Vigicompact I∆n = 1 A y I∆t = 60 ms es correcta.

Nota 1: Con los dispositivos diferenciales de la gama Vigirex, Vigicompact y multi 9, la temporiza-ción es como máximo de 1 s, respetándose siempre la condición ∆t.

Nota 2: Si la condición de umbral no es factible, la utilización de un dispositivo diferencial Vigirexpuede hacerla realizable.

Ejemplo: el dispositivo diferencial de cabecera debe estar regulado según las reglasgenerales aplicadas a los dispositivos diferenciales, es decir, 6 A. Este valor no escompatible con la protección de personas (5 A) para esta instalación: la utilizaciónde un Vigirex permite paliar este problema ya que con la regla específica Vigirex, lacoordinación está asegurada a 1,5 I∆n aguas abajo, es decir, 4,5 A.


1



Esquema de única fuente: dispositivo diferencial en cabecera de instalación

En la llegada del transformador, la corriente de defecto puede calcularse de 2 formas:

b Midiendo la suma de las corrientes de los conductores activos (3 F + N).

b Midiendo la corriente de defecto directamente en la puesta a tierra.Esta segunda forma resulta útil, ya que en cabecera de la instalación de una determi-nada potencia, el dimensionamiento de los cables o de los juegos de barras es impor-tante y el toroidal de medida no se puede instalar fácilmente en los conductores activos.

Ventajas Desventajas Comentarios Toroidal rectangular

Solución estándarEnsayos realizados en fábrica

Difícil de instalar Útil en instalaciones nuevas

Toroidal demedida en laconexión a tierra

Tamaño del toroidal, Instalación del toroidal sencilla incluso después de la puesta en servicio

Solución “a medida”Montaje y cableado específicos del toroidal en el exterior del cuadroEnsayos en la instalación

Interesante en las instalaciones existentesEl montaje sólo se puede realizar con dispositivos diferenciales de toroidal separado

Nota: Los toroidales de “rectangulares” de la gama Vigirex están destinados a este tipo de insta-lación.

Esquema de varias fuentes en TT

En este nivel de la instalación, en caso de fallo de aislamiento, la continuidad de ser-vicio se obtiene:

b Por la selectividad de los dispositivos diferenciales para los defectos situados en lassalidas.

b Por la redundancia de las fuentes para los defectos situados en los juegos de barrasprincipales.Las fuentes no deben eliminarse simultáneamente.

Cada fuente tiene una conexión a tierraEl toroidal de medida del dispositivo diferencial de cabecera está colocado como paraun esquema de única fuente:

bbbb Las 2 fuentes no se acoplan nunca.Es la aplicación típica de una fuente normal con un grupo electrógeno como red dereserva.Cada dispositivo diferencial controla la corriente de defecto para la red en la que estáinstalado.

bbbb Las 2 fuentes pueden acoplarse.El esquema anterior no puede aplicarse porque en caso de defecto cada uno de lostoroidales de medida de los dispositivos diferenciales sólo detecta una parte de la co-rriente de defecto: la protección de las personas no está garantizada correctamente.Para realizar correctamente la protección mediante dispositivos diferenciales, es ne-cesario hacer pasar las dos puestas a tierra por cada uno de los toroidales de medidade los 2 dispositivos diferenciales de cabecera:En realidad, este esquema es idéntico a un esquema de única fuente con 2 transfor-madores en paralelo (para tener en cuenta los fallos de aislamiento).

Nota: En caso de defecto, incluso cuando las fuentes no están acopladas, las 2 protecciones dis-paran: no hay eliminación selectiva de la fuente en defecto.Este esquema degrada la continuidad de servicio.

o

Vigirex

GE

o

o

Vigirex

Vigirex

F

F

FVigirex

Vigirex

B

Instalación del toroidal de medida de Vigirex en cabecera de la instalación.

Las 2 fuentes no se acoplan nunca.

Las 2 fuentes pueden acoplarse.


1



Las fuentes tienen una misma conexión a tierraLa instalación de los dispositivos diferenciales debe realizarse con precaución:

E92

006

bbbb Las 2 fuentes no se acoplan nunca.La instalación de los toroidales en A permite controlar correctamente el fallo de aisla-miento con eliminación selectiva de la parte defectuosa de la instalación.

Las 2 fuentes no se acoplan nunca.

E92

007

b Las 2 fuentes pueden acoplarse. La misma limitación (cada fuente tiene una conexión a tierra, 2 fuentes con acopla-miento cerrado), obliga a colocar los 2 toroidales de medida en B, en el enlace comúna tierra.Este esquema presenta los mismos inconvenientes (ausencia de eliminación selectivade las fuentes).

Las 2 fuentes pueden acoplarse.

E92

009

IMPORTANTE:El acoplamiento puede efectuarse mediante una aparamenta de acoplamientode las fuentes (caso más frecuente) pero también en relación con la existencia deun bus continuo aguas abajo.

Ejemplo: bus continuo común a varios rectificadores.

Acoplamiento por la carga y bus continuo.

Esquema de varias fuentes en TN

La utilización de dispositivos diferenciales para la protección de personas en TN encabecera de instalación es poco frecuente: las grandes longitudes de cables y/o el dé-bil valor de la Icc son la razón de esta utilización. Es posible la puesta en servicio de la protección de bienes con impedancia de defectosin supervisar. El esquema funcional es idéntico al del esquema TT con varias fuentesy una única puesta a tierra: las limitaciones anteriormente mencionadas permanecenidénticas (excepto el hecho de que las regulaciones son a muy baja sensibilidad y portanto sin medida común con las corrientes naturales de fuga o las corrientes de aco-plamiento). La principal limitación es la eventual circulación de la corriente de neutroen los circuitos de puesta a tierra. Con el fin de asegurar una selectividad y de evitarlos malos funcionamientos es necesario considerar precisamente cada uno de los es-quemas.

o

o

OA

A

F

Vigirex

Vigirex

F

F

F

Vigirex F

Vigirex

B

+–

I

Vigirex

o

Vigirex

o

PE

PE

Esquema de varias fuentes en TN.


1



Recomendaciones de instalación de los toroidales

La medida de las corrientes diferenciales por dispositivos diferenciales con toroidalseparado obliga a cumplir reglas sencillas para evitar problemas de disparo intempes-tivo:

b Centrar los conductores en los toroidales de medida.

b Respetar la corriente de empleo de los toroidales.

b Instalar el toroidal en una parte lineal de los conductores.Estas reglas se detallan en el capítulo relativo a la instalación del catálogo de “Mediday control en las instalaciones eléctricas”.

Intensidad asignada de empleo de los toroidalesPara instalar los toroidales pueden ser necesarias precauciones particulares de ins-talación. En efecto, corrientes importantes –sin defecto de aislamiento– pueden satu-rar localmente el circuito magnético del toroidal y crear así anomalías de flujos que elsecundario interpreta como corrientes homopolares.La intensidad asignada de empleo para los toroidales asociados al Vigirex:

b Está dada para el valor mínimo de ajuste a 30 mA.

b Tiene en cuenta las corrientes de conexión (hasta 6 In).

Elección de los toroidales y de los toroidales rectangulares en función del circuito de potenciaEjemplo 1: una salida de motor de 150 kW/280 A a 400 V debe controlarse con unVigirex asociado a un toroidal con un diámetro mínimo de 200 (SA200).Esto significa que el ajuste del umbral del dispositivo diferencial puede realizarse en30 mA instantáneo sin riesgo de disparo intempestivo.La intensidad asignada de empleo debe respetarse para evitar disparos intempestivos;no obstante, el hecho de hacer pasar una corriente más importante no crea degrada-ciones del toroidal.

E33

908

Ejemplo 2: en la salida de motor del ejemplo 1, la corriente de conexión es en realidadclaramente superior a 6 In.Para evitar un posible disparo, puede ser necesario:b Utilizar el mismo toroidal y colocar un manguito magnético que canalice el flujo.b Utilizar un toroidal de diámetro más grande.b Colocar una temporización respetando las reglas de seguridad (< 1 s) y de selecti-vidad con los dispositivos diferenciales aguas arriba.Estas 3 medidas pueden aplicarse simultáneamente.

Manguito magnético en los conductores.


1



Entorno con perturbaciones

La media en entornos con perturbaciones requiere eventualmente adoptar precaucio-nes particulares:

b Alejamiento del cableado de los toroidales de los circuitos de potencia.

b Utilización de cables trenzados blindados cuyo blindaje esté conectado a los 2 ex-tremos.Es necesario verificar si el enlace equipotencial se ha realizado correctamente entrela masa en la que está conectado el blindaje del toroidal y aquella en la que está co-nectado el blindaje del Vigirex.En caso contrario, es el blindaje el que puede hacer de conductor de equipotenciali-dad de las corrientes de BF y no es su función: riesgo de deterioro del cable y/o fun-cionamiento incorrecto del Vigirex. Es necesario realizarlo mediante un conductor PE.

b Reducción de la longitud de cableado entre toroidal y relé lo máximo posible.

b Utilización de una alimentación dedicada con aislamiento galvánico para eliminarmediante desacoplamiento las perturbaciones conducidas.

E92

234

Masa metálicadel equipo enel que estáinstalado el toroidal

PE

L i 10 m

Masa metálicadel armario en elque está instaladoel relé


1


Producto VigirexPreguntas y respuestas

Ajuste de los dispositivos diferenciales en instalaciones con corrientes de fuga elevadas

En ECT TTbbbb Regulación del umbral máximo I∆n1.En primer lugar es necesario verificar el valor de la resistencia de tierra (RT) de lasmasas de los consumos: El valor de ajuste máximo I∆n1 se obtiene a través de UL/RT(UL es igual a 50 V para entornos estándar y 25 V para entornos húmedos).

bbbb Ajuste del umbral mínimo I∆n2.A continuación, es necesario establecer para las diferentes partes de la instalaciónprotegidas con un mismo dispositivo diferencial el nivel de la corriente de fuga natural(baja ya que las capacidades de fuga están equilibradas) e intencional (creada por losfiltros de los receptores): en la siguiente tabla se indican los valores típicos de las co-rrientes de fuga de los receptores especialmente contaminantes.Considérese II dicho valor. La regulación mínima I∆n2 se obtiene a través de 2 II.

Nota: La regulación de fábrica específica y las tolerancias de funcionamiento a las solicitacionesmáximas (temperatura, tensión de la fuente aux., etc.) permite utilizar un Vigirex con un umbralde no disparo garantizado a 0,8 I∆n: la regulación mínima de un Vigirex puede descender hastaII /0,8, es decir 1,25 × II .

bbbb Tabla de las corrientes de fuga.

Equipos eléctricosCorriente de fuga leída (mA)

Fax de 0,5 a 1 Impresora < 1Puesto de trabajo informático (UC, pantalla e impresora) 1 a 3Fotocopiadora de 0,5 a 1,5 Suelos radiantes 1 mA/kWFiltros monofásicos y trifásicos 1 mA/receptor

Informática según la norma CEI 60950Corriente de fuga máxima (mA)

Clase II Cualquier material 0,25Clase I Portátil 0,75Clase I Móvil o fijo de tipo A 3,5Clase I Fijo de tipo B 3,5 o 5% In

b I∆n2 i I∆n1 (red poco contaminada).No existen problemas de funcionamiento incorrecto si se cumplen las reglas de selec-tividad.

b I∆n2 ≈ I∆n1 con el fin de evitar disparos intempestivos, existen 3 soluciones:v Segmentar la instalación para reducir las corrientes de fuga en cada parte.v Colocar un transformador de aislamiento en grupos de receptores muy contami-nantes.v Hacer pasar todo o parte (“grupos”) de la instalación al esquema TN-S. Esto puederealizarse si los receptores contaminantes se pueden identificar y localizar (caso delos equipos informáticos).


1


Producto VigirexPreguntas y respuestas (continuación)

En ECT ITLa característica esencial de un esquema IT es poder funcionar tras el primer fallo deaislamiento. No obstante, este fallo de aislamiento, aunque no sea peligroso, induceuna corriente de fuga en las diferentes capacidades naturales (importantes ya que es-tán desequilibradas) e intencionales. Esta corriente puede alcanzar o superar el valorde 1 A. Si fueran necesarios dispositivos diferenciales, deberán obligatoriamente te-ner un umbral superior a 2 veces dicha corriente de fuga.

bbbb Tabla de las corrientes de fuga en función de la capacidad de la red.

Capacidad de fuga de la red (µF) Corriente de 1.er fallo (A)1 0,075 0,3630 2,17

Tabla obtenida de la figura 5 del Cuaderno técnico n.o 178.

Nota: 1 µF es la capacidad de fuga típica de 1 km de cable tetrapolar.

En el caso de receptores con corrientes de fuga importantes, la técnica de agrupa-miento descrita anteriormente se utiliza a menudo.

E92

123

Distribución eléctrica de fábrica con gestión informática agrupada en TNS.

CPI: Controlador Permanente de Aislamiento.DLD: Dispositivo de Localización de Defecto.

IT

CPI

PEDLD

CGBT

PE

40 kVA

TNS

30 salidas:– máquinas-herramienta– equipos de control– máquinas con láser

UPS contransformador mutadoralimentación de la informáticade producción


1


Vigilancia de las corrientes de fuga mediante dispositivos diferenciales

Un defecto de aislamiento conlleva una corriente homopolar de fuga y, según el ECT,el disparo de la protección especificada por las reglas de instalación. No obstante, una corriente homopolar puede también deberse:

b A una corriente de fuga intencional: filtro de AF situado entre la red y la tierra.

b A una corriente de fuga no peligrosa: defecto de aislamiento latente, defecto de ais-lamiento en el conductor neutro. Estos 2 tipos de corriente de fuga no crean situaciones peligrosas, la continuidad deservicio debe conservarse: las protecciones no deben actuar y el funcionamientodebe continuar.Sin embargo, estas corrientes de fuga pueden:

b Degenerar y pasar a ser peligrosas (riesgo de incendio, riesgo de electrocución), ypor lo tanto obligar al usuario a poner fuera de servicio la parte peligrosa de la insta-lación.

b Crear contaminación en la red, lo que puede provocar fallos en los equipos sensibles.La medida de la corriente de fuga permite prevenir el riesgo de que se produzcan de-fectos peligrosos.

Vigilancia del conductor neutro en el esquema TN-SEn ECT, TN-S, el conductor neutro está conectado al PE en el origen de la instalación;dicho conductor puede ponerse accidentalmente a tierra después de un defecto deaislamiento:

bbbb Protección de bienes y personas.No hay ninguna consecuencia, ya que ello no crea tensión de contacto peligrosa: elpotencial natural del conductor neutro es del PE.

bbbb Calidad de la energía.En el esquema TN-S, la puesta a tierra accidental del conductor neutro puede generarproblemas de funcionamiento debido a la circulación de las corrientes de éste en elconductor de protección y las masas. Este tipo de defectos transforma de forma insi-diosa el esquema TN-S en esquema TN-C, que está prohibido para la alimentaciónde equipos sensibles.

E89

511

Fallo de aislamiento en el conductor neutro: aguas arriba de A, el esquema es de tipo TN-C.

Tolerancia de un fallo de aislamiento en el conductor neutro según el ECT

TN-C TN-S TT ITEquipos sensibles a las perturbaciones EM

ProhibidoPE y neutrocombinados

CorrectoPero cuidado:PE y neutro no deben estar en contacto

Muy buenoSin problemas incluso si el neutro y el PE están en contacto

Muy buenoSin problemas incluso si el neutro y el PE están en contacto

L1

L2

L3INNPE


1


Vigilancia de las corrientes de fuga mediante dispositivos diferenciales (continuación)

Consecuencia de un fallo de aislamiento en el conductor neutro

Un defecto a tierra del neutro en TN-S conlleva:

b “Ruidos” en los circuitos de tierra de los equipos sensibles.

b Una emisión de campos EM con perturbaciones.

Nota: Las corrientes en las masas son homopolares, por lo tanto, se produce una radiación EMimportante. Por otro lado, los equipos informáticos son sensibles: 1 A a 1 m perturba una pantallade PC.

b Diferencias de potencial entre los 0 V de los equipos.

E89

512

Efectos de un fallo en el conductor neutro en ECT TN-S.

Estos fenómenos presentan cada vez más perturbaciones:

b En presencia de cargas no lineales con elevado THDI.

b Por la presencia a menudo importante de armónicos 3 y múltiplos de 3. La corriente de neutro es entonces del orden del 30 a más del 50% de la corriente delas fases.

Estas nuevas necesidades obligan a instalar una aparamenta de vigilancia delas corrientes homopolares.

L1

L2

L3INNPE

A

H

V

V


1



Medidas de las corrientes de fuga

bbbb Gestión de las corrientes de fuga.La instalación de una vigilancia de la red a través de RMH y RM12T permite supervi-sar la disposición de los diferentes materiales y controlar que las corrientes de fugase repartan correctamente y no perturben el plan de protección.

bbbb Tabla de las corrientes de fuga.

Equipos eléctricos Corriente de fuga leída (mA)Fax de 0,5 a 1 Impresora < 1Puesto de trabajo informático(UC, pantalla e impresora)

1 a 3

Fotocopiadora de 0,5 a 1,5 Suelos radiantes 1 mA/kWFiltros monofásicos y trifásicos 1 mA/receptor

Informática según la norma CEI 60950 Corriente de fuga máxima (mA)Clase II Cualquier material 0,25Clase I Portátil 0,75Clase I Móvil o fijo de tipo A (1) 3,5Clase I Fijo de tipo B (2) 3,5 o 5% In

(1) Material de tipo A: material destinado a conectarse a la instalación eléctrica de los edificios me-diante una toma de corriente no industrial, un conector no industrial o ambos.(2) Material de tipo B: material destinado a conectarse a la instalación eléctrica de los edificios me-diante una toma de corriente industrial, un conector industrial o ambos conforme a la norma CEI60309 o a normas nacionales similares.

Además de los receptores o de los equipos sensibles, los circuitos de iluminación de-ben controlarse.Los cebadores de los circuitos de luminarias fluorescentes tienen corrientes de fuganaturales más o menos importantes. Una degradación del cebador se traduce a me-nudo por un fuerte aumento de la corriente de fuga.


1



Esquema de aplicación con RHUs o RHU

Red poco extendidaLos RHU o RHUs permiten visualizar las corrientes de fuga.

Tabla de elección

Productos Alimentación ReferenciasRHU 48 V CA 50/60 Hz 28570

de 110 a 130 V CA 50/60 Hz 28569de 220 a 240 V CA 50/60/400 Hz 28560de 380 a 415 V CA 50/60 Hz 28568

RHUs 48 V CA 50/60 Hz 28576de 110 a 130 V CA 50/60 Hz 28575de 220 a 240 V CA 50/60/400 Hz 28573de 380 a 415 V CA 50/60 Hz 28574

Toroidales de tipo A (1) 50437 a 50442Toroidales de tipo OA (2) 50485 a 50486

(2) En este caso, el diámetro del toroidal suele ser mucho más pequeño que (1).

RegulaciónEn función del nivel de tolerancia de los equipos alimentados de 30 mA a 1 A, no serealiza la vigilancia de la iluminación.

E89

513

Red poco extendida.

RHU1

2


1



Esquemas de aplicaciones RMH

Sala de informáticaTabla de elección

Productos ReferenciasRMH 28563RM12T 28566Toroidales de tipo A (1) 50437 a 50442Toroidales de tipo OA (2) 50485 a 50486


RegulaciónUmbrales que pueden ser elevados (5%):

b Algunos amperios en la puesta a tierra de los blindajes.

b De 0,3 a 1 A en cada aparato y en iluminación.

E89

514

Sala de informática.

Enlaceequipotencialprincipal (CEP)

o

Sala de informática

ConsolaUnidad de disco

Iluminación dela salaClimatización

ImpresoraUnidad central

Iluminación

RM12T

RMH

RHU


1



Red de PCTabla de elección

Productos ReferenciasRMH 28563RM12T 28566Toroidales de tipo A (1) 50437 a 50442Toroidales de tipo OA (2) 50485 a 50486


b Verificación de la corriente de fuga global: de 1 a algunos amperios.

b Verificación del reparto de las corrientes de fuga por distribución:Ifuga = 300 mA a 1 A

b Iluminación fluorescente de 0,3 a 1 A.Si existe una diferencia importante entre cada alimentación, debe reconsiderarse laalimentación de los puestos de trabajo.

E89

515

Red de PC.

Distribución depotencia

Iluminación/climatización

DistribuciónPC sala 1



L1L2L3NPE

L1NPE

L2NPE

L3NPE

L1

L2

L3

N

PE

RMH

RM12T


1


Anexo I: Definiciones y glosario

Corriente de defecto a tierra: corriente de defecto que se desvía a la tierra.

Corriente de fuga: corriente que, en ausencia de defecto, se desvía a la tierra o aelementos conductores.

Corriente de fuga intencional: corriente que, en ausencia de defecto, se desvíaa la tierra o a elementos conductores a través de componentes colocados intencional-mente, resistencias o condensadores.

Corriente de fuga natural: corriente que, en ausencia de defecto, se desvía a latierra o a elementos conductores a través de aislantes.

Corriente diferencial residual: suma algebraica de los valores instantáneos delas corrientes que atraviesan todos los conductores activos de un circuito en un puntode la instalación eléctrica.

Conductor de protección (símbolo PE): conductor obligatorio para determinadasmedidas de protección contra los choques eléctricos y destinado a conectar eléctri-camente algunas de las partes que se indican a continuación: masas, elementos con-ductores, borna principal de tierra, toma de tierra o punto de la alimentación conectadoa tierra o al punto neutro artificial, elementos metálicos de construcción que no perte-necen a ningún material eléctrico y que están protegidos por enlace equipotencial, sies posible acceder a los mismos simultáneamente.

Enlace equipotencial: enlace eléctrico que coloca al mismo potencial o a poten-ciales próximos masas y elementos conductores.

Masa, parte conductora accesible: parte conductora de un material eléctricoque puede tocarse y que normalmente no está en tensión pero que puede estarlo encaso de defecto.

Red aislada: red de alimentación autónoma, no conectada a una red mallada.

Resistencia de tierra, en realidad, “resistencia global de puesta a tierra”: resisten-cia entre la borna de tierra principal –borna o barra donde están conectados los con-ductores de protección (PE)– y la tierra.

Toma de tierra: parte conductora que se puede incorporar a un medio conductorparticular, por ejemplo, hormigón o carbón en contacto eléctrico con la tierra.

Tierra: masa conductora de tierra cuyo potencial eléctrico en cada punto se toma porconvenio igual a cero.

Cero voltios (de referencia): punto de referencia de las diferencias de potenciales(medida de las tensiones, a menudo en los circuitos de control).


1


Anexo I: Definiciones y glosario (continuación)

Siglas/en español

Variante/en inglés

Definición

DDR RCD Dispositivo de corriente diferencial residual: aparato mecánico o asociación de aparatos destinados a provocar la apertura de los contactos cuando la corriente diferencial residual alcanza, en las condiciones especificadas, un valor determinado.

DPCC SCPD Dispositivo de protección contra los cortocircuitos.

dv/dt Variación de la tensión en función del tiempo (denominación reservada por lo general a las variaciones rápidas; orden de magnitud: 1.000 V/ms).

IGBT IGBT (Insulated gate bipolar transistor) Transistor bipolar de puerta aislada.

IT IT En el esquema de IT, todas las partes activas están o bien aisladas de la tierra o bien conectadas a tierra en un punto a través de una impedancia; las masas de la instalación eléctrica se conectan a tierra.

Filtro RFIRFI

RFI filter El RFI es un filtro que limita las emisiones perturbadoras de las radiofrecuencias.RFI: Interferencia radioeléctrica o interferencia a las radiofrecuencias.

ECT Earthing system Esquema de conexiones a tierra (antiguamente denominado “régimen de neutro”)

TN TN El esquema TN tiene un punto de la alimentación directamente conectado a tierra; las masas de la instalación eléctrica se conectan a dicho punto mediante conductores de protección.

TN-C TN-C El TN-C es un esquema TN en el que las funciones de neutro y de protección se combinan en un solo conductor (PEN) en toda la instalación.

TN-C-S TN-C-S El TN-C-S es un esquema TN en el que las funciones de neutro y de protección se combinan en un solo conductor (PEN) en una parte de la instalación (aguas arriba del TN-S).

TN-S TN-S El TN-S es un esquema TN en el que un conductor de protección distinto del neutro se utiliza en todo el esquema.

TT TT El esquema TT tiene un punto de la alimentación directamente conectado a tierra; las masas de la instalación eléctrica se conectan a tomas de tierra eléctricamente distintas de la toma de tierra de la alimentación.

CEM / EM EMC / EM Compatibilidad electromagnética (CEM): aptitud de un material o de un sistema para funcionar en su entorno electromagnético (EM) de manera satisfactoria y sin producir perturbaciones electromagnéticas intolerables para todo aquello que se encuentra en su entorno.

GFP GFP (Ground fault protection)Dispositivo de medida de corrientes homopolares que circulan en caso de fallo en el esquema TN-S (práctica americana).

NEC NEC (National electrical code)Norma de instalación elaborada por una asociación para EE.UU.

THDI THDI (Total harmonic distorsion of intensity)Distorsión armónica total de la intensidad.

Valor eficaz RMS (Root mean square)Valor eficaz.


2

Introducción ...................................................................................... 2/2

La gestión de la energía eléctrica

Introducción .......................................................................................... 2/3

Los costes de la energía eléctrica ........................................................ 2/3

Hacer inventario y establecer la línea a seguir ..................................... 2/4

Instalar las herramientas correctas ....................................................... 2/5

Mejoras ................................................................................................. 2/6

Repetir una y otra vez ........................................................................... 2/7

Fenómenos de no calidad

Generalidades ....................................................................................... 2/8

Variaciones de la frecuencia ................................................................. 2/8

Variaciones de la amplitud de onda ...................................................... 2/8

Variaciones de la forma de onda .......................................................... 2/12

Variaciones de simetría ......................................................................... 2/16

Resumen ............................................................................................... 2/17

Indicadores de calidad:

Umbral crítico de cada perturbación

Huecos y cortes de tensión .................................................................. 2/20

Armónicos ............................................................................................. 2/20

Sobretensiones ..................................................................................... 2/21

Fluctuaciones de tensión: Flicker ......................................................... 2/21

Desequilibrios ....................................................................................... 2/21

Efectos de las perturbaciones sobre las cargas

Huecos y cortes de tensión .................................................................. 2/22

Sobretensiones ..................................................................................... 2/23

Variaciones y fluctuaciones de tensión ................................................. 2/23

Armónicos ............................................................................................. 2/24

Desequilibrios ....................................................................................... 2/24

Resumen ............................................................................................... 2/25

Soluciones para mejorar la calidad de la energía eléctrica

Diagnóstico ........................................................................................... 2/26

Soluciones ............................................................................................ 2/27

Indice Complementos técnicosde Calidad de la Energía


2

Casos ejemplo. Soluciones

Ejemplo 1: Asignación de costes .......................................................... 2/30

Ejemplo 2: Control y optimización energética ...................................... 2/35

Ejemplo 3: Justificación de un sistema de Supervisión Eléctrico,caso Interbank ...................................................................................... 2/40

Ejemplo 4: Compensación de energía reactiva. Optimización almáximo de una instalación ................................................................... 2/43

Ejemplo 5: Compensación de energía reactiva en presencia dearmónicos ............................................................................................. 2/44

Anexo I: Calidad de servicio (Real Decreto 1955/2000) ......... 2/45

Anexo II: Definiciones ..................................................................... 2/49

Indice Complementos técnicosde Calidad de la Energía(continuación)


2

Complementos técnicosde Calidad de la Energía

Introducción

Introducción

Una de las propiedades particulares de la electricidad es que varias de sus caracte-rísticas dependen a la vez del productor/distribuidor, de los fabricantes de equipos ydel cliente. El número importante de protagonistas y la utilización de terminologíay definiciones a veces aproximadas, explican la complejidad del tema tratado.

La calidad de la energía está convirtiéndose en un tema estratégico para las compa-ñías eléctricas, el personal de mantenimiento, explotación o gestión de entornos ter-ciarios o industriales y los constructores de equipos, esencialmente por las siguientesrazones:

c La necesidad económica por parte de las empresas de aumentar la competitividad.

c La generalización del uso de equipos sensibles a las perturbaciones.

c La liberalización del mercado eléctrico.

En efecto, actualmente, las redes de baja tensión se encuentran muy contaminadas ysometidas a múltiples agresiones que pueden conllevar un funcionamiento defectuo-so e incluso el deterioro de componentes eléctricos y receptores sensibles, como losaparatos electrónicos.

En un contexto de gran competitividad, es indispensable para la empresa reducir loscostes relativos a la pérdida de la continuidad de servicio y a la falta de calidad, asícomo los relativos al dimensionamiento excesivo de las instalaciones y a las facturasenergéticas. Por consiguiente, los profesionales de la electricidad necesitan cada vezmás optimizar el funcionamiento de sus instalaciones eléctricas.

Al mismo tiempo, la liberalización del mercado de la energía, modifica sensiblementelas reglas del juego. Con la apertura a la competencia de la producción de la electri-cidad, la producción descentralizada y la posibilidad para los grandes consumidoresde elegir a su proveedor, la calidad de la energía eléctrica es ahora un factor diferen-cial y su garantía se convierte en un criterio importante para la elección del proveedorde energía. Disponer de una calidad adaptada a las necesidades es, por tanto, uno delos objetivos del personal de explotación, mantenimiento y gestión de los emplaza-mientos terciarios e industriales. Para ello, los sistemas de medida facilitan el diag-nóstico de las instalaciones. Asociados a herramientas de software complementariasque llevan a cabo el control y la supervisión permanente de las instalaciones, garan-tizan el correcto funcionamiento de los procesos y una gestión adecuada de la ener-gía, dos factores que dependen de la calidad de la energía eléctrica y que resultanindispensables para incrementar la productividad.


2


La gestión de la energía eléctrica

Introducción

La gestión de la energía eléctrica se basa en la premisa de que no se puede gestionaraquello que no se puede examinar. Los costes eléctricos tradicionales, como la factu-ra de la compañía y la aparamenta eléctrica, son los más visibles y aparentementefáciles de gestionar. Los costes ocultos, como los cortes de suministro y la calidad dela energía son más difíciles de medir y por tanto de gestionar. El programa de gestiónde la energía (PGE) ayuda a examinar estos costes para luego trabajar en su evalua-ción y corrección. Mediante una toma de datos continua, se podrán ampliar los cono-cimientos y experimentar con la potencia como desee. A medida que se llevan a caboahorros en los costes eléctricos, el programa se hace más necesario y pasa a formarparte de la rutina diaria.

Los costes de la energía eléctrica

Un análisis inteligente de la información energética previene los problemas en el sis-tema eléctrico y disminuye costes.

Una primera aproximación puede dar a entender que cuando hablamos del coste dela energía eléctrica total, estamos hablando únicamente del coste de la energía.Pero en realidad, el concepto de dicho coste va mucho más allá.

Efectivamente, en dicho término, está incluido lo que entendemos por coste de laenergía: el usuario puede negociar un contrato con la compañía suministradora enfunción de una estimación de la demanda y definiendo un calendario energético condiferentes períodos y diferentes precios del kWh. Es decir, son los costes relaciona-dos con:

c Gestión de la Energía.

c Control de la Demanda.

c Negociación del Contrato.

c Alternar fuentes de energía (compañía, cogeneración...).

Otro coste que está relacionado con el coste de la energía eléctrica total y que hayque saber ponderar adecuadamente, es el coste de la distribución de potencia, yaque está directamente relacionado con la gestión de los equipos y la productividadde la instalación eléctrica. No es más que conocer y saber imputar adecuadamente elcoste que conlleva la explotación de la instalación eléctrica por el mero hecho deexistir: mantenimiento preventivo, mantenimiento productivo, futuras ampliaciones,etc. Es decir, hay que tener en cuenta:

c La baja calidad reduce la vida de los equipos.

c Oportunidades de mejorar la eficiencia.

c Justificar las inversiones en equipos.

c Mantenimiento productivo.

Programa de gestión de la energía eléctrica (PGE).

Análisis de Datos

Sistema Monitorización

Plan de Acción

OportunidadMejorar

conocimiento

Coste Energía

• Gestión Energía• Control Demanda• Negociación Contrato• Alternar Fuels

• Baja calidad reduce la vida equipos• Oportunidades de mejorar eficiencia• Justificar inversiones en equipos• Mantenimiento productivo

• Puntas de tensión• Interrupciones• Huecos• Protecciones adecuadas

¡La supervisión de los equipos es fundamental paraoptimizar todos los costes eléctricos!


El coste Total eléctrico incluye

más que sólo Energía...

Coste No disponibilidad

CosteDistribución Potencia

Los costes de la energía eléctrica.


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La gestión de la energía eléctrica(continuación)

Otro coste que hay que tener en cuenta, y mucho, en el término del coste total es elde la no continuidad del suministro eléctrico, o lo que es lo mismo, la fiabilidad delsuministro eléctrico. Hay que saber cuantificar las pérdidas originadas en el caso deque una sobretensión haya provocado la avería de una máquina y, en consecuencia,la línea de producción X se haya visto afectada. Es decir, para conocer los costes dela no disponibilidad debemos considerar:

c Puntas de tensión.

c Interrupciones.

c Huecos.

c Protecciones adecuadas.

El análisis y el control de la energía reducen los costes globales:

1. Optimización de los costes energéticos.– Análisis de tarifas.– Proyectos de cogeneración.– Gestión del consumo.– Compensación de la energía reactiva.– Asignación de costes.– Optimización de la climatización.– Rendimiento energético de motores.– Electricidad o combustibles fósiles.

2. Disminución de los efectos de cortes, continuidad de servicio.– Calidad de energía.– Subtensiones momentáneas.– Distorsión de armónicos.– Huecos de tensión.– Cortes momentáneos.– Puesta a tierra.– Potencia crítica y de emergencia.– Sistema SAI.– Desequilibrio de tensiones.– Transitorios.

3. Maximizar las inversiones en la instalación.– Distorsión de armónicos.– Sobrecarga de la instalación.– Calentamiento de los transformadores.– Sobrecarga de los transformadores.– Capacidad de los conductores.– Flujo de cargas.– Coordinación de las protecciones.– Filtros de armónicos.– Corrección del factor de potencia.– Transformadores no lineales.

Hacer inventario y establecer la línea a seguir

El primer paso en el proceso de gestión de la energía es empezar a conocer loscostes ocultos en la instalación. En este primer paso se debe hacer lo siguiente:

c Inspeccionar y catalogar el equipo eléctrico según su antigüedad y sus condi-ciones. Intentar evaluar el equipo en una escala del 1 al 6, haciéndolo de forma senci-lla, pero intentando identificar la debilidad potencial de la instalación.

c Catalogar, poner al día y organizar los esquemas eléctricos. ¿Cuánto tiempo sedesperdicia intentando encontrar los esquemas, o averiguando qué circuitos se hanmodificado sin ninguna documentación?

c Poner al día las placas de los equipos y establecer rutinas de mantenimientopara los equipos críticos. Mantener los programas de mantenimiento a mano y dis-ponibles para consultas, y establecer un delicado sistema para llevar el mantenimien-to al día. Existen programas para hacer esto, aunque también puede hacerse median-te un programa propio.


2



c Realizar un estudio analítico, durante un mes, de los circuitos de la instalación.Estos pasos pueden parecer una pérdida de tiempo, pero es absolutamente necesa-rio para iniciar los conocimientos sobre la instalación y establecer una línea a seguir.Aunque no se tenga el personal adecuado ni la experiencia para llevarlo a cabo, eldinero gastado en contratar los servicios de una ingeniería cualificada, será dinerobien empleado. Veamos los siguientes pasos del proceso para comprender las for-mas de mejorar la instalación.

Instalar las herramientas correctas

Un programa efectivo de gestión es la instalación permanente de un sistema de aná-lisis y supervisión de energía, potente y de fácil uso. A menos que se sea muy afortu-nado, la próxima anomalía de la instalación tendrá lugar cuando no esté inspeccio-nando ni tomando datos, por lo que se habrá perdido una magnífica ocasión de mejorarla instalación. Además, si no se cuenta con una “red” para recoger la información enuna base de datos, no es probable que la próxima vez que se tenga un problema, sehalle con un bolígrafo y un papel en mano para anotar las lecturas.

La clave para mejorar, está en la habilidad para registrar los fenómenos electromag-néticos que puedan causar problemas en la instalación. Por tanto, se necesita unsistema permanente que capture automáticamente estos fenómenos. También se debeincluir un programa de fácil uso, para el análisis instantáneo, con un sistema de co-municaciones avanzado y una capacidad para trabajar en red, con el fin de compartirla información con varios departamentos. Es importante que sea preciso y que puedaregistrar armónicos y formas de onda.

A partir del primer paso detallado anteriormente, ya se debe tener una buena idea decuáles son los “puntos problemáticos” y las áreas donde puede ser conveniente unanálisis permanente. Se debe asegurar la toma de medidas en la acometida de servi-cio de la compañía, en los generadores de emergencia, en las líneas de suministro yen las cargas críticas. Aparte de éstos, no hay más límite a la cantidad de puntos demedida, que la habilidad para “digerir” toda la información. Esto es en lo que hay quefijarse a la hora de elegir un programa de análisis de la energía, capaz de comunicar-se, que proporcione información excepcional y tablas útiles de las que seleccionardatos para convertirlos en información útil.

Los requisitos mínimos exigibles, de un sistema de análisis y supervisión eléctrica, son:

c Precisión de medida: Buscar lecturas reales de valores eficaces y una precisiónmejor al 0,25% en las lecturas de energía. Recordar que un 2% de error en una factu-ra de 600.000 €, son 12.000 €. Asegurarse además de que el factor de potencia noafecta a la precisión del sistema, y buscar un medidor que no necesite ser calibrado.

c Información de la calidad de la energía: Se necesitará un sistema que puedamostrar formas de onda. Si las formas de onda de la tensión y la intensidad sontomadas simultáneamente, el sistema podrá comparar y analizar los armónicos.

c Comunicaciones: Asegurarse también de que la red de comunicaciones a la quese conectarán los medidores, es robusta y capaz de soportar las peores condicionesambientales. La velocidad y el número de dispositivos conectados no debe ser unalimitación. Además, hay que verificar que tanto el “software” como el “hardware”,soportan redes de alto nivel y múltiples usuarios.

c “Software”: El paquete informático debe ser fácil de configurar y debe poder serutilizado por diversos usuarios. Además debe funcionar con los sistemas operativosmás populares que, actualmente, son el Windows 95, 98, 2000, XP y NT; y debeincluir un año de garantía y soporte telefónico directo del vendedor.

c Registro de datos: Esta es una de las funciones más utilizadas en un sistema deanálisis y supervisión, por tanto habrá que examinar cuidadosamente como se lleva acabo. El sistema debe proporcionar una combinación entre memoria no volátil (en eldispositivo) y memoria del programa, para informes y dibujos automatizados. Tam-bién habrá que exigir un sistema que permita registrar formas de onda y datos de lainstalación, en el momento en que tiene lugar un suceso.

c Tendencias: La habilidad de mostrar dibujos y datos en tiempo real es extremada-mente útil a la hora de resolver problemas o planificar reformas.

c Flexibilidad: El sistema necesitará crecer y cambiar, a medida que lo haga la instala-ción. Rechazar programas que requieran una habilidad especial para ser programados.

Productosde medidaMT y BT

Interruptorautomático

BT

Mando yprotección

MT

Otrosproductos

compatibles

Com

unic

ació

nS

oftw

are

Ap

arat

os

Mantenimiento

Ingeniería

Contabilidad

A

V

Cos

kW

kVA

kWh

Valoresmedios

Valoresde cresta

Armónicos

Principio del sistema Powerlogic


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Jerarquía de beneficios en el proceso de gestión de energía.

Ejemplos de informes disponibles de los costes energéticos.

c Alarmas y claves de acceso: Existen varias opciones al respecto, pero es necesa-ria, como mínimo, una clave de protección, si se trabaja en red, una notificación auto-mática de alarma, un registro separado de alarmas y la posibilidad de notificación dealarma mediante fax, e-mail, etc.

Mejoras

Con el sistema de supervisión y análisis instalado, se estará preparado para iniciar elproceso de mejora. Se deberán enfocar los esfuerzos hacia tres objetivos principales:ahorro de energía, mejoras en la productividad y mejoras en la fiabilidad de la instalación.

Ahorro de energíaLos ahorros de energía generalmente se centran en el control de la demanda. Con elnuevo sistema de análisis permanente, se pueden atacar los costes de energía desdeun nuevo flanco. Por ejemplo:

c Permitirá asignar los costes energéticos a cada departamento, en base a su consu-mo de energía real y a su potencia demandada. De esta forma, por medio del “soft-ware”, se podrá crear un informe en una hoja de Excel o Lotus, donde se muestren loskW y kWh consumidos. Si se repite este informe cada mes, se podrá saber comoevoluciona el consumo de cada departamento.

c Permitirá evaluar y controlar los recargos por maxímetro. Además se identificarána los principales culpables de estos recargos, a tiempo. Estos datos ayudarán enlas inversiones en recortes de pico automáticos y en esquemas de descarga deconsumos.

c Permitirá contrastar las facturas de la compañía con los datos obtenidos, ya que, enocasiones, aparecen errores.

c Finalmente, se podrá situar en una buena posición a la hora de negociar las tarifascon la compañía.

Mejoras en la productividadLas mejoras en la productividad se centran en mejorar la eficiencia de los equipos ydel mantenimiento, y en mejorar la calidad de la energía. A partir de la información delestudio realizado en el primer paso y, con el sistema de análisis y supervisión, sepodrá:

c Mejorar la eficiencia de los equipos. ¿Sabe si la instalación está sobrecargada, obien sobredimensionada? Equilibre las cargas para reducir las pérdidas.

c Mejorar la eficiencia del mantenimiento. Se escogen los equipos con peor puntua-ción en el estudio realizado, para realizar mantenimientos exhaustivos. Utilizando elsistema de análisis para registrar el rendimiento de estos equipos se justifica su sus-titución.

c Mejorar la calidad de la energía. ¿Es necesario un SAI (Sistema de AlimentaciónIninterrumpida)? ¿Los problemas de calidad de potencia, son generados por la com-pañía o por la instalación? Con las capturas de onda de los sucesos problemáticos ylas condiciones estables, se estará en posición de tomar decisiones inteligentes so-bre el presupuesto dedicado a la calidad de la energía.

Mejoras en la fiabilidadLas mejoras en la fiabilidad, como cada parte del proceso de gestión de la energía,son continuas. Estas mejoras requieren una atención detallada, una puesta al díaregular y un ajuste fino, para tener un impacto real. Existen algunas formas de mejorarla fiabilidad de la instalación:

c Revisar los sucesos que se repiten. ¿Sufre disparos sistemáticos de algún disyuntorde la instalación? ¿Fallan inexplicablemente los variadores? Examinar los datos delsistema de supervisión y buscar sucesos que puedan ser la causa del problema.

c Evaluar la fiabilidad de los equipos. Buscar las instalaciones débiles en la instala-ción de servicio. Asegurarse de que, en cada fallo de la instalación, se realiza unanálisis minucioso de las causas, utilizando por completo los datos proporcionadospor el sistema de supervisión. Evaluar los costes de mejorar la fiabilidad o prevenir losfallos, frente a los costes de las pérdidas por suministro.

c Analizar las mejoras en la fiabilidad de la instalación. Utilizar los datos del sistema deanálisis para evaluar la sensibilidad de los equipos frente al coste de las mejoras.Asegurarse de que el remedio no es peor que la enfermedad.


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c Alargar la vida útil de los equipos. Una tasa de distorsión de armónicos elevadadañará los equipos y provocará su fallo en el momento menos esperado. Revisar ladistorsión de armónicos de las cargas, introducida por los equipos de generación,para asegurarse de que existe una tolerancia razonable. Si no es así, instalar filtros dearmónicos u otros sistemas, para eliminarlos de las fuentes de generación.

Repetir una y otra vez

Con el proceso de supervisión de energía plenamente en marcha, se está en unaposición excelente para utilizar la información que ha sido almacenada, para planifi-car y diseñar correctamente las ampliaciones de la infraestructura:

c Los datos históricos ayudan a estimar nuevas cargas para la empresa sin ser unesclavo de la potencia de servicio.

c Los perfiles de las cargas pueden ayudar a ampliar la instalación. Las tendenciashistóricas permitirán predecir si se necesita hacer añadidos.

c Aplazar la compra de equipos. Los perfiles de las intensidades de los consumosayudarán a aplazar las ampliaciones.

c Identificar nuevas áreas de análisis. A medida que se amplíe la instalación, seránecesario asegurarse de que el proceso de gestión de la energía sigue bajo control.


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Generalidades

Las perturbaciones electromagnéticas susceptibles de perturbar el buen funciona-miento de los equipos y los procedimientos industriales son en general ordenados envarias clases pertenecientes a las perturbaciones conducidas y radiadas:

c Baja frecuencia (< 9 kHz).

c Alta frecuencia ( > 9 kHz).

c Descargas electrostáticas.

La medida de CEE consiste habitualmente en caracterizar las perturbaciones electro-magnéticas conducidas a baja frecuencia:

c Huecos y cortes de tensión.

c Armónicos e interarmónicos.

c Sobretensiones temporales.

c Picos de tensión.

c Sobretensiones transitorias.

c Fluctuaciones de tensión.

c Desequilibrios de tensión.

c Variaciones de la frecuencia de alimentación.

c Tensión continua en las redes alternas.

c Tensión de señalización.

En general, no es necesario medir la totalidad de estas perturbaciones.Pueden estar agrupadas en cuatro categorías según que afecten a la amplitud, a laforma de onda, a la frecuencia o a la simetría de la tensión. Varias de estas caracterís-ticas se modifican simultáneamente por una misma perturbación.

Variaciones de la frecuencia

Según la norma UNE-EN 50160, la frecuencia nominal de la tensión suministradadebe ser de 50 Hz. En condiciones normales de explotación, el valor medio de lafrecuencia fundamental medida por períodos de 10 segundos debe situarse en losintervalos siguientes:

c Para redes acopladas por conexiones síncronas a un sistema interconectado:v 50 Hz ± 1 % (de 49,5 Hz a 50,5 Hz) durante el 99,5 % de un año.v 50 Hz + 4% / – 6% (de 47 Hz a 52 Hz) durante el 100 % del tiempo.

c Para redes sin conexión síncrona a un sistema interconectado (redes de alimenta-ción que existen en ciertas islas):v 50 Hz ± 2 % (de 49 Hz a 51 Hz) durante el 95 % de una semana.v 50 Hz ± 15 % (de 42,5 Hz a 57,5 Hz) durante el 100 % del tiempo.

Variaciones de la amplitud de onda

Huecos y cortes de tensión

DefinicionesUna variación de tensión que dé como resultado una tensión inferior al 90% de Un esconsiderada como un hueco de tensión (UNE-EN 50160).

El método habitualmente utilizado para detectar y caracterizar un hueco de tensiónes el cálculo del valor eficaz “rms (1/2)” de la señal sobre el periodo fundamental,todos los semiperiodos.

Los parámetros característicos de un hueco de tensión son:

c Su profundidad: ∆U (o su amplitud U).

c Su duración ∆T, definido como el intervalo de tiempo durante el que la tensión esinferior al 90%.


Fenómenos de no calidad

Huecos de tensión: 90 % Un < U < 1 % Un. 10 ms < t < 1 min.


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Fenómenos de no calidad(continuación)

Los cortes son un caso particular de los huecos de tensión de profundidad superior al90 % (IEEE) o 99 % (CEI-CENELEC). Están caracterizados por un solo parámetro: laduración.

Los cortes breves tienen una duración inferior a 3 minutos (CENELEC), o de un minuto(CEI-IEEE), son notablemente ocasionados por los reenganches automáticos lentosdestinados a evitar los cortes largos (regulados entre 1 y 3 minutos).

Los cortes breves y los cortes largos son diferentes tanto desde el punto de vista delorigen como de las soluciones a tener en cuenta para intentar reducir su número.

Las perturbaciones de tensión de duración inferior al semiperiodo fundamental T dela red (∆T < T/2) son consideradas como transitorias.

En función del contexto, las tensiones medidas pueden ser entre conductores activos(entre fases o entre fase y neutro), entre conductores activos y tierra (fase/tierra oneutro/tierra) o también entre conductores activos y el conductor de protección.

En el caso de un sistema trifásico, las características ∆U y ∆T son en general diferen-tes en las tres fases. Por esta razón, un hueco de tensión debe ser detectado y carac-terizado para cada una de las fases por separado.

Valores indicativos (según la norma UNE-EN 50160)

HuecosEn condiciones normales de explotación, el número esperado de huecos de tensiónen un año puede ir de algunas decenas a un millar. La mayor parte de los huecos detensión tienen una duración de menos de un segundo y una profundidad inferior al60 %. Sin embargo, a veces pueden producirse huecos de tensión de una profundi-dad y duración superior. En ciertos lugares, es frecuente que se produzcan huecos detensión de profundidad comprendida entre el 10% y el 15% de Un, que están provo-cados por conmutaciones de carga en las instalaciones de los clientes.

CortesEn condiciones normales de explotación, el número anual de interrupciones bre-ves de la tensión suministrada puede variar de algunas decenas a varias centenas.La duración de aproximadamente el 70% de las interrupciones breves es inferiora 1 segundo.

En las condiciones normales de explotación, la frecuencia anual de las interrupcionesde tensiones que sobrepasan los 3 minutos puede ser inferior a 10 o alcanzar hasta50, según las regiones.

Orígenes

Cortocircuitos y defectos de aislamiento: dichos defectos provocan huecos de ten-sión para todos los usuarios. Su duración suele depender de las temporizaciones defuncionamiento de los elementos de protección. La detección de estos defectos porparte de los dispositivos de protección (interruptores automáticos, fusibles) generanlargos cortes para los usuarios alimentados por la sección de la red en la que se haproducido el fallo.

La conmutación de cargas importantes en relación con la potencia de cortocircuito: lapuesta en tensión de una carga importante provoca una punta de corriente que, de-tectada en un dispositivo de protección, puede parecerse a un cortocircuito.

Algunas redes son más sensibles a los huecos de tensión: el número de huecos detensión y de cortes es más elevado en las redes aéreas sometidas a la intemperie queen las redes subterráneas. Aunque si la línea subterránea procede del mismo juegode barras que las redes aéreas o mixtas sufrirá también huecos de tensión debidos alos fallos que afectan a las líneas aéreas.

Sobretensiones

DefinicionesToda tensión aplicada a un equipo cuyo valor de cresta supera los límites de un valordefinido por una norma o una especificación es una sobretensión eléctrica (más in-formación en los Cuadernos Técnicos de Schneider Electric N.º 141: “Las perturba-ciones eléctricas en BT”, N.º 151: “Sobretensiones y coordinación de aislamiento”y N.º 179: “Sobretensiones y pararrayos en BT. Coordinación del aislamiento en BT”).

Corte transitorio: t < 10 ms.

Corte muy breve: 10 ms < t < 1 s.

Corte breve: 1 s < t < 1 min.


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Sobretensión de maniobra.

Sobretensión de origen atmosférico.

Las sobretensiones son de 3 naturalezas:

c Temporales a frecuencia industrial: por definición son las que se producen a lamisma frecuencia que la red.

c De maniobra: están provocadas por modificaciones rápidas de la estructura de lared. Se distinguen:v Las sobretensiones de conmutación en carga normal.v Las sobretensiones provocadas por el establecimiento y la interrupción de peque-ñas corrientes inductivas.v Las sobretensiones provocadas por la maniobra de circuitos capacitivos.

c De origen atmosférico (rayo).

Y pueden aparecer:

c En modo diferencial (entre conductores activos: fase-fase o fase-neutro).

c En modo común (entre conductores activos y masa o tierra).

Valores indicativos (según la norma UNE-EN 50160)

Sobretensiones temporales en la red entre fases y tierraEn ciertas condiciones, un defecto que se produce aguas arriba de un transformadorpuede temporalmente producir sobretensiones del lado de baja tensión mientras durela corriente de falta. Tales sobretensiones no sobrepasan generalmente el valor eficazde 1,5 kV.

Sobretensiones transitorias entre fases y tierraLas sobretensiones transitorias no sobrepasan generalmente 6 kV (valor de cresta),pero a veces pueden sobrevenir valores más elevados. El tiempo de subida puedevariar de menos de un microsegundo a varios milisegundos.

Orígenes

Sobretensiones a frecuencia industrialExisten varias causas para las sobretensiones a la frecuencia industrial:

c Un fallo de aislamiento.

c La rotura del conductor de neutro.

c Los defectos de la regulación de un alternador o de la regulación en carga deltransformador.

c La sobrecompensación de energía reactiva.

Sobretensiones de maniobraLas causas que originan este tipo de sobretensiones son:

c Apertura de aparatos de protección.

c Desconexión de un transformador de MT/BT.

c Conexión de condensadores.

Las sobretensiones atmosféricasEl rayo es un fenómeno natural que aparece cuando hay tormentas. Se distinguen losgolpes de rayo directos (sobre una línea o sobre una estructura) y los efectos indirectosde un golpe de rayo (sobretensiones inducidas y subida en el potencial de tierra).(Paramás información ver los Cuadernos Técnicos de Schneider Electric N.º 151 y 179, men-cionados anteriormente).

Variaciones y fluctuaciones de tensión (Flicker)

DefinicionesSe dice que hay fluctuaciones de tensión cuando se producen variaciones periódicaso series de cambios aleatorios en la tensión de la red eléctrica. A su vez, las variacionesde tensión se definen como las variaciones del valor eficaz o valor de pico de tensiónentre dos niveles consecutivos que se mantienen durante un tiempo finito no especi-ficado.

Parámetros Pst y Plt

La evaluación final de la severidad del flicker según la CEI 60868 se expresa por dosparámetros: el Pst (corta duración) y el Plt (larga duración).

Pst y Plt son las “unidades de medida” del flicker, magnitudes sin dimensiones físicasque aquí se denominan “parámetros”.

Sobretensión a frecuencia industrial.

Una fluctuación se caracteriza por el número de variaciones por hora, porminuto o por segundo.


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representa la curva CEI

Curva límite de la molestia de flicker. Indica la amplitud de las fluctuacionesde tensión, en función de su frecuencia de repetición, para una severidaddel flicker Pst = 1.

Este método de cuantificación del flicker tiene la ventaja de ser “universal”: indepen-diente del tipo de fluctuación (periódica, súbita, senoidal, con otras formas, etc.) y,por tanto, independiente del tipo de perturbación.

Estos parámetros se calculan y se guardan a lo largo de todas las mediciones.

El Pst se define por la ecuación:

Pst = [ K0,1.P0,1 + K1.P1 + K3.P3 + K10.P10 + K50.P50 ]1/2

Con:

c Pn = niveles en la curva FPC que tienen una probabilidad n% de que sean supera-dos.

c Kn = coeficientes de ponderación dados por la norma y que permiten que la curvalímite de la CEI se corresponda con un Pst = constante = 1. Así el Pst representa lacurva CEI.

La severidad de corta duración de un flicker, definida por la norma CEI 868-0, quedapues expresada por la ecuación:

Pst = [0,0314.P0,1 + 0,0525.P1 + 0,0657.P3 + 0,28.P10 + 0,08.P50]1/2

Con:

c P0,1 = nivel superado solamente durante el 0,1 % del periodo de observación.

c P1 = nivel superado solamente durante el 1 % del periodo de observación...

La severidad de un flicker de larga duración Plt se deduce de los Pst por la fórmula:

3 1

3

N

Psti

Plt

N

i==Σ

Donde Psti (i = 1,2,3...) son los valores consecutivos obtenidos de Pst.

El Plt se ha de calcular a partir de los valores Pst en una duración adecuada según elciclo de funcionamiento de la carga, o en un periodo durante el cual un observadorpueda ser sensible al flicker, por ejemplo algunas horas (normalmente 2 horas).

El orden de magnitud del límite tolerable es Plt = 0,74.

Cuando hay distintos elementos polucionantes conectados a una misma red, elparámetro Pst global encontrado en un punto dado se calcula según la regla de sumasiguiente:

m

i

mPst iPst = )(Σ

Habitualmente m = 3, pero pueden utilizarse otros valores.

Valores indicativos (según la Norma UNE-EN 50160)

Variaciones de la tensión suministradaEn condiciones normales de explotación:

c Para cada periodo de una semana, el 95% de los valores eficaces de la tensiónsuministrada promediados en 10 minutos deben situarse en un intervalo Un ± 10%.

c Para todos los periodos de 10 minutos, los valores promediados del valor eficaz dela tensión deben situarse en el intervalo Un + 10% / – 15%.

Amplitud de las variaciones rápidas de tensiónEn condiciones normales de explotación, una variación rápida de la tensión no sobre-pasa generalmente el 5% de Un pero, en ciertas circunstancias, pueden producirsevariaciones que alcanzan hasta el 10% de Un durante cortos instantes, varias vecesen el mismo día. (Una variación de la tensión que dé como resultado una tensióninferior al 90% de Un es considerada como un hueco de tensión.)


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Severidad de parpadeoEn condiciones normales de explotación, por cada periodo de una semana, el nivelde severidad de larga duración del parpadeo debido a las fluctuaciones de la tensióndebería ser Plt menor o igual a 1 durante el 95% del tiempo.

OrígenesLas variaciones y fluctuaciones de tensión se deben, principalmente, a cargas indus-triales que varían rápidamente, como por ejemplo:

c Máquinas de soldar.

c Hornos de arco.

c Laminadoras.

Variaciones de la forma de onda

Armónicos e interarmónicos

DefinicionesLos armónicos son perturbaciones de los sistemas eléctricos que perturban la señalen distintos grados. La señal deformada es el resultado de la superposición de losdiferentes rangos de armónicos.

Toda función periódica (de frecuencia f) puede descomponerse en una suma desinusoidales de frecuencia h × f (h: entero). “h” es el llamado rango del armónico (h > 1).La componente de rango 1 es la componente fundamental.

( )∞

=

++=1

0 2sin2)(h

nn hfYYty ϕπΣ

El valor eficaz es:

222

21

20 ... heff YYYYY ++++=

Los índices que revelan la presencia de armónicos en nuestra instalación son la tasade distorsión armónica global en tensión o THD(U), la tasa de distorsión armónicaglobal en corriente o THD(I) y el análisis detallado del espectro de frecuencias, TFT.

c La tasa de distorsión armónica global en tensión [THD(U)] caracteriza la defor-mación de la onda de tensión, e indica la relación existente entre la suma de lastensiones de los armónicos y la tensión de la fundamental, expresándose en %.

Un armónico de rango h es la componente sinusoidal de una señal cuyafrecuencia equivale a h veces la frecuencia fundamental (50 Hz).


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c La tasa de distorsión armónica global en corriente [THD(I)] caracteriza la defor-mación de la onda de corriente, e indica la relación existente entre la suma de lascorrientes de los armónicos y la corriente de la fundamental, expresándose en %.Este indicador se utiliza normalmente para localizar los receptores que generan co-rrientes armónicas.

c El espectro de frecuencias (TFT) es un histograma o diagrama de barras queproporciona la magnitud de cada armónico en función de su rango. Este modo derepresentación se denomina también análisis espectral. Su estudio determinado per-mite determinar cuáles son los armónicos presentes y su importancia respectiva.

Los armónicos varían normalmente según el modo de funcionamiento del aparato, lahora del día y la estación del año.

La mayoría de las fuentes generan armónicos de rango impar.


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Armónicos impares Armónicos pares

No múltiplos de 3 Múltiplos de 3

Orden hTensión

Orden hTensión

Orden hTensión

relativa relativa relativa

5 6% 3 5% 2 2%7 5% 9 1,5% 4 1%11 3,5% 15 0,5% 6...24 0,5%13 3% 21 0,5%17 2%19 1,5%23 1,5%25 1,5%

NOTA: Los valores que corresponden a los armónicos de orden superior a 25, que son general-mente débiles y muy imprevisibles debido a los efectos de resonancia, no están indicados en estatabla.

OrígenesLos dispositivos generadores de armónicos están presentes en todos los sectoresindustriales, terciarios y domésticos. Los armónicos son el resultado de las cargas nolineales (ordenadores, lámparas de descarga de vacío, variadores de velocidad...)conectadas a la red. La circulación de las corrientes de armónicos crea tensionesarmónicas a través de las impedancias de la red y, por lo tanto, una deformación de latensión de alimentación.

La impedancia de la fuente a las diferentes frecuencias armónicas tiene entonces unrol fundamental en la severidad de la distorsión en tensión. Señalar que si la impedan-cia de la fuente es débil (Pcc elevada) la distorsión en tensión es débil.

Principales fuentes de armónicosSon cargas que es posible distinguir según sus dominios, industriales o domésticos.

c Cargas industriales.v Equipamientos de electrónica de potencia: variadores de velocidad, rectificadores,onduladores...v Cargas que utilizan arco eléctrico: hornos de arco, máquinas de soldar, iluminación(lámparas fluorescentes...). Los arranques de motores con arrancadores electrónicosy los enganches de transformadores de potencia son también generadores de armó-nicos (temporales).

c Cargas domésticas: televisores, hornos microondas, placas de inducción, ordena-dores, impresoras, lámparas fluorescentes...

Los interarmónicos son componentes sinusoidales que no tienen frecuencias múltiploentero de la frecuencia fundamental (por tanto, situados entre los armónicos). Estosson debidos a las variaciones periódicas o aleatorias de la potencia absorbida pordiferentes receptores como hornos de arco, máquinas de soldar y convertidores defrecuencia (variadores de velocidad, cicloconvertidores).

El espectro puede ser discreto o continuo y variable de forma aleatoria (horno dearco) o intermitente (máquinas de soldar).

Para estudiar los efectos a corto, medio y largo plazo, las medidas de los diferentesparámetros deben hacerse a intervalos de tiempo compatibles con la constante tér-mica de los equipos.

Valores indicativos (según la Norma UNE-EN 50160)

Tensiones armónicasEn condiciones normales de explotación, durante cada periodo de una semana, el95% de los valores eficaces de cada tensión armónica promediados en 10 minutosno debe sobrepasar los valores indicados en la tabla que se muestra a continuación.Tensiones más elevadas para un armónico dado pueden ser debidas a resonancias.

Además, la tasa de distorsión armónica total de la tensión suministrada (THD) (com-prendidos todos los armónicos hasta el orden 40) no debe sobrepasar el 8%.


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A continuación, podemos ver una clasificación de los equipos generadores de armó-nicos, así como el espectro de frecuencias de los armónicos generadores:v Equipos industriales: hornos de arco y de inducción, máquinas de soldar, rectifica-dores...

v Variadores de velocidad para los motores asíncronos o los motores de corrientecontinua.

v Aparatos de ofimática, tales como ordenadores, fotocopiadoras y faxes.

v Aparatos domésticos: microondas, alumbrados de neón y televisiones.


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Variaciones de simetría

Desequilibrios de tensión

DefinicionesUn sistema trifásico está desequilibrado siempre que las tres tensiones no sean igua-les en amplitud y/o no estén desfasadas las unas en relación a las otras 120º.

El grado de desequilibrio está definido por el método de las componentes de Fortescueen relación a la componente inversa (U1i) (u homopolar (U10)) de la fundamental con lacomponente directa de la misma (U1d)

d

i

iU

UU

1

1=∆ y

dU

UU

1

100 =∆

También se puede utilizar la siguiente fórmula:

med

mediii V

VVU

−=∆ máx

siendo:

Vi = tensión de la fase i

3321 VVV

Vmed

++=

La tensión inversa (u homopolar) está provocada por las caídas de tensión a lo largode las impedancias de la red debidas a las corrientes inversas (u homopolares) produ-cidas por las cargas desequilibradas que producen corrientes desiguales sobre lastres fases (cargas BT conectadas entre fase y neutro, cargas monofásicas o bifásicasMT como máquinas de soldar y hornos de inducción).

Los defectos monofásicos o bifásicos provocan desequilibrios hasta en el funciona-miento de las protecciones.

Sistema trifásico desequilibrado.

v Motores de gran potencia con arrancadores, generadores de armónicos durante elarranque, principalmente.

v Transformadores de potencia, que generan armónicos durante su disparo.


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Valores indicativos (según la norma UNE-EN 50160)En condiciones normales de explotación, para cada periodo de una semana, el 95%de los valores eficaces promediados en 10 minutos de la componente inversa de latensión de alimentación debe situarse entre el 0% y el 2% de la componente directa.En ciertas regiones equipadas con líneas parcialmente monofásicas o bifásicas, losdesequilibrios pueden alcanzar el 3% en los puntos de suministro trifásicos.

OrígenesEl origen de los desequilibrios en la red eléctrica se debe principalmente a:

c Una mala distribución de las cargas monofásicas.

c Los defectos de aislamiento.

c La presencia de máquinas de soldar.

Resumen

Perturbaciones sobre las cargas

Perturbaciones Huecos de tensión Sobretensiones Armónicos Desequilibrios Fluctuacionesde tensión

Formas de ondacaracterísticas

Origen de la perturbaciónRed:Defecto de aislamientoManiobrasEquipamiento:Motor asíncronoMotor síncronoMáquina de soldarHorno de arcoConvertidorCargas informáticasAlumbradoOnduladorBatería de ordenadores

: Fenómeno ocasional

: Fenómeno frecuente


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Riesgos asociados a los diferentes segmentos del mercadoA continuación se muestran varias tablas en las que se hace un resumen de qué riesgosy qué importancia tienen los mismos en los diferentes segmentos del mercado:

Industria

Sector Riesgos Importancia

AgroalimentarioHuecos y cortes de tensión Baja

Desequilibrios MediaHuecos y cortes de tensión Media

Textil Armónicos AltaDesequilibrios Baja

Madera Sobretensiones Media

Papel cartónArmónicos Alta

Sobretensiones BajaHuecos y cortes de tensión Media

Armónicos AltaQuímica Sobretensiones Alta

Fluctuaciones de tensión BajaDesequilibrios Media

Huecos y cortes de tensión Media

Neumáticos-plásticosArmónicos Alta

Sobretensiones MediaFluctuaciones de tensión Baja

Vidrio cerámica Armónicos Alta

SiderurgiaArmónicos Alta

Fluctuaciones de tensión Media

Huecos y cortes de tensión BajaMetalurgia Armónicos Media

Fluctuaciones de tensión Muy alta

Fabricación eléctrica yHuecos y cortes de tensión Muy alta

electrónicaArmónicos Media

Sobretensiones Muy alta

AutomóvilArmónicos Media

Fluctuaciones de tensión Muy alta

Material de transporteArmónicos Media

Fluctuaciones de tensión Muy altaOtras fabricaciones

Huecos y cortes de tensión Mediamanufactureras

Industria de extracciónArmónicos Media

Sobretensiones Baja

Sector del automóvil.

Fábrica de botellas.

Edificio terciario.


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Construcción edificiosFluctuaciones de tensión Baja

elevaciónEdificios terciarios e

Sobretensiones Mediaindustriales privados

Huecos y cortes de tensión AltaSalud Armónicos Media

Sobretensiones Alta

Cultura y deporteHuecos y cortes de tensión Media

Armónicos Media

Edificios terciario e industrial




Electricidad gas calor:Armónicos Media

producción-distribuciónAgua: Producción Armónicos Media

y distribución

Agua: TratamientoArmónicos Alta

Sobretensiones BajaHuecos y cortes de tensión Media

Transporte Armónicos Altae infraestructura Sobretensiones Media

Fluctuaciones de tensión Baja

Energía e infraestructuras

Planta de tratamiento de agua.


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Indicadores de calidad: Umbralcrítico de cada perturbación


Los indicadores característicos de un hueco de tensión son su profundidad y su duración.

El indicador de profundidad del hueco se debe comprobar con prioridad, ya que lagran mayoría de los funcionamientos defectuosos de los receptores se deben a unhueco de tensión o a un corte.

En la tabla que se muestra a continuación se pueden ver los umbrales críticos paralos diferentes dispositivos.

Equipo Motores Accionadores Informática Variadores Alumbradosde velocidad

Umbral crítico > 25% Un > 25% Un> 10% Un

> 15% Un > 25% Un> 10 s

Armónicos

Los indicadores característicos de los armónicos son los índices de distorsión detensión (THDu) y de corriente (THDi), así como el espectro de frecuencias.

La importancia de los armónicos de tensión queda definida de la siguiente manera:

c Si THDu > 8%: Contaminación importante por lo que es probable que el funciona-miento sea defectuoso: se hace necesario el análisis y el uso de un dispositivo deatenuación.

c Si 5% < THDu < 8%: Contaminación significativa, por lo que podrá existir algúnfuncionamiento defectuoso.

c Si THDu < 5%: Se considera una situación normal.

La importancia de los armónicos de corriente, queda definida de la siguiente manera:

c Si THDi > 50%: Contaminación importante por lo que es probable que el funciona-miento sea defectuoso: se hace necesario el análisis y el uso de un dispositivo deatenuación.

c Si 10% < THDi < 50%: Contaminación significativa, por lo que podrá existir algúnfuncionamiento defectuoso.

c Si THDi < 10%: Situación normal.

La importancia de los espectros de frecuencia será:

c Los armónicos de rango 3 superiores al 50% recorrerán el cable de neutro y crearánfuertes calentamientos.

c Los armónicos de rango 5, 7 y más, superiores al 40%, perturbarán las baterías decondensadores y los receptores sensibles.


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Indicadores de calidad: Umbralcrítico de cada perturbación(continuación)

Fluctuaciones de tensión: Flicker

El indicador característico de las fluctuaciones de tensión es la magnitud asociada alnúmero de variaciones.

Los umbrales de este indicador son:

Desequilibrios

El indicador característico del desequilibrio es el índice de desequilibrio de tensión.

Un índice de desequilibrio que supere el 5% durante más de una hora es perjudicial,mientras que, un índice de desequilibrio inferior al 1% no presenta problema.

Tipo de sobretensión Umbral crítico Umbral aceptable

Sobretensiones de > 1,7 Un / 0,1 s < 1,2 Un / 10 sfrecuencia industrial

Sobretensiones de maniobra > 4 Un / 0,5 ms < 2 Un / 1 ms

Sobretensiones atmosféricas > 10 Un / 100 microseg < 4 Un / 50 microseg

Sobretensiones

El indicador característico de las sobretensiones es su valor de cresta asociado a suduración.

Por cada tipo de sobretensión, los umbrales serán:

Si se superan los valores permitidos, se producirán descargas dieléctricas o deteriorospor desgaste prematuro.

Umbral crítico Umbral aceptable

Caso 1 1% Un / 30 variaciones por minuto 1% Un / 15 variaciones por minutoCaso 2 2% Un / 3 variaciones por minuto 2% Un / 1 variación por minuto


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De manera general, cualquiera que sea la perturbación, los efectos que tienen lasperturbaciones sobre las diferentes cargas, pueden clasificarse de dos formas dife-rentes:

Efectos instantáneos: Maniobras intempestivas de contactores o de aparatos deprotección, mal funcionamiento o parada de una máquina. El impacto económicoocasionado por la perturbación es, en este caso, fácilmente cuantificable.

Efectos no instantáneos: Pérdidas energéticas, envejecimiento acelerado del mate-rial debido a calentamientos y esfuerzos electrodinámicos suplementarios originadospor las perturbaciones. El impacto económico (por ejemplo en la productividad) esmás difícil de cuantificar.


Los huecos y cortes de tensión perturban numerosos equipos conectados a la red.Son la causa más frecuente de problemas de calidad de energía. Un hueco de tensióno un corte de algunos milisegundos pueden traducirse en consecuencias nefastasdurante varias horas.

Las aplicaciones más sensibles a estos tipos de perturbaciones son:

c Las cadenas de fabricación continua donde no se tolera ninguna parada temporalde un elemento de la cadena (siderurgia, petroquímica...).

c Alumbrado y sistemas de seguridad (hospitales, señalización de aeropuertos, loca-les públicos, edificios de gran altura...).

c Equipos informáticos (centros de tratamiento de datos, bancos, telecomunicacio-nes...).

A continuación, se explican las principales consecuencias de los huecos y cortes detensión en los principales equipos utilizados en los sectores industriales, terciarios ydomésticos:

c Motores: durante un hueco de tensión el par de un motor se reduce repentinamen-te, provocando una ralentización de la marcha. Si el nuevo par es inferior al par resis-tente el motor acabará deteniéndose. Cuando la instalación cuenta con numerososmotores, las aceleraciones simultáneas durante el rearranque pueden provocar unacaída de tensión y prolongar el proceso o incluso hacerlo imposible.

c Accionamientos: estos elementos de control, como contactores e interruptores au-tomáticos equipados con bobinas de mínima tensión, alimentados directamente através de la red son sensibles a los huecos de tensión cuya profundidad supere el25%. Para valores mayores, el hueco se convierte en hueco de tensión.

c Equipos informáticos: estos equipos ocupan actualmente un lugar importante en lasupervisión y el control de las instalaciones, la gestión, la producción, etc., y sonsensibles a los huecos de tensión de profundidad superior al 10%. El funcionamientofuera de estos límites conlleva pérdidas de datos, controles erróneos, interrupcionespara reparación de aparatos, etc.

c Variadores de velocidad: en general estos equipos fallan con caídas de tensiónsuperiores al 15%. Las consecuencias son:v Imposibilidad de proporcionar la tensión suficiente a los motores (ralentización).v Sobreintensidad en el retorno de la intensidad.v Sobreintensidad y desequilibrio de corriente en caso de hueco de tensión en unasola fase.

c Alumbrados: los huecos de tensión provocan un desgaste prematuro de las lámpa-ras de incandescencia y de los tubos fluorescentes.


Efectos de las perturbacionessobre las cargas

Algunos de los equipos afectados por huecos y cortes de tensión.


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Efectos de las perturbacionessobre las cargas (continuación)

Sobretensiones

Los efectos son muy diversos, según el tiempo de aplicación, la repetitividad, la mag-nitud y la frecuencia:

c Descargas eléctricas, causa de destrucción de material sensible (componentes elec-trónicos).

c Degradación de material por desgaste (sobretensiones no destructivas pero repetidas).

c Corte largo por deterioro de material.

c Perturbación de los circuitos de control y comunicación de baja corriente.

c Degradación mecánica por efectos electrodinámicos.

c Incendio por efecto térmico.

Los equipos afectados y sus efectos son:

c Variadores de velocidad:v Perturbaciones en su normal funcionamiento.v Averías eléctricas de sus componentes.

c Carga de informática y de control numérico.v Descargas eléctricas de los componentes electrónicos.v Perturbaciones y descargas eléctricas.

c Hornos de inducción:v Perturbaciones en su normal funcionamiento.

c Alumbrados:v Desgaste prematuro.v Funcionamiento defectuoso.v Deterioro.

c Baterías de condensadores:v Degradación del equipo.

c Transformadores:v Calentamiento anormal.v Deterioro.

c Interruptores automáticos:v Degradación del equipo.v Disparos intempestivos.

c Cables:v Degradación de los aislantes (desgaste).v Incendios.

Variaciones y fluctuaciones de tensión

Puesto que la mayoría de las fluctuaciones no es más de ± 10%, la mayoría de losaparatos no tienen perturbaciones excepto los alumbrados.

Algunos de los equipos afectados por las sobretensiones.

La mayoría de los aparatos no tiene perturbaciones, sólo los alumbrados.


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Armónicos

En los equipos principales aparecen 2 tipos de efectos: los efectos inmediatos o acorto plazo y los efectos a largo plazo:

Los efectos inmediatos o a corto plazo:

c Disparo intempestivo de las protecciones.

c Perturbaciones inducidas de los sistemas de corriente baja (telemando, telecomu-nicaciones).

c Vibraciones y ruidos anormales.

c Deterioro por sobrecarga térmica de condensadores.

c Funcionamiento defectuoso de las cargas no lineales.

Por otro lado, los efectos a largo plazo causados por una sobrecarga de corrienteque provoca calentamientos y por tanto, un desgaste prematuro de los equipos.

Los equipos afectados y sus efectos son:

c Condensadores de potencia:v Pérdidas y calentamientos adicionales.v Reducción de las posibilidades de utilización a plena carga.v Vibraciones, desgaste mecánico.v Molestias acústicas.

c Motores:v Pérdidas y calentamientos adicionales.v Reducción de las posibilidades de utilización a plena carga.v Vibraciones, desgaste mecánico.v Molestias acústicas.

c Transformadores:v Pérdidas y calentamientos adicionales.v Vibraciones mecánicas.v Molestias acústicas.

c Interruptor automático:Los efectos son disparos intempestivos debidos a la superación de los valores decresta de la corriente.

c Cables:v Pérdidas dieléctricas y químicas adicionales, especialmente en el neutro en caso depresencia de armónicos de orden 3.v Calentamientos.

c Ordenadores:Los efectos que provocan son perturbaciones funcionales que generan pérdidas dedatos o funcionamiento defectuoso de los equipos de control.

c Electrónica de potencia:Los efectos que provocan son perturbaciones relacionadas con la forma de onda:conmutación, sincronización...

Desequilibrios

Los equipos afectados y los efectos que sobre ellos producen son:

c Motores:El calentamiento de las fases que recorre una corriente elevada conlleva el calenta-miento de los motores, siendo los más sensibles los motores asíncronos trifásicos.Dichos calentamientos reducen la vida útil de estos motores.

c Carga informática y de control numérico:Un índice de desequilibrio que supere el 5% durante una hora puede conllevar funcio-namientos defectuosos graves de los controles numéricos.



Algunos de los equipos afectados por la presencia de armónicos.


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Resumen

En la tabla que se muestra a continuación, se hace un resumen de las perturbacionesque afectan a los diferentes equipos:

Sensibilidad a las perturbacionesEquipos Huecos de tensión

Sobretensiones Armónicos DesequilibriosFluctuaciones

< 0,5 s > 0,5 s de tensiónMotor asíncronoMotor síncronoAccionadorVariador de velocidadCarga informáticaHorno de inducciónAlumbradoBatería de condensadoresTransformadorOnduladorDisyuntorCable


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Soluciones para mejorar lacalidad de la energía eléctrica

Una degradación de la calidad puede conllevar una modificación del rendimiento oincluso el deterioro de los equipos y procesos que dependen de ellos.

Se plantean tres aspectos:

c Uno o varios generadores de perturbaciones: determinadas cargas crean perturba-ciones permanentes y otras momentáneas. Su carácter transitorio las hace más difícilde detectar.

c Uno o varios equipos sensibles: los equipos son sensibles a las perturbacionesgeneradas por cargas contaminantes conectadas a la misma red. Aunque, no obs-tante, pueden ser ellas mismas generadoras de perturbaciones.

c Una forma de propagación: las perturbaciones se propagan en la instalación perotambién pueden extenderse para contaminar toda la red.

Diagnóstico

Un diagnóstico adecuado resulta indispensable. Condiciona la eficacia de la soluciónque se va a aplicar.

Este diagnóstico:

c Determina la naturaleza de las perturbaciones: es necesario caracterizar conprecisión cada perturbación: la naturaleza de la solución depende de ello.

c Evalúa los riesgos: un diagnóstico adecuado debe cuantificar las consecuenciasde las distintas perturbaciones.

c Debe llevarse a cabo por especialistas: la diversidad de los orígenes asociada ala complejidad de las instalaciones, hacen indispensable la intervención de un espe-cialista.

Equipos para realización del diagnóstico

Variaciones de la frecuenciaPara la detección de las variaciones de frecuencia que pueden aparecer en una insta-lación, Schneider Electric ofrece una gama muy completa de equipos, desde el sim-ple frecuencímetro hasta el complejo analizador de redes.

Con el frecuencímetro se puede visualizar por su display la medida de la frecueciasiempre que esta esté comprendida entre 20 Hz y 100 Hz.

Con las centrales de medida PM700 se puede registrar mediante comunicación lasvariaciones de frecuencia ocurridas en la instalación y, con las PM800 (a partir de laPM820), se pueden registrar estas variaciones tanto en su memoria interna, como porcomunicación, y generar una alarma cada vez que se le indique al haber una variaciónde frecuencia.

Variaciones de la amplitud de onda

Huecos, puntas y cortes de tensiónPara la detección de los huecos de tensión y cortes que pueden aparecer en unainstalación, la gama de Power Meters de Schneider Electric, puede ofrecer desde unasimple lectura de valores instantáneos, hasta su señalización por una alarma y poste-rior registro en una base de datos local y/o remota.

Con las centrales de medida PM700 se puede conseguir la lectura instantánea de losvalores de la tensión y, mediante comunicación, registrarlos en una base de datosubicada en un PC.

Con las PM800, además de obtener la lectura instantánea, se pueden registrar estasvariaciones tanto en su memoria interna (a partir de la PM820), como por comunica-ción en una base de datos ubicada en un PC y generar una alarma cada vez que lasdetecte. Si, además asociamos esta alarma a la activación de su salida digital, podre-mos señalizarla, ya sea acústica o luminosamente.

Con los Circuit Monitor serie 3000 (CM3350) y serie 4000 también estamos en condi-ciones de visualizar, registrar (en el propio equipo y/o en una base de datos local) yseñalizar los huecos, puntas y cortes de tensión que se den en nuestra instalación.

Frecuencímetro FRE digital de carril DIN.

Captura de onda tipo “perturbación”: detección de un hueco de tensión.

Power Meter Serie 800.

Power Meter Serie 700.


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Soluciones para mejorar lacalidad de la energía eléctrica(continuación)

Variaciones y fluctuaciones de tensión: FlickerPara la detección de las variaciones y fluctuaciones de tensión que pueden apareceren una instalación eléctrica, el equipo de Schneider Electric adecuado es el modeloCircuit Monitor 4000T.

La diferencia con el Circuit Monitor 4000 radica en que incorpora un módulo de ad-quisición de corrientes y tensiones adaptado a la detección de fenómenos transito-rios, con un muestreo en tensión a 5 MHz.

Variaciones de la forma de onda

ArmónicosPara la detección de los armónicos que pueden aparecer en una instalación, la gamade Power Meters de Schneider Electric, puede ofrecer desde una simple lectura delíndice de distorsión armónica en tensión y en corriente, hasta su señalización por unaalarma y posterior registro en una base de datos local y/o remota.

Con las centrales de medida PM700 se puede conseguir la lectura del índice de dis-torsión armónica en tensión y en corriente, obtenida por la medida del valor eficazhasta el armónico 31.

Con las PM800, además de obtener los índices de distorsión armónica, se obtieneuna descomposición espectral de armónicos hasta el orden 63. Además de realizaruna captura de onda (PM850), en la que se aprecia la distorsión originada por losarmónicos. Los armónicos pueden registrarse tanto su memoria interna (a partir de laPM820), como por comunicación en una base de datos ubicada en un PC y, generaruna alarma cada vez que los detecte. Si además asociamos esta alarma a la activa-ción de su salida digital, podremos señalizarla, ya sea acústica o luminosamente.

Con los Circuit Monitor se obtiene una descomposición espectral hasta el armónico 255.

Variaciones de simetría

Desequilibrios de tensiónPara la detección de desequilibrios de tensión que pueden aparecer en una instala-ción, la gama de Power Meters de Schneider Electric puede ofrecer desde una simplelectura de valores instantáneos, hasta su señalización por una alarma y posterior re-gistro en una base de datos.

Con las centrales de medida PM700 se puede conseguir la lectura instantánea de losvalores de desequilibrio de tensión y mediante comunicación, registrarlos en una basede datos ubicada en un PC.

Con las PM800, además de obtener la lectura instantánea, se pueden registrar estosdesequilibrios tanto en su memoria interna (a partir de la PM820) como por comuni-cación en una base de datos ubicada en un PC y, generar una alarma, cada vez quelas detecte. Si, además asociamos esta alarma a la activación de su salida digital,podremos señalizarla, ya sea acústica o luminosamente.

Con los Circuit Monitor serie 3000 (CM3350) y serie 4000, también estamos en condi-ción de visualizar, registrar (en el propio equipo y/o en una base de datos local) yseñalizar los desequilibrios que se produzcan en nuestra instalación eléctrica.

Soluciones

La elección, la instalación y el mantenimiento de las soluciones deben realizarse porespecialistas. La solución debe actuar en toda la instalación o proteger los receptoressensibles. Dicha solución, debe estar adaptada a las necesidades reales del usuario yser al mismo tiempo la de mejor rendimiento en el aspecto técnico y económico:

c Rendimiento deseado: un funcionamiento defectuoso puede resultar inadmisiblesi pone en juego la seguridad de las personas.

c Consecuencias económicas del funcionamiento defectuoso: toda interrupciónno programada, incluso breve, de determinados procesos (fabricación de semicon-ductores, siderurgia, petroquímica) conlleva una pérdida o una falta de calidad de laproducción, incluso el cuestionamiento de la herramienta de producción.

c Tiempo de amortización deseado: se trata de la relación entre las pérdidas causa-

Circuit Monitor 4000 + visualizador.

Circuit Monitor Serie 3000.

Análisis espectral hasta el armónico 63°, representando la información grá-fica o numérica.


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das por la falta de calidad de la energía y el coste de la solución.

Ejemplos de soluciones

Huecos y cortes de tensiónExisten soluciones particulares para cada tipo de defecto, así como acciones parareducir sus repercusiones pero, a grandes rasgos, para evitarlos en la medida de loposible, el camino a seguir son los puntos aquí especificados:

c Diseño y ejecución cuidada de las instalaciones:v Calidad de la fuente (nivel de perturbaciones máximo).v Exigencias de los receptores (sensibilidad a la duración-profundidad del hueco).

c Mejora del nivel de prestaciones de las protecciones eléctricas (selectividad, etc.).

c Aumento de la potencia de cortocircuito de la red.

c Mantenimiento adecuado de instalaciones y maquinaria.

c SAIs.

SobretensionesPara solucionar o, al menos, reducir estos problemas, la solución está en:

c Utilizar transformadores de potencia en los centros de transformación del usuariocon tomas de regulación apropiadas.

c Diseño y ejecución correcta de las líneas de distribución interiores evitando caídasde tensión elevadas.

c No interrumpir el conductor neutro, bajo ninguna circunstancia, en sistemas quealimenten circuitos monofásicos.

c Utilizar limitadores de tensión transitorias tipo PRD para rebajar el valor de pico dela sobretensión hasta valores que no dañen los receptores.

Flicker o parpadeoSe pueden considerar diversas soluciones:

c Elección del sistema de iluminación: ya que existen fuentes luminosas más o me-nos sensibles al flicker, la solución evidente y la primera que hay que considerar eselegir bien estas fuentes. Las lámparas fluorescentes tienen una sensibilidad a lasvariaciones de tensión dos o tres veces menor que las lámparas de incandescencia.

c Como remedio local, se puede considerar “limpiar” la línea de salida para la ilumina-ción por medio de la instalación de un regulador de tensión o de un ondulador.

c Diseño correcto de la maquinaria reduciendo al máximo las puntas transitorias decorriente. En algún caso esto puede conseguirse mediante la inserción de reactanciasen serie o, en otros, mediante sistemas de acumulación de energía.

c Alimentación eléctrica independiente de la maquinaria que requiera corrientes tran-sitorias importantes.

c Evitar la coincidencia de las puntas de corriente consumidas por las cargas.

c Utilización de compensadores estáticos que, mediante interruptores electrónicos yreactancias, permiten compensar las fuertes oscilaciones de corriente en las cargas.



Limitador de sobretensiones transitorias tipo PRD.


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Baterías automáticas Prisma SAH 400 V, armario simple.

ArmónicosAlgunas de las posibles soluciones son:

c Sobredimensionar condensadores (en tensión y en potencia), sobredimensionartransformadores de potencia, sobredimensionar conductores (la sección del conduc-tor neutro debe ser igual a la sección de las fases).

c Alimentar separadamente las cargas generadoras de corrientes armónicas del restode la instalación.

c Estudiar cuidadosamente la posibilidad de resonancia entre baterías de conden-sadores y reactancias de transformador de potencia y de red.

c La presencia de una batería de condensadores en una instalación no genera armó-nicos, sin embargo, puede amplificar los armónicos existentes agravando el proble-ma. La oferta de Schneider Electric para equipos de compensación en BT (para másinformación ver Capítulo 3 “Compensación de energía reactiva y filtrado de armóni-cos”) es:v En redes no contaminadas con armónicos: Equipos estándar.v En redes débilmente contaminadas (THU alrededor del 2% o 3%): Equipos clase H.En este caso, se deberá verificar que no existe riesgo de resonancia.v Redes contaminadas: Equipos SAH (baterías con filtros de rechazo, sintonizados a215 Hz).


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Ejemplo 1: Asignación de costes

El comercial que habitualmente atiende al cliente de una fábrica de automóviles, de-tectó la necesidad, por parte del departamento de ingeniería, de controlar de formaautomática los consumos de energía eléctrica. De esta forma se puso en contactocon los responsables de producto PowerLogic, con el objetivo de realizar un análisismás detallado de las necesidades y de las posibles vías de solución.

Las necesidades estaban claras: supervisar, de forma sencilla y a distancia, los con-sumos energéticos de cada uno de los procesos, en las cadenas de montaje de losdiferentes automóviles fabricados; con el fin de optimizar costes.

Hasta el momento, recoger esta información era un trabajo manual, poco preciso yque suponía un coste significativo en efectivos y tiempo (se tomaban más de 200lecturas al mes). El responsable del control de consumos del área de ingeniería, me-diante la recogida de estos datos, pretende controlar e incentivar a los diferentesdepartamentos y procesos de montaje, para que optimicen su gasto energético.

Sin embargo, hasta la fecha, existen muchos puntos en los que se carece de informa-ción del consumo, y debe de extrapolarse teniendo en cuenta las horas de funciona-miento y el número de unidades producidas.

Descripción del proyectoLos costes de potencia tienen tres componentes principales: costes energéticos, costesde distribución de potencia (gastos de capital) y costes de corte de suministro.

Los costes de energía son fáciles de identificar: están anotados en la factura eléctricade la instalación. La gestión de la energía es la razón que prima para que las compañíasinstalen equipos de análisis y supervisión de potencia. Pero los ahorros en costes deenergía son normalmente una pequeña parte de la oportunidad total de ahorro.

Los costes de distribución de potencia representan una inversión enorme. ¿Cuántodinero gasta una industria en mantenimiento del equipamiento eléctrico, relacionadocon la calidad de energía? Armónicos, caídas de tensión, desequilibrios, sobrecargade las fuentes de alimentación y un factor de potencia desfavorable, aceleran el dete-rioro y la pérdida de la vida útil de los componentes de la instalación. La mayoría delos presupuestos de las plantas para recambios de los equipos, modernizaciones ymodificaciones aumentan cada año. ¿Cuánto de este capital invertido puede ser evi-tado o pospuesto?

Los costes de corte de suministro —la pérdida de producción o productividad de-bida a fallos de suministro, equipamiento y costes inexplicables— pueden ser tam-bién muy costosos. ¿Cuál es el verdadero coste de un corte de suministro en suinstalación? Factores de coste como trabajadores inactivos, horas extraordinarias,ventas perdidas y reducción de inventario pueden ser bastante altos.

En el caso del cliente, se quiere invertir principalmente para controlar los costes deenergía dentro de una de sus factorías.

Los objetivos son:

c Automatizar el informe mensual de energías.

c Imputación del consumo real de los distintos procesos en las respectivas plantas(actualmente se utilizan porcentajes).

c Obtener gráficas de consumo, por día, por hora, etc... para cada planta.

c Calcular horas de funcionamiento de los equipos para hacer previsiones de consumo.

c Controlar las líneas de salida BT de las ET’s:v Tensiones.v Intensidades.v Potencias: activa, reactiva y aparente.v FP.v THD’s.


Casos ejemplo. Soluciones

Fábrica de automóviles.


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Schneider Electric realiza un estudio y analiza las instalaciones eléctricas de la fábricade automóviles con el fin de definir una oferta. Esta se basa en la central de medidaPM710 conectada en cada una de las salidas a supervisar y en los transformadoresde potencia de las estaciones transformadoras. La comunicación de datos se realiza-rá mediante una red de fibra óptica y la pasarela Ethernet EGX200, utilizando una redde alto nivel como es la red Ethernet.

Por tanto el proyecto consistirá en la instalación de centrales de medida en las entra-das y salidas existentes de los cuadros de BT ubicados en las estaciones transfor-madoras según la relación entregada por el cliente.

En el plano de planta de esta fábrica de automóviles se observaron los puntos en losque se encontraban contadores de energía (a sustituir, sin comunicación), así como elrecorrido de los buses de datos existentes (estos se deben aprovechar para la nuevainstalación).

La central de medida adecuada para la supervisión energética y el análisis general dela instalación es la PM710. Además de la energía, proporciona parámetros básicosde la instalación: intensidades por fase, tensiones simples y compuestas... Puede serinstalada con un único captador de intensidad en redes trifásicas equilibradas (comosucede en esta fábrica) y ahorrar en tiempo de instalación y tiempo de parada.

Se consideran dos puestos de control con instalaciones del programa de supervisiónSystem Manager Software (SMS); una en el departamento de ingeniería y otra en elde mantenimiento. La solución adecuada es la instalación de la versión servidor/cliente:un SMS3000 (servidor) y un SMS1000 (cliente), con una única base de datos residen-te en el servidor.

ImplantaciónPara la comunicación entre los diferentes elementos del sistema de supervisión, pro-ponemos una arquitectura completa donde se integrarán cada uno de los elementosa través de una red ETHERNET:

c Pasarelas EGX200.v Conexión fibra óptica.v Tecnología Transparent.v Hasta 64 elementos.

c Red en fibra óptica (100 Mbauds).

La central de medida propuesta es la PM710, por los datos que proporciona de:

c Energía.

c Parámetros básicos de la instalación:v Intensidades por fase.v Tensiones simples y compuestas.

Además, permite la instalación con un único captador de intensidad en redes trifásicasequilibradas (ahorro en costes de instalación y tiempo de parada).

Los centros a controlar y el número de centrales por centro, son:

c ET Centro distribución: 7 PM710.

c ET Montaje: 30 PM710.

c ET Piecerio: 48 PM710.

c ET Soldadura-1: 34 PM710.

c ET Soldadura-2: 32 PM710.

c ET Pintura-1: 38 PM710.

c ET Oficinas Generales: 1 PM710.

c ET Recambios CPO: 27 PM710.

c ET Camiones: 34 PM710.

c ET Cen. Ser.-3: 10 PM710.

c ET Pintura-2: 70 PM710.

c ET Transmisiones –1: 3 PM710.

c ET Ing. Diseño: 31 PM710.

c ET Parachoques: 11 PM710.


Casos ejemplo. Soluciones(continuación)


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En definitiva, un total de 389 centrales de medida repartidas por toda la factoría; y14 pasarelas EGX200.

Esta pasarela incorpora una comunicación Ethernet a 10 o 100 Megabits/segundoque permite aprovechar toda la potencia de las redes LAN para obtener datos desupervisión de energía, ahorrando además en costes de cableado.

Una única pasarela EGX, con una única dirección IP, proporciona comunicación hasta64 equipos (32 por puerto RS485). El modelo EGX400 posee un puerto de fibra óptica(100 Mbit) además del UTP (10/100 Mbit) estándar.

Arquitectura de comunicaciónLa figura muestra la arquitectura de comunicación:

La arquitectura de cada centro es similar y los elementos se repiten, variando el nú-mero de centrales PM710 en función del número de salidas a controlar.

Los elementos que encontramos en cada uno de los centros son:

c PM710 (comunicación integrada: puerto RS485 a 2 hilos).

c Pasarela Ethernet EGX200.

c Switch de conexión a la red Ethernet.

Ejecución del proyectoLa ejecución se llevó a cabo en dos fases:

c 1.ª Fase:v Tendido de la red de F.O.v Instalación de los PM710 de los generales de los 33 transformadores.v Instalación del programa SMS3000/1000 en Departamento de Ingeniería y Taller deMantenimiento.

c 2.ª Fase:v Instalación de los PM710 en las salidas de los transformadores, según se vayanaprobando las inversiones.

Puestos de controlEn la factoría encontramos dos puestos de control con funciones diferentes:

c Control de consumos:v Ordenador ubicado en Oficina Técnica.v Informe mensual de energías transferible a hoja Excel.v Gráficas de consumo diario y mensual.v Previsiones por plantas en función de:– Consumos.– Horas de funcionamiento.

c Control de instalaciones:v Ordenador ubicado en Taller Mantenimiento General.v Sinóptico con esquema unifilar:– 1.er detalle: parámetros eléctricos más importantes.– 2.º detalle: resto de parámetros.v Alarmas:– Sobrecarga.– Mala compensación reactiva.



EGX200

Ethernet TCP/IP

Modbus RS485

PM710 PM710 PM710 PM710 PM710

Arquitectura de comunicación.


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GráficosMediante el programa de gráficos GFX1000 de PowerLogic, se incorporan sinópticos,diagramas animados y lecturas en tiempo real a la supervisión. Este programa seapoya en los datos facilitados por el programa SMS. Además, es necesaria cualquierutilidad de gráficos para realizar los esquemas unifilares y añadirlos al programa GFX.

En la siguiente figura se muestra una pantalla del puesto de supervisión del taller demantenimiento:

En esta pantalla podemos observar el esquema unifilar de la instalación con:

c Información básica de la instalación (placas de potencia, características de los inte-rruptores, nombres).

c Lecturas en tiempo real. Se muestra un parámetro importante como es la potenciaactiva de cada línea.

c Vínculos con otras pantallas y con el esquema principal.

Se puede aumentar el detalle de información:

Haciendo doble “clic” en la salida en cuestión, se abre un nuevo cuadro de diálogocon mucha más información al respecto: intensidad por fase, tensiones simples ycompuestas, potencias, energías, factores de potencia, potencia media.


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La información se puede visualizar de formas diferentes:

En la pantalla que se muestra a continuación se observan lecturas en tiempo real,pertenecientes a una central de medida, en formato digital:



En esta otra pantalla, se presentan los datos, utilizando un formato más tradicional,como es el de los medidores analógicos.

Las posibilidades a la hora de presentar la información de supervisión mediante elprograma de gráficos GFX1000 son innumerables. En el proyecto de esta fábrica delsector del automóvil se han desarrollado decenas de pantallas gráficas diferentes.


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Ejemplo 2: Control y optimización energética

En este ejemplo se trata la solución PowerLogic para el control y la optimizaciónenergética de una planta ya existente del sector textil.

El problemaPIQUÉ, S.A. posee una planta de fabricación de ropa íntima (calcetines, medias...) dealta producción con varios problemas a nivel de optimización energética. Con ayudasde la Comunidad Europea, la fábrica tiene instalada una cogeneración para obtenermás rendimiento en los consumos.

Asimismo, la planta se encuentra en una zona conflictiva a nivel de calidad energéti-ca, y el personal de mantenimiento requiere un control exhaustivo de ésta.

La instalación eléctrica está compuesta por cuadros Merlin Gerin con unidades decontrol Micrologic 5.0A, Compact NS y Sepams 1000+.

El personal de mantenimiento, con gran poder de decisión, requiere un Sistema Su-pervisión para gestionar los siguientes puntos:

c Optimizar el rendimiento energético de la instalación regulando el nivel de lacogeneración dependiendo del consumo de la instalación. Asimismo, tener en cuentala potencia contratada con la compañía para efectuar esta gestión energética comen-tada anteriormente.

c Controlar la sensibilidad de la instalación a fenómenos de No Calidad Energéticadetectando las perturbaciones, incidencias y consecuencias en la instalación.

c Integrar todos los elementos de protección eléctrica ya instalados en la instalaciónen el Sistema de Supervisión. Esta integración incluye la comunicación de los CompactNS, Sepam 1000+, las Micrologic 5.0A y la inclusión de diferenciales para efectuaresta supervisión de la instalación. El personal de la planta pretende efectuar una me-jor previsión en el mantenimiento de la fábrica y aumentar la seguridad de la instala-ción.

c Gestión de las salidas más importantes cuando el funcionamiento es en Isla.

c Efectuar un análisis exhaustivo de las tendencias en la instalación de fugas diferen-ciales.

Términos y conceptos claveEl factor de potencia representa el grado de desfase entre la tensión y la intensidadaplicadas a una carga. El cálculo del factor de potencia desde esta perspectiva serealiza tomando el coseno del ángulo (ϕ) en que la intensidad retrasa a la tensión. Lasformas de onda de tensión e intensidad de la figura 1 son las típicas de un motor deinducción.

En contraste a la forma de onda sinusoidal de la figura 1; la figura 2, muestra lasdistorsiones típicas introducidas por un variador de frecuencia variable, moduladopor ancho de pulso (PWM).

La figura 3, muestra la componente fundamental de la intensidad del variador encomparación con la intensidad total.

Comparando los desfases en las figuras 2 y 3, podemos observar que la tensión y laintensidad fundamental están casi en fase; por tanto cos ϕ es aproximadamente 1(factor de potencia aproximadamente 1). Si leemos el factor de potencia del panelfrontal de un Circuit Monitor, tendremos un valor de 80%. ¿Significa esto que el CircuitMonitor calcula el factor de potencia erróneamente? Después de todo, los variadoresPWM son conocidos por tener factores de potencia de entrada elevados. La verdades que, efectivamente, los variadores PWM tienen un factor de potencia de entradaelevado (desplazamiento del factor de potencia de entrada).



Fig. 1. ϕ representa el ángulo en que la intensidad retrasa a la tensión.

Tensión

Intensidad

FP = cos

Tiempo (msegundos)

Fig. 2. Tensión e intensidad en un variador modulado por ancho de pulso(PWM).

Tensión

Intensidad

Fig. 3. Intensidad de un variador (PWM) incluyendo armónicos (total) y sinellos (fundamental).

Intensidad fundamental

Intensidad total


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La definición general de factor de potencia es la reacción entre la potencia activa y lapotencia aparente:

FP = KW KVA

Esta fórmula es equivalente al cos ϕ sólo en el caso de condiciones puramentesinusoidales (sin presencia de armónicos). Cuando el factor de potencia se calculacon la potencia activa y aparente total (que incluye armónicos), el resultado es elfactor de potencia total (FP), que es el que aparece en el panel frontal del CircuitMonitor. Cuando se consideran solo las componentes fundamentales, el resultado esel desplazamiento del factor de potencia (dFP).

Al igual que las corrientes inductivas, que producen un factor de potencia con retra-so, los armónicos también reducen la capacidad del circuito. Esto se debe al incre-mento del valor efectivo de la intensidad cuando aparecen armónicos. Otra razón esel incremento de los esfuerzos térmicos, por el efecto resistivo pelicular, que los ar-mónicos imponen en los devanados de los transformadores y conductores.

Actualmente existen condensadores que reducen el factor de potencia total cuandotenemos armónicos.

Terminología básica a la forma de ondaEl System Manager Software puede adquirir una onda en cualquier Circuit Monitor3250 o superior. Si hacemos doble clic en el título de cualquier forma de onda, obten-dremos una tabla de datos como la mostrada en la figura 4.

Los valores listados en esta tabla proporcionan información valiosa acerca de la for-ma de onda asociada. Los términos de la tabla se definen en los siguientes párrafos.El valor fundamental de tensión o intensidad corresponde a la parte de señal a lafrecuencia de suministro. Generalmente la frecuencia es 50 Hz pero podría ser 60 Hz(EE.UU.) o 400 Hz (aviación).

Valor RMS es el valor efectivo, o el valor equivalente en corriente continua, de latensión o la intensidad. Los Circuit Monitors son dispositivos que realmente midenvalores rms. Existen medidores de mano que miden valores máximos o medias conlos que calculan los valores rms. Estos son muy poco precisos cuando miden unaseñal altamente distorsionada. Un medidor de máximos, por ejemplo, presentará unerror del 200% al medir una intensidad semejante a la de la figura 4.

RMS-H es el valor efectivo de la parte armónica de la tensión o la intensidad. Estamagnitud proporciona información acerca del nivel actual de armónicos de tensión ointensidad.

Valor de pico de tensión o intensidad es el valor máximo o mínimo de la onda. Esposible que los equipos resulten dañados si el valor de pico es excesivo aunque elvalor rms esté dentro de los límites permitidos.

CF (factor de cresta) de tensión o intensidad es la relación entre los valores de pico yrms. El factor de cresta es 1,414 para una señal sinusoidal pura. La intensidad quealimenta un ordenador puede tener un factor de cresta superior a tres (como el ilustra-do en la figura 4), mientras que algunos variadores tienen factores inferiores a 1,4.Algunos fabricantes tasan sus productos con un factor de cresta máximo.

ASUM es la suma aritmética de las magnitudes de la componente fundamental y losarmónicos (a diferencia de la suma vectorial).

THD (tasa de distorsión armónica total) definida tanto para tensión como para inten-sidad, es la relación entre la parte armónica y la fundamental:

THD = XRMS–H

X1

donde X puede ser tensión o intensidad.

Fig. 4. Pantalla de captura del System Manager Software que muestra laintensidad típica de cargas electrónicas monofásicas. Si hacemos dobleclic en el título (“Phase A Current”) veremos la tabla de datos.

Título Tabla de datos


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La ecuación anterior es el valor mostrado en el panel frontal del Circuit Monitor. Otravariedad de distorsión total de armónicos (thd), utilizada en algunos paises del nortede Europa, relaciona la parte armónica con la totalidad de componentes (no sólo lafundamental):

thd = XRMS–H

XRMS

Este valor puede registrarse en las tablas de la memoria interna del Circuit Monitor,visualizarse en el panel frontal mediante el diagnóstico de lectura de registros, uobtenerse mediante el programa System Manager.

La distorsión total de armónicos indica el grado de distorsión de la señal de tensión ointensidad. Por ejemplo, el THD de intensidad del variador PWM de la figura 2 es57%. La recomendación estándar del IEEE (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Elec-trónicos) limita a un 8% de distorsión total de armónicos de tensión para cualquierinstalación. Los limites de distorsión de intensidad dependen de la intensidad de-mandada (generalmente la media de intensidad de la factura eléctrica se calcula enbase a los 12 meses previos). La distorsión se mide en la unión eléctrica entre lacompañía y el cliente, denominado punto común de acoplamiento.

TIF/IT es el factor de influencia telefónica y el producto IT (que equivale al TIF con lostiempos de intensidad y los valores rms de intensidad). Ambos términos se utilizanpara dar idea de las interferencias entre los circuitos de distribución de potencia y loscircuitos de comunicación audio. El valor para las formas de onda de tensión es elTIF: una variación del THD que valora cada armónico de acuerdo con su efecto audi-ble para el oído humano. Para las formas de onda de intensidad el valor dado es elproducto IT.

La ventana de armónicos (RMS) lista el valor rms de cada armónico desde la compo-nente fundamental hasta la componente 31.ª. Las tensiones e intensidades distorsio-nadas pueden representarse por una serie de señales sinusoidales cuyas frecuenciasson múltiplos de la frecuencia fundamental (50 Hz). Por ejemplo, el quinto armónico,representa la componente a 250 Hz (cinco veces 50 Hz). Estos valores se sumanvectorialmente (raíz cuadrada de la suma de los cuadrados) para calcular RMS-H yRMS.

Terminología de potenciaLos Circuit Monitor determinan la potencia armónica y esto puede ser útil para eva-luar el flujo de armónicos de la fuente a la instalación. Un valor negativo indica un flujode armónicos desde la carga, mientras que un valor positivo indica un flujo hacia lacarga.

Un flujo de armónicos desde la carga implica que ésta es una fuente de armónicos(podría ser un variador de frecuencia variable o una planta de carga de baterías). Si lapotencia armónica fluye hacia la carga significa que ésta es un pozo de armónicos(los condensadores y los motores son ejemplos que representan bajas impedancias afrecuencia armónicas).

El factor K relaciona el efecto de calentamiento de una intensidad distorsionada conuna intensidad sinusoidal de idéntico valor rms. El término fue empleado, por primeravez, para definir la capacidad de un transformador para alimentar cargas no linealessin exceder sus límites de temperatura.

Las relaciones de factor K para transformadores de tipo seco estándar son: 4, 9, 13,20, 30, 40 y 50. El aumento de los factores K indican el aumento de la capacidad paraarmónicos de intensidad. El uso de transformadores de factor K se ha popularizadodebido al crecimiento del número de cargas electrónicas.

Mientras que el factor K de una carga dada puede medirse fácilmente; determinar eltransformador de factor K necesario no es tan simple. Este valor depende de lascargas, ya que los armónicos de múltiples fuentes no son 100% aditivos (la diversi-dad y atenuación reducen el contenido de armónicos de múltiples cargas en unamisma instalación). Por tanto, el transformador debe alimentar todas las cargas paramedir con precisión la relación de factor K necesaria.

Comparado con un transformador de relación disminuida, una elección adecuada detransformador de factor K, reduce la generación de armónicos. De hecho, un trans-formador con un 3%-5% de impedancia, autolimitará su factor K a plena potenciaentre 4 y 6.


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Otros conceptosLa intensidad aparente es un valor único, que está relacionado con el valor de pico,que es mostrado por el Circuit Monitor. La intensidad aparente se define como:

Iap = Ipico

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Esta magnitud refleja el valor que debería mostrar un amperímetro que mide valoresmáximos o un interruptor electrónico. Las unidades que miden valores de pico pue-den operar prematuramente cuando alimentan cargas no lineales. Comparando elvalor de intensidad rms con el aparente podemos apreciar el error que cometen estosdispositivos de protección.

Desde la introducción de los Circuit Monitor, el factor armónico se ha convertido enun sinónimo del THD. Algunas definiciones expresan el factor armónico en forma deporcentaje, como el THD, mientras que otras lo hacen en tanto por uno. El CircuitMonitor define el factor armónico como el factor de potencia total dividido entre eldesplazamiento del factor de potencia:

HF = FPdFP

Si no hay presencia de armónicos, este valor será 1. Si la tensión y la intensidad sehacen más distorsionadas, el factor armónico disminuirá.

El desequilibrio de tensión no está relacionado con los armónicos como lo están losconceptos anteriores, pero se manifiesta de una forma similar. Como los armónicos,el desequilibrio de tensión produce calentamiento en los motores. Los Circuit Monitorcalculan el desequilibrio de cada fase usando la siguiente fórmula:

VUMB = Vϕ – VMEDIO

VMEDIO

El desequilibrio total se presenta como el máximo de los desequilibrios de fase.Por ejemplo, las tensiones compuestas de un motor de inducción son: VAB = 459 V,VBC = 466 V y VCA = 462 V. La tensión media es 462 V y por tanto los desequilibrios defase son: –0,7%, 0,9% y 0%; y el desequilibrio total es 0,9%.

Cuando las tensiones están desequilibradas, una elevada intensidad negativa fluye enlos devanados del estator del motor. El flujo resultante gira en sentido contrario al rotor,induciendo una tensión que produce una intensidad de 120 Hz. El efecto resistivo pelicularaumenta la resistencia del rotor generando un calor excesivo. Un desequilibrio de un3% puede provocar un calentamiento del 25%, acortando la vida del motor.

El desequilibrio de intensidades (que se calcula de la misma forma que el desequilibriode tensiones) produce desequilibrio de tensión y puede indicar la necesidad de equi-librar las cargas monofásicas, o un problema con una carga trifásica.

SoluciónEl software supervisor de la instalación es el SMS1500 que está instalado en un PCdedicado exclusivamente para la aplicación. El PC está situado en el despacho delresponsable de mantenimiento e integra los siguientes dispositivos:

c 1 Analizador de Redes CM4000 con diferentes entradas y salidas.

c 13 Centrales de Medida PM710.

c 3 Relés de protección Sepam 1000+.

c 12 Unidades de Control Micrologic 5.0A.

c 1 Concentrador de Datos DC150.

c 9 Relés Diferenciales RHU.

c Diferentes Compact NS.

Para facilitar la visualización del estado de la instalación, como complemento delSMS, se ha instalado el editor de gráficos GFX para visualizar los datos requeridos enpantalla en formato gráfico.




2COMPACT NS

DC150

SEPAM1000+

CM4000

PM710

EGX200

Ethernet TCP/IP

Modbus RS485

Bus interno

SMS1500

MICROLOGIC 5 .0A

RHU



El sistema de comunicación utilizado para llevar la información de todos los disposi-tivos al Supervisor es Modbus TCP/IP; mediante una puerta Ethernet EGX200 seserian todos los dispositivos en RS485 y se concentran en Ethernet al PC.

Mediante el analizador de redes CM4000 se realiza la supervisión energética globalde la instalación. El CM4000, instalado en cabecera, controla la energía que se generay se consume en la cogeneración; en función de estos valores, utilizando entradas yuna salida analógica del CM4000, se regula un motor a mayor o menor potencia paramantenerse dentro de la potencia contratada.

Asimismo, el CM4000 supervisa la Calidad de la Energía recibida para analizar lasensibilidad de la instalación a perturbaciones.

Las 13 PM710 nos discretizan los consumos en los cuadros, llevando un análisis másdetallado pudiendo sacar conclusiones a nivel de productividad, armónicos, rendi-mientos, etc.

A nivel de protección, mediante Sepam1000+, Compact NS y Micrologic 5.0A, seconsigue llevar una supervisión global del mantenimiento de la instalación, con infor-maciones añadidas de intensidad, etc. Asimismo, el SMS1500 permite el control adistancia, siempre con una seguridad por password, de según qué protecciones. Ypara completar la integración de las protecciones, mediante 9 RHU, se consigue laprotección diferencial global comunicada.


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Ejemplo 3: Justificación de un sistema de Supervisión Eléctrico,caso Interbank

En toda instalación eléctrica, los costes de potencia tienen tres componentes princi-pales: costes energéticos, costes de mantenimiento debido al deterioro de la instala-ción y costes debidos a la calidad de suministro.

Los costes energéticos son fáciles de identificar: están anotados en la factura eléc-trica de la instalación. La gestión de la energía es la razón que prima para que lascompañías instalen equipos de análisis y supervisión de potencia. Pero los ahorrosen costes de energía son normalmente una pequeña parte de la oportunidad total deahorro.

Los costes de mantenimiento representan una inversión enorme. ¿Cuánto dinerogasta en mantenimiento del equipamiento eléctrico relacionado con la calidad de lapotencia? Armónicos, tensión inestable, desequilibrios, carga de alimentación y fac-tor de potencia irregular aceleran el deterioro y la pérdida de vida de los componentesdel sistema de potencia. La mayoría de los presupuestos de las plantas para recam-bios de los equipos, modernizaciones y modificaciones aumentan cada año. ¿Cuántode este capital invertido puede ser evitado o pospuesto?

Costes de calidad suministro –la pérdida de producción o de productividad debidaa fallos de equipamiento y cortes inexplicables– puede ser también muy costoso.¿Cuál es el verdadero coste de un corte de suministro en su instalación? Factores decoste como trabajadores inactivos, horas extraordinarias, ventas perdidas y reduc-ción de inventario –estos factores pueden ser bastante altos.

Como un iceberg, muchos costes de potencia están escondidos debajo de la super-ficie, y pueden no ser detectados con facilidad. Presentamos a continuación un casodonde se hace evidente el coste de un corte de suministro y el hecho de no tener lainstalación insensibilizada frente a ellos.

Caso Interbank

Valencia, 17:13. La Sra. María García se dirige al cajero más cercano a su oficina.Como cada miércoles tiene previsto realizar la compra semanal y por ello su maridodebe salir dos horas antes de lo habitual para ir a recoger a sus hijos al colegio.

17:15. La Sra. García saca su tarjeta bancaria del bolso pensando en sacar ciertacantidad de dinero. Cuando está dispuesta a introducirla en la ranura, se da cuentaque la pantalla muestra un mensaje de fuera de servicio.

17:20. Después de esperar cinco minutos y aun con el mensaje de fuera de servicio,recuerda que la misma entidad bancaria tiene otra oficina a “sólo” cuatro manzanas.

17:30. Al entrar en la nueva oficina, encuentra una pareja de motoristas quejándosede que “el maldito cajero” no va. Sin entrometerse en la conversación escucha que lapareja ya ha estado en otros tres cajeros y que ninguno funciona.

17:32. La Sra. García, tienen una idea brillante, irá a comprar y pagará con la tarjeta.

18:05. Una vez en el supermercado y ya lleno el cesto de la compra, la Sra. García sedispone a pagar la totalidad de la compra con su tarjeta. Después de probar repetida-mente con la tarjeta, la cajera le comenta que “desafortunadamente” su tarjeta nofunciona, que le de otra o pague con dinero en efectivo.

18:07. Después de pasar una gran vergüenza, sale del supermercado con una gransensación de impotencia, rabia, con el cesto vacío y con una determinación: cambiarde entidad bancaria.

Tarragona, 17:20. Eugenio, responsable de compras de una empresa de ensamblajede productos americanos, se dispone a realizar la transferencia necesaria para que suproveedor americano le expida la materia prima que tanto urge a su departamento deproducción. En la reunión interdepartamental de cada miércoles por la mañana, elresponsable del departamento comercial ha expuesto que su mayor cliente les pena-lizará si no recibe la totalidad del pedido antes de una semana. Añade además que elcliente les retirará la exclusividad de suministro y ello conllevará grandes pérdidas.

Internetwww...

Ethernet TCP/IP

www...

Instalación en múltiples edificios a los que se puede acceder desde cual-quier parte del mundo por usuarios autorizados, vía un explorador deInternet.


2

17:25. Incomprensiblemente, la comunicación Internet que tiene contratada para rea-lizar transacciones con su banco sigue sin funcionar. Es consciente de que si norealiza la transferencia antes de las 18:00 h la materia prima americana no saldrá lamisma tarde y eso agravará el retraso de la producción y por tanto el descontento desu mayor y mejor cliente.

17:35. Se acerca la hora límite y su conexión sigue sin funcionar. Se promete a símismo cambiar de entidad bancaria si no consigue realizar con éxito la transacción.

Madrid, Edificio Data Center de Interbank.

Edificio modélico por su continuidad de servicio y por su insensibilización frente afenómenos externos. Ya en su día, hace ciertos años, se diseño e instaló la mejoraparamenta eléctrica del mercado. La instalación, dispone de grupos electrógenosque arrancan ante interrupciones de fluido eléctrico externo y después de cierto tiem-po (cuando alcanzan el régimen nominal) inyectan corriente a las cargas básicas de lainstalación. A la vez, y mientras el grupo arranca, la instalación dispone de SAIs quepermiten una continuidad de servicio total.

Hace dos años, el responsable de mantenimiento del edificio, presentó un proyecto ala dirección en el que preveía instalar un sistema de supervisión para poder optimizaral máximo el mantenimiento y conocer el estado y evolución del mismo. El buenestado aparente del edificio y los mínimos problemas existentes hasta entonces de-sestimaron la inversión necesaria y prefirieron destinarla a otros menesteres.

17:10. Tiene lugar una breve interrupción de suministro eléctrico. El interruptor deprotección en cabecera dispara debido a la acción de su bobina de mínima tensión.Esta función es requerida para que el inversor de redes pueda generar la maniobra yforzar el arranque del grupo. Esta maniobra, debe ser soportada por los SAIs paraasegurar el éxito de la misma y por tanto la continuidad de suministro.

Segundos después, la totalidad del edificio y por tanto del Data Center se viene abajo.Ante la incredulidad del responsable de mantenimiento, el responsable del edificio yde la totalidad de los empleados, el edificio queda a oscuras y todos los ordenadoresse paran.

Sin tener ningún conocimiento de causa y después de un cierto tiempo empiezan abuscar el origen de todo el desconcierto. Una vez encontrado el interruptor abierto ysin conocer el motivo del disparo, intentan cerrarlo sin éxito alguno (estaba enclavadocon el interruptor del grupo y éste estaba cerrado). A medida que transcurre el tiempoel grado de nerviosismo y presión aumenta exponencialmente.

Finalmente, y ante el caos existente, deciden arrancar el grupo manualmente y ase-gurar de esta manera los servicios mínimos del edificio. Una vez dominado el nervio-sismo y después de unos minutos más, consiguen restablecer la normalidad en lainstalación.

Al día siguiente, la totalidad del equipo de mantenimiento y de responsables deledificio se reúnen para analizar que había ocurrido y como evitar las consecuenciasotra vez. Cuando intentan recordar la sucesión de eventos del día anterior para enten-der lo ocurrido, se dan cuenta que dado el nerviosismo, caos de la situación, falta derigor y ausencia de registro alguno, les es imposible detallar el orden cronológico delos sucesos y el porqué de los errores. Ante tal situación, la preocupación aumenta engran grado ya que toman conciencia de la no perfección de su instalación y del des-conocimiento y falta de control que tienen respecto a ella.

Algunas de las preguntas que surgieron en la reunión fueron:

c ¿Se había llevado a cabo el mantenimiento requerido por la instalación los últimosaños?

c ¿Se había hecho mantenimiento a los SAIs?

c ¿Por qué la climatización colgaba de los SAIs? ¿Era necesario?

c ¿Cuánto duró la interrupción? ¿Es realmente necesario que entren los grupos antecualquier interrupción?

c ¿Están bien dimensionados los SAIs? ¿y los grupos?




2

El desarrollo de la reunión hizo evidente el mayor problema de todo suceso: La faltade información.

Este hecho, les hace desenterrar el proyecto realizado un par de años antes e insta-larlo en un tiempo récord.

Con el sistema de supervisión pretenden:

c Realizar un mantenimiento preventivo de la instalación eléctrica.

c Conocer el estado en todo momento de los SAIs (cargando, ondulando, estadobaterías...).

c Conocer la calidad de energía recibida y el grado de insensibilidad de su instalaciónfrente a ella.

c Conocer en todo momento el estado de toda su instalación eléctrica.

c Recibir avisos de alarmas en tiempo real.

c Visualizar el sistema de supervisión desde cualquier PC que esté en la red corpora-tiva y que este no sea un software propietario que requiera de instalación en ningúnPC.

c Minimización de la factura energética mediante:1. Mejor compensación del factor de potencia.2. Mejor elección de la tarifa eléctrica y posibles discriminaciones.3. Eliminar desequilibrios innecesarios.4. Filtrado de armónicos.

Para lograr todos estos objetivos, el sistema de supervisión y los dispositivos selec-cionados fueron:

c Sistema de Supervisión: el sistema de supervisión seleccionado fue PowerServerde PowerLogic ya que este, además de cumplir todos los requisitos de un sistemasupervisor exigente, añadía el concepto Transparent Ready, es decir, que permitía servisualizado desde cualquier PC corporativo mediante un navegador web, sin la nece-sidad de haber instalado en él ningún software propietario y sin depender del sistemaoperativo de cada PC.

c Dispositivos: el sistema consta de distintos dispositivos con misiones concretas arealizar:1. CM4000, analizador de redes eléctricas destinado a analizar y registrar la calidadde energía recibida por el edificio.2. CM3000, analizador de redes eléctricas destinado a registrar y analizar la calidadde energía suministrada por los SAIs.3. Interruptores de Potencia de Bastidor Abierto tipo Masterpact con unidades decontrol Micrologic 5.0P. Estos interruptores deberán maximizar la selectividad totalde la instalación para de esta manera asegurar una continuidad de suministro máxi-ma. A la vez, las unidades de control deberán registrar todos los defectos y protegerla instalación frente a oscilaciones de tensión y frecuencia.




2T1 630 KVA

P = 500 KWcos ϕ = 0,74

producción 1 producción 2 oficinas otros

Ejemplo 4: Compensación de energía reactiva:Optimización al máximo de una instalación

Nos encontramos ante una pequeña industria que quiere realizar una ampliación,invirtiendo lo menos posible.

Para ello, los datos disponibles son:

c Potencia del transformador: 630 kVA.

c Potencia activa consumida: 500 kW.

c Cos ϕ de la instalación: 0,74.

Si aplicamos el triángulo de potencia ( )SPcos = ϕ observamos que la potencia apa-

rente, S, de la instalación es de 675 kVA, casi un 7% de sobrecarga.

En estas condiciones, nos encontramos con unas caídas de tensión, unas pérdidasen los cables por el efecto Joule, lo suficientemente importantes para ocasionarnosproblemas en el normal funcionamiento de nuestra instalación, calentamiento en loscables, disparos en los disyuntores, parada del proceso de producción…; amén de lapérdida económica, un 10% sobre el consumo de energía y potencia contratada.

Todo ello de fácil solución si se coloca una batería de condensadores; vamos a verlo.Aplicando la fórmula, donde:

P = potencia activa de la instalación, 500 kWtg ϕ1 = es la tangente correspondiente al coseno inicialtg ϕ2 = es la tangente correspondiente al coseno deseado

Tendremos como resultado un valor de 454,46 kVAr.

Si colocamos una batería de 450 kVAr, obtendremos, si no aumentamos la carga, uncos ϕ = 1. Esto lo que nos va a permitir desde el primer momento es descargar eltransformador y obtener una potencia aparente de 500 kVA; por lo que podríamosaumentar un 26% la capacidad del transformador.

Lo mismo ocurrirá con la corriente que circula por las líneas, si anteriormente era de

976 A, ϕcos× U ×3PI = , ahora es de 722 A.

El recargo o bonificación que nos aplica la compañía eléctrica, viene dado por lafórmula:

21cos

17K r2

−=ϕ

Y si miramos el aspecto económico obtenemos como resultado una bonificación del4% respecto al consumo de energía y potencia contratada (un + 14% inicial).Con la posibilidad que comentábamos al principio de poder disponer de potenciaadicional y optimizar la instalación.




2

T1 500 KVA

P = 375 KW

restooficina + aire rotativa

cos ϕ = 0,78

Ejemplo 5: Compensación de energía reactiva en presenciade armónicos

¿Problemas con la batería de condensadores?

Una imprenta, ha ampliado su negocio y para ello ha necesitado entre otros elemen-tos una pequeña rotativa. Se ha modificado un poco la parte eléctrica de la instala-ción, aprovechando gran parte de lo que había, incluyendo una batería de 300 kVAr/400 V que tenía con anterioridad y que estaba sobredimensionada.

En el funcionamiento normal de la instalación no tiene ningún problema, exceptocuando trabaja la rotativa. Es cuando con frecuencia, se empieza a notar que en lalínea donde está la rotativa, los cables están muy calientes y se le dispara el disyuntorde cabecera de la instalación. ¿Por qué?

Los datos de la instalación son:

c Potencia del transformador: 500 kVA.

c Potencia activa consumida: 375 kW.

c Cos ϕ de la instalación, sin batería: 0,78.

c Cos ϕ de la instalación, con batería: 1.

c Potencia de la rotativa: 125 kVA.

Lo primero que hay que saber es que una rotativa es una fuente de contaminaciónarmónica, para situarnos donde estamos, es decir, si la instalación donde nos encon-tramos está o no contaminada. Para ello habrá que aplicar la siguiente relación:

SnGh% × 100=

con esta relación sabremos si hay o no contaminación armónica



Relación Gh / Sn 0 a 15% 15 a 25% 25 al 60%

Red Estándar Débilmente contaminada ContaminadaTipo condensador Estándar Clase H Clase SAH

Gh: potencia, en kva, de los posibles generadores de armónicos.

Obteniendo como resultado un 25%.

Por lo tanto, teóricamente, estamos en una red contaminada.

Sin embargo el único modo de saber si estamos en una red contaminada o no eshaciendo mediciones en la instalación y observando la THD U (tasa de distorsiónglobal en tensión).

THD U < 2% 2 al 3% 3 al 5%

Red Estándar Débilmente contaminada ContaminadaTipo condensador Estándar Clase H Clase SAH

Como en este caso, si hay la posibilidad de hacer mediciones, se observaron tasasde THD U del orden del 4 - 4,3%; lo que confirmaba el calculo teórico.

Además, en este caso, al haber una batería de condensadores instalada podemossaber a qué frecuencia puede entrar en resonancia, el rango resultante en nuestrocaso es 6,45, un valor muy próximo a 7 (350 Hz), uno de los armónicos más usuales.

¿Qué debemos hacer?

Como debemos de compensar la instalación para optimizarla al máximo tanto técnicacomo económicamente, hay que buscar la solución más apropiada.

La solución pasa, aunque resulte inicialmente gravoso económicamente, por la susti-tución de la batería existente por otra con inductancias antiarmónicos. El no aprove-chamiento de la batería existente es debido a:

c La batería de condensadores no está técnicamente preparada para soportar lastasas de distorsión que se producen en la instalación.

c Cuando se coloca una inductancia en serie con un condensador, en el punto deunión condensador-inductancia se produce una pequeña sobretensión debida a lafrecuencia de sintonización del conjunto.

c El normal funcionamiento de la instalación, así lo aconseja.

El equipo recomendado es una batería clase SAH (con inductancias antiarmónicos)sintonizada a 215 Hz, modelo Rectimat 2 con una potencia de 300 kvar / 400 V y unaregulación 50+50+2×100 (ref. 52666).


2


En este anexo se hace un resumen del capítulo II del Real Decreto 1955/2000 de 1 dediciembre que hace referencia a la calidad de servicio.

En él, se define la calidad de servicio como el conjunto de características, técnicas ycomerciales, inherentes al suministro eléctrico exigibles por los sujetos, consumidoresy por los órganos competentes de la Administración.

La calidad de servicio viene configurada por:

a. Continuidad de suministro, relativa al número y duración de las interrupciones desuministro.

b. Calidad de producto, relativa a las características de la onda de tensión.

c. Calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de actuacionesde información, asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación.

Se reconoce la siguiente clasificación de la calidad de servicio en cuanto a su extensión:

c Calidad individual. Es aquella de naturaleza contractual, que se refiere a cada unode los consumidores.

c Calidad zonal. Es la referida a una determinada zona geográfica, atendida por unúnico distribuidor. En función del número de suministros de un conjunto de munici-pios de provincia, las zonas se clasifican en:

v Zona Urbana: Conjunto de municipios de una provincia con más de 20.000 sumi-nistros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen a la cifra anterior.

v Zona Semiurbana: Conjunto de municipios de una provincia con un número desuministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo capitales de provincia.

v Zona Rural:

– Zona Rural Concentrada: Conjunto de municipios de una provincia con un númerode suministros comprendido entre 200 y 2.000.

– Zona Rural Dispersa: Conjunto de municipios de una provincia con menos de 200suministros así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población queno sean polígonos industriales o residenciales.

Para poder establecer los límites permitidos según las clasificaciones anteriores, esnecesario definir los siguientes conceptos:

TIEPI: Es el tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en mediatensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

( )=

×=

PI

HPITIEPI

k

iii

1Σ

ΣDonde:

ΣPI = Suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT deldistribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA).

PIi = Potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor másla potencia contratada en MT, afectada por la interrupción “i” de duración Hi (en kVA).

Hi = Tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi (en horas).

K = N.º total de interrupciones durante el periodo considerado.

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las de duraciónsuperior a tres minutos.

Percentil 80 del TIEPI: Es el valor del TIEPI que no es superado por el 80% de losmunicipios del ámbito provincial definidos.

Anexo I: Calidad de servicio(Real Decreto 1955/2000)


2


Anexo I: Calidad de servicio(Real Decreto 1955/2000) (continuación)

NIEPI: Es el número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en mediatensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

==PI

PINIEPI

k

ii

1Σ

Donde:


PIi = Potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor másla potencia contratada en MT, afectada por la interrupción “i” (en kVA).


Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las de duraciónsuperior a tres minutos.

Calidad individual: límites Media Tensión Baja Tensión

Ubicación del consumidor N.º horas N.º interrupt. N.º horas N.º interrupt.

Zona urbana 4 8 6 12Zona semiurbana 8 12 10 15Zona rural concentrada 12 15 15 18Zona rural dispersa 16 20 20 24

Calidad zonal: media y límites

Ubicación del consumidor TIEPI % 80 TIEPI NIEPI

Zona urbana 2 3 4Zona semiurbana 4 6 6Zona rural concentrada 8 12 10Zona rural dispersa 12 18 15

Continuidad de suministro

La continuidad de suministro viene determinada por:

c El tiempo de interrupción: Igual al tiempo transcurrido desde que la misma seinicia hasta que finaliza, medido en horas. El tiempo de interrupción total será la sumade todos los tiempos de interrupción durante un plazo determinado.

c El número de interrupciones: El número de interrupciones total, será la suma detodas las interrupciones habidas durante un plazo determinado.

Las interrupciones pueden ser imprevistas o programadas para permitir la ejecuciónde trabajos programados en la red, en cuyo caso los consumidores deberán ser infor-mados de antemano por la empresa distribuidora.

El número y la duración de las interrupciones programadas deberá tenerse en cuentaa efectos de cálculo del TIEPI y NIEPI total.


2



6 meses ???? 1 año

1 enero añosiguiente

1.er trimestre año + 2

Propuestaconjunta de lasEmpresas, deProcedimiento

al ME

Aprobaciónpor el ME

Implantacióndel sistema

Inicio registrocalidad onda

Iniciodescuentos porincumplimiento

23/03/0223/03/02 23/03/0323/03/03 1 enero1 enero20042004

1.er trimestre1.er trimestre 20052005

Propuestaconjunta de lasEmpresas, deProcedimiento

al ME

Aprobaciónpor el ME

Implantacióndel sistema

Inicio registrointerrupciones

Iniciodescuentos porincumplimiento

Marco económico-legalc Debe establecerse un procedimiento homogéneo y auditable para medida y con-trol de la continuidad de suministro. (Aprobado el 22/03/2002.)

c La distribuidora debe implantar un sistema de registro de incidencias para sus clientes.

c El cliente puede instalar, a su costa, un aparato de registro debidamente precintadoprevio acuerdo con la distribuidora.

Calidad del producto

La calidad del producto hace referencia al conjunto de características de la onda detensión.

Para la determinación de los aspectos de la calidad de producto se seguirán los crite-rios establecidos en la Norma UNE-EN 50160 (Características de la tensión suminis-trada por las redes generales de distribución) o norma que la sustituya y las Instruc-ciones Técnicas Complementarias que se dicten por el Ministerio de Economía, pre-vio informe de la Comisión Nacional de Energía.

Marco económico-legalc Debe establecerse un procedimiento homogéneo y auditable para la medida ycontrol de la calidad de producto. Aún por determinar (elaborando propuesta).

c No se determinan:v Los límites de calidad de producto.v Las penalizaciones por incumplimiento.


2

Calidad de la atención al consumidor

c Las empresas distribuidoras deberán elaborar anualmente información detallada delos valores de calidad:v Sobre los índices de calidad de cada zona: TIEPI, Percentil 80 del TIEPI y NIEPI.v Sobre la calidad del producto: UNE-EN 50160.

c Las comercializadoras tendrán derecho a que les sea facilitada por los distribuido-res la información de la calidad correspondiente a sus clientes.

c Esta información también deberá ser facilitada a los consumidores.

c Las empresas distribuidoras elaborarán anualmente información detallada sobrecalidad y relación con el cliente.

c Esta información será enviada al Ministerio de Economía, quien la comunicará a laComisión Nacional de Energía.

c Para la elaboración de esta información, las empresas deberán disponer de unprocedimiento de medida y control de la continuidad del suministro y calidad delproducto, homogéneo para todas las empresas y auditable.

En el gráfico que se muestra a continuación, se puede observar claramente, la rela-ción existente entre el Real Decreto y la disminución de costes eléctricos.



Coste Energía



Coste No disponibilidad

CosteDistribución PotenciaCalidad

Suministro

Calidad Producto

Calidad de atención al cliente

Relación Real Decreto - Empresa.


2


Anexo II: Definiciones

Punto de suministro: Punto de enlace de la instalación del cliente con la red general(Este punto puede ser diferente, por ejemplo, del punto de medida o del punto deconexión común)

Tensión de alimentación: Valor eficaz de la tensión presente en un instante dado enel punto de suministro y medido en un intervalo de tiempo dado.

Tensión nominal de una red (Un): Tensión que caracteriza o identifica una red y a lacual se hace referencia para ciertas características de funcionamiento.

Tensión de alimentación declarada (Uc): La tensión de alimentación declarada (Uc)es generalmente la tensión nominal Un de la red. Si, como consecuencia de un acuer-do entre el distribuidor y el cliente, la tensión de alimentación aplicada en sus bornesdifiere de la tensión nominal, entonces, aquella tensión corresponde a la tensión dealimentación declarada Uc.

Baja tensión (abreviatura: BT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyovalor eficaz nominal es de 1 kV como máximo.

Media tensión (abreviatura: MT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyovalor eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 36 kV.

Condiciones normales de explotación: Condiciones que permiten responder a lademanda de la carga, a las maniobras de red y a la eliminación de las faltas por lossistemas de protección automática, en ausencia de condiciones excepcionales debi-das a influencias exteriores o a casos de fuerza mayor.

Perturbación conducida: Fenómeno electromagnético propagado a lo largo de losconductores de las líneas de una red de distribución. En ciertos casos, un fenómenoelectromagnético se propaga a través de los arrollamientos de los transformadores y,por lo tanto, entre redes de diferentes niveles de tensión. Estas perturbaciones pue-den degradar las prestaciones de un aparato, de un equipo o de un sistema, o provo-car daños.

Frecuencia de la tensión de alimentación: Tasa de repetición de la componentefundamental de la tensión de alimentación, medida durante un intervalo de tiempodado.

Variación de tensión: Aumento o disminución de tensión, provocada normalmentepor la variación de la carga total de la red de distribución o de una parte de esa red.

Variación rápida de tensión: Una variación del valor eficaz de una tensión entre dosniveles consecutivos mantenidos durante intervalos de tiempo definidos pero no es-pecificados.

Fluctuación de tensión: Serie de variaciones de tensión o variación cíclica de laenvolvente de la tensión.

Parpadeo (Flicker): Impresión de inestabilidad de la sensación visual debida a unestímulo luminoso en el cual la luminosidad o la distribución espectral fluctúan en eltiempo.

Severidad del parpadeo: Intensidad de la molestia provocada por el parpadeo defi-nida por el método de medida UIE-CEI del parpadeo y evaluada según las cantidadessiguientes:

c Severidad de corta duración (Pst) medida en un periodo de 10 minutos;

c Severidad de larga duración (Plt) calculada a partir de una secuencia de 12 valoresde Pst en un intervalos de 2 horas, según la fórmula siguiente:

12

1

3

12==

i

stilt

PP Σ3


2


Anexo II: Definiciones(continuación)

Hueco de la tensión de alimentación: Disminución brusca de la tensión de la ali-mentación a un valor situado entre el 90% y el 1% de la tensión declarada Uc, seguidadel restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por conve-nio, un hueco de tensión dura de 10 ms a 1 min. La profundidad de un hueco detensión es definida como la diferencia entre la tensión eficaz mínima durante el huecode tensión y la tensión declarada. Las variaciones de tensión que no reducen la ten-sión de alimentación a un valor inferior al 90% de la tensión declarada Uc no sonconsideradas como huecos de tensión.

Interrupción de alimentación: Condición en la que la tensión en los puntos de sumi-nistro es inferior al 1% de la tensión declarada Uc. Una interrupción de alimentaciónpuede ser clasificada como:

c Prevista, cuando los clientes son informados de antemano para permitir la ejecu-ción de trabajos programados en la red de distribución.

c Accidental, cuando está provocada por defectos permanentes o fugitivos, la mayo-ría de las veces ligadas a sucesos exteriores, a averías o interferencias. Una interrup-ción accidental puede ser clasificada como:v Interrupción larga (sobrepasando 3 minutos) provocada por un defecto perma-nente.v Interrupción breve (hasta 3 minutos) provocada por un defecto fugitivo.

Sobretensión industrial a frecuencia industrial: Sobretensión de una duración rela-tivamente larga en un lugar dado.

Sobretensión transitoria: Sobretensión oscilatoria o no oscilatoria de corta duracióngeneralmente fuertemente amortiguada y que dura como máximo algunos milise-gundos.

Tensión armónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de lafrecuencia fundamental de la tensión de alimentación. Las tensiones armónicas pue-den ser evaluadas:

c Individualmente, según su amplitud relativa (uh) con relación a la tensión fundamen-tal U1, donde h presenta el orden del armónico.

c Globalmente, es decir, según el valor de la tasa de distorsión armónica total (THD)calculada utilizando la fórmula siguiente:

Tensión interarmónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia se sitúa entre las fre-cuencias de los armónicos, es decir, cuya frecuencia no es un múltiplo entero de lafrecuencia fundamental.

Desequilibrio de tensión: En un sistema trifásico, estado en el cual el valor eficaz delas tensiones de fases o los desfases no son iguales.

Señales de información transmitidas por la red: Señal superpuesta a la tensiónsuministrada, con objeto de transmitir informaciones por la red general de distribu-ción y a las instalaciones de los clientes. La red general de distribución permite trans-mitir los tres tipos de señales siguientes:

c Señales de telemando centralizado: tensión sinusoidal superpuesta en la gama 110a 3000 Hz.

c Señales de corriente portadora: tensión sinusoidal superpuesta en la gama 3 kHz a148,5 kHz.

c Señales de marcado de onda: impulsos (transitorios) de corta duración superpues-tos a la onda de tensión en instantes elegidos.

=40

2

2)(h

huTHD=Σ


2


Anexo II: Definiciones(continuación)

TIEPI: Es el tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en mediatensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

Donde:


PIi = Potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor másla potencia contratada en MT, afectada por la interrupción “i” de duración Hi (en kVA).

Hi = Tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi (en horas).


Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las de duraciónsuperior a tres minutos.

Percentil 80 del TIEPI: Es el valor del TIEPI que no es superado por el 80 % de losmunicipios del ámbito provincial definidos.

NIEPI: Es el número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en mediatensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

Donde:


PIi = Potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor másla potencia contratada en MT, afectada por la interrupción “i” (en kVA).


Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del NIEPI serán las de duraciónsuperior a tres minutos.

( )=

×=

PI

HPITIEPI

k

iii

1Σ

Σ

==PI

PINIEPI

k

ii

1Σ


3


Compensación de energía reactiva: generalidades

Naturaleza de la energía reactiva ...................................................... 3/2

Naturaleza de la energía reactiva .......................................................... 3/2

Flujo de potencias en una instalación................................................... 3/2

El cos ϕ .................................................................................................. 3/2

Factor de potencia de los receptores más usuales ........................ 3/3

Cálculo práctico de potencias reactivas ............................................... 3/3

Factor de potencia de los receptores más usuales .............................. 3/3

Ventajas de la compensación de la energía reactiva ...................... 3/4

Reducción en el recibo de electricidad ................................................ 3/4

Aumento de la potencia disponible ...................................................... 3/5

Reducción de la sección de los conductores ....................................... 3/5

Disminución de las pérdidas ................................................................. 3/5

Reducción de las caídas de tensión ..................................................... 3/5

Comparación instalación compensada/sin compensar ................. 3/6

Instalación sin compensar .................................................................... 3/6

Instalación compensada ....................................................................... 3/7

Cálculo de la potencia a compensar en una instalación

en proyecto ......................................................................................... 3/8

Cálculo de una instalación en proyecto ................................................ 3/8

Cálculo por tabla ................................................................................... 3/8

A partir de mediciones .......................................................................... 3/8

Cálculo de la potencia a compensar: tabla de elección ................. 3/9

A partir de la potencia kW y del cos ϕ de la instalación ....................... 3/9

Cálculo de la potencia a compensar en una instalación existente ... 3/10

A partir del recibo de compañía ............................................................ 3/10

Recibo tipo mercado liberalizado ..................................................... 3/11

Dónde compensar ............................................................................... 3/12

¿Dónde instalar los condensadores? ................................................... 3/12

En las salidas BT (CGBT) ...................................................................... 3/13

A la entrada de cada taller .................................................................... 3/13

En los bornes de cada receptor de tipo inductivo ................................ 3/13

Compensación fija

Cuándo realizar una compensación fija ........................................... 3/14

Reglas generales................................................................................... 3/14

Compensación fija de transformadores ................................................ 3/14

Compensación fija de transformadores ........................................... 3/15

Naturaleza de las reactancias inductivas de un transformador ............ 3/15

Tabla de compensación transformadores MT ...................................... 3/16

Tabla de compensación transformadores BT ....................................... 3/16

Indice


3

Compensación fija de motores asíncronos ...................................... 3/17

La compensación fija de motores asíncronos ...................................... 3/17

Regulación de las protecciones ............................................................ 3/17

Compensación de motores con arrancador ......................................... 3/17

Compensación de motores especiales ................................................. 3/17

Cómo evitar la autoexcitación de los motores ..................................... 3/18

Tabla de compensación de motores asíncronos BT ............................. 3/18

Tabla de compensación de motores asíncronos MT ............................ 3/18

Compensación fija accionada por contactor ........................................ 3/19

Elección del contactor adecuado ......................................................... 3/19

Tabla de elección de contactores específicos para el mando decondensadores ..................................................................................... 3/19

Compensación automática

Cuándo realizar una compensación automática ............................. 3/20

Reglas generales................................................................................... 3/20

Esquema de principio de una batería automática ................................ 3/20

El concepto de la regulación ............................................................. 3/21

Regulación física y eléctrica ................................................................. 3/21

El regulador ........................................................................................... 3/22

Interpretación del ajuste C/K ................................................................ 3/23

Compensación automática: consejos de instalación ..................... 3/24

La compensación en un solo embarrado ............................................. 3/24

La compensación en varios embarrados .............................................. 3/24

La compensación en un embarrado alimentado por varios trafos ....... 3/24

Aparamenta de protección y maniobra BT ....................................... 3/25

Aparamenta de maniobra y protección de los condensadores MT .. 3/26

Mando de baterías de condensadores ................................................. 3/26

Principales características del aparellaje MT ........................................ 3/27

Protecciones y esquemas de baterías de condensadores ................... 3/28

Esquema de baterías ............................................................................ 3/29

Compensación automática en MT .................................................... 3/30

Presentación ......................................................................................... 3/30

Descripción ........................................................................................... 3/30

Utilización.............................................................................................. 3/30

Información técnica(continuación)

Indice


3


Naturaleza de la energía reactiva

Energía activaTodas las máquinas eléctricas alimentadas en corriente alterna convierten la energíaeléctrica suministrada en trabajo mecánico y calor.

Esta energía se mide en kWh y se denomina energía activa.

Los receptores que absorben únicamente este tipo de energía se denominan resistivos.

Energía reactivaCiertos receptores necesitan campos magnéticos para su funcionamiento (motores,transformadores...) y consumen otro tipo de energía denominada energía reactiva.

El motivo es que este tipo de cargas (denominadas inductivas) absorben energía de lared durante la creación de los campos magnéticos que necesitan para su funcionamientoy la entregan durante la destrucción de los mismos.

Este trasiego de energía entre los receptores y la fuente (fig. 1), provoca pérdidas en losconductores, caídas de tensión en los mismos, y un consumo de energía suplementarioque no es aprovechable directamente por los receptores.

Flujo de potencias en una instalación

Indirectamente la potencia útil que se puede disponer en una instalación aumentaconforme se mejora el cos ϕ de la instalación.

La potencia instantánea de una instalación se compone de dos sumandos: la poten-cia oscilante a una frecuencia doble de la fundamental, y la potencia media (Pm = VIcos ϕ) que realmente nos determina la potencia útil o activa de la instalación y que esun valor constante.

En la fig. 2 se puede observar como cuanto mejor es el cos ϕ de una instalación (máspróximo a 1) la potencia media de la instalación en kW es mayor.

El cos ϕLa conexión de cargas inductivas en una instalación provoca el desfase entre la ondade intensidad y la tensión.

El ángulo ϕ mide este desfase e indica la relación entre la intensidad reactiva (inductiva)de una instalación y la intensidad activa de la misma.

Esta misma relación se establece entre las potencias o energías activa y reactiva.

El cos ϕ indicará por tanto la relación entre la potencia activa y la potencia aparentede la instalación (los kVA que se pueden consumir como máximo en la misma).

Por esta razón el cos ϕ indicará el "rendimiento eléctrico" de una instalación (fig. 3).

Q (kVAr)

S = P + Q

(kVA)

P (kW)

M M A

Fig. 1: el consumo de energía reactiva se establece entrelos receptores inductivos y la fuente.

Fig. 2a: flujo de potencias en una instalación con cos ϕ = 0,78.

PM

V

I

P

PM

V

I

P

Fig. 2b: flujo de potencias en una instalación con cos ϕ = 0,98.

Naturaleza de la energía reactiva

S

Q

P

cos ϕ = P / S

ϕ

Fig. 3: el cos ϕ como representación del rendimiento eléctricode una instalación.


3

Cálculo práctico de potencias reactivas

Tipo de circuito Potencia aparente Potencia activa Potencia reactivaS (kVA) P (kW) Q (kVAr)

monofásico (F + N) S = V×I P = V×I×cos ϕ Q = V×I×sen ϕ monofásico (F + F) S = U×I P = U×I×cos ϕ Q = U×I×sen ϕ ejemplo: carga de 5 kW 10 kVA 5 kW 8,7 kVAr cos ϕ = 0,5

trifásico (3 F o 3 F + N) S = 3×U×I P = 3UIcos Q = 3UIsen

ejemplo: motor de Pn = 51 kW 65 kVA 56 kW 33 kVAr cos ϕ = 0,86 rendimiento = 0,91

Los cálculos del ejemplo trifásico se han efectuado de la siguiente forma:

Pn = potencia suministrada en el eje = 51 kWP = potencia activa consumida = Pn/ρ = 56 kWS = potencia aparente = P/cos ϕ = P/0,86 = 65 kVA

de donde:

Q = S2 + P2 = 652 – 562 = 33 kVAr

Se indican a continuación valores medios de factor de potencia de distintosreceptores.

Información técnica Factor de potencia de losreceptores más usuales

Aparato Carga cos ϕ tg ϕ

motor asíncrono ordinario 000 % 0,17 5,8025 % 0,55 1,52050 % 0,73 0,94075 % 0,8 0,75100 % 0,85 0,62

lámparas de incandescencia 1 0 lámparas de fluorescencia 0,5 1,73 lámparas de descarga 0,4 a 0,6 2,29 a 1,33 hornos de resistencia 1 0 hornos de inducción 0,85 0,62 hornos de calefacción dieléctrica 0,85 0,62 máquinas de soldar por resistencia 0,8 a 0,9 0,75 a 0,48 centros estáticos monofásicos de soldadura al arco 0,5 1,73 grupos rotativos de soldadura al arco 0,7 a 0,9 1,02 transformadores-rectificadores de soldadura al arco 0,7 a 0,9 1,02 a 0,75 hornos de arco 0,8 0,75

Fig. 4: cos ϕ de los aparatos más usuales.

Factor de potencia de los receptores más usuales


3

504030

10 0

–101 0,98 0,95 0,9 0,8 0,7 0,5 0,3

cos ϕ

Kr (%)

20

Fig. 5: variación del recargo del recibo en función del cos .

Reducción en el recibo de electricidad

El recargo de reactivaLas compañías eléctricas penalizan el consumo de energía reactiva con el objeto deincentivar su corrección.

Durante los últimos años se ha ido produciendo la paulatina liberalización del sectoreléctrico en España.

A fecha de salida de este catálogo/tarifa (febrero 2003), nos encontramos ante unMercado regulado (a tarifa) y un Mercado liberalizado (desde 1 de enero de 2003accesible a cualquier abonado).

c En el mercado liberalizado se establecen unas tarifas de acceso que son elprecio por el uso de las redes eléctricas. Estas tarifas de acceso se aplican entre otrosa los consumidores cualificados. Un usuario cualificado es aquel que tiene un consumomínimo de 1 GWh al año o aquel que tiene contratado un suministro en MT.

La última modificación referente a las tarifas de acceso es el Real Decreto 1164/2001,con fecha 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes detransporte y distribución de energía eléctrica. En el artículo 9.3 se hace referencia altérmino de facturación de energía reactiva, y dice:

“El término de facturación por energía reactiva será de aplicación a cualquier tarifa, ...excepto en el caso de la tarifa simple de baja tensión (2.0A)....Este término se aplicará sobre todos los períodos tarifarios, excepto en el período 3,para las tarifas 3.0A y 3.1A, y en el período 6, para las tarifas 6.-, siempre que elconsumo de energía reactiva exceda del 33 por 100 del consumo de activadurante el período de facturación considerado (cos 0,95) y únicamenteafectará a dichos excesos.El precio de kVArh de exceso se establecerá en céntimos de euro/kVArh....”.

En el Real Decreto 1802/2003, de 26 de diciembre, se establece la tarifa eléctrica parael año 2004. En el Anexo VII punto 1 apartado 3, se establece el precio del término deenergía reactiva: 0,037553 €/kVArh.

c Para el mercado regulado (a tarifa), se mantiene la misma estructura tarifaria queexistía hasta ahora.

La penalización, por consumo de energía reactiva, es a través de un coeficiente derecargo que se aplica sobre el importe en pesetas del término de potencia (potenciacontratada) y sobre el término de energía (energía consumida).

Este recargo se aplica para todas las tarifas superiores a la 3.0 (trifásicas de potenciacontratada superior a 15 kW).

El coeficiente de recargo (Kr) se obtiene a partir del cos medio de la instalación segúnla siguiente fórmula:

Kr (%) = (17 / cos2 ) – 21

Se puede observar en la fig. 5:

c El recargo máximo (Kr = 47 %) correspondería a un cos = 0,5 o inferior.

c No existe recargo (Kr = 0 %) para un cos = 0,9.

c El recargo se convierte en bonificación para cos ϕ superiores a 0,9.

c La máxima bonificación (–4 %) correspondería a un cos = 1.

Información técnica Ventajas de la compensaciónde la energía reactiva


3

Pérdidas finalesPérdidas iniciales

= cos ϕ inicial

cos ϕ final

2

Información técnica Ventajas de la compensaciónde la energía reactiva (continuación)

Aumento de la potencia disponible

Reducción de la intensidad eficazUn factor de potencia elevado optimiza los componentes de una instalación eléctricamejorando su rendimiento eléctrico.

La instalación de condensadores reduce el consumo de energía reactiva entre la fuentey los receptores.

Los condensadores proporcionan la energía reactiva descargando a la instalacióndesde el punto de conexión de los condensadores aguas arriba.

Como consecuencia es posible aumentar la potencia disponible en el secundario deun transformador MT/BT, instalando en la parte de baja un equipo de corrección delfactor de potencia.

La tabla de la fig. 6, muestra el aumento de la potencia activa (kW) que puedesuministrar un transformador corrigiendo hasta cos = 1.

Fig. 6: aumento de la potencia disponible en el secundario de un transfor-mador en función del cos ϕ de la carga.

cos Aumento de potencia inicial disponible

1 0,0%

0,98 + 2,0%

0,95 + 5,2%

0,90 + 11,1%

0,85 + 17,6%

0,80 + 25,0%

0,70 + 42,8%

0,65 + 53,8%

0,50 +100,0%

Reducción de pérdidas por efecto Joule.

0%

–10%

–20%

–30%

–40%

–50%

–60%

–70%

–80%

0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8 0,85 0,9 0,95 1

REDUCCION DE PERDIDAS AL ALCANZAR COS ϕ = 1

RE

DU

CC

ION

DE

PE

RD

IDA

S (%

)

COS ϕ INICIAL

Reducción de la sección de los conductores

La instalación de un equipo de corrección del factor de potencia en una instalaciónpermite reducir la sección de los conductores a nivel de proyecto, ya que para unamisma potencia activa la intensidad resultante de la instalación compensada es menor.

La tabla de la fig. 7 muestra el coeficiente multiplicador de la sección del conductor enfunción del cos de la instalación.

Fig. 7: coeficiente multiplicador de la sección del conductor en función del cos de la instalación.

cos Factor multiplicador dela sección del cable

1 1

0,80 1,25

0,60 1,67

0,40 2,50

Disminución de las pérdidas

Reducción de pérdidas por efecto JouleLa instalación de condensadores permite la reducción de pérdidas por efecto Joule(calentamiento) en los conductores y transformadores.

Estas pérdidas son contabilizadas como energía consumida (kWh) en el contador.

Dichas pérdidas son proporcionales a la intensidad elevada al cuadrado.

Se puede determinar según la siguiente fórmula la disminución de pérdidas en funcióndel cos ϕ de la instalación:

Ejemplo:La reducción de pérdidas en un transformador de 630 kVA, Pcu = 6.500 W con uncos inicial de 0,7.

Si se compensa hasta cos final = 0,98, las nuevas pérdidas pasan a ser de:3.316 W.

Reducción de las caídas de tensión

La instalación de condensadores permite la reducción de las caídas de tensiónaguas arriba del punto de conexión del equipo de compensación.


3

Instalación sin compensar

DatosRed:Pcc = 500 MVA

Transformador:Sn = 630 kVAUcc = 4 %Sobrecarga = 5,7 %

Enlace trafo-cuadro:L = 30 M2 × 300 mm por fase U = 0,77 %Pérdidas = 2,96 kW

Interruptor general:Ith = 962 AIn = 1000 A

Carga:P = 500 kWcos ϕ = 0,75

Comentarios

c Existe un consumo de kVAr.

c La potencia en kVA es superior a las necesidades de kW:v kVA2 = kVAr2 + kW2

.

c El consumo en kWh es mayor por las pérdidas.

c Para poder suministrar los 500 kW con cos ϕ = 0,75, el transformador deberásuministrar una potencia (S) de:v S = P / cos ϕ = 500 / 0,75 = 666 kVA.

c Por lo que trabajará con una sobrecarga = 5,7 %.

c Las pérdidas en los conductores son proporcionales al cuadrado de la intensidad:

P = I2 × R = 9622 × R = 2,9 kW

c Habrá un consumo en kWh por pérdidas mayores que en la instalación compensada.

c El interruptor general de protección y los conductores deberán estar dimensionadospara poder soportar el total de la intensidad para los valores definidos de P y cos ϕ:

I = P / 3 × U × cos ϕ =I = 500 / (1,73 × 400 × 0,75) = 962 A

c La energía reactiva atraviesa la totalidad de la instalación desde la fuente hasta elreceptor.

c Existe un recargo por reactiva en el recibo de la electricidad de:

Kr (%) = 9,3 %

Fig. 8: representación gráfica del flujo de potencias en una instalaciónsin compensar, con cos ϕ = 0,75.

kVA

kVArkW

M

Información técnica Comparación instalacióncompensada/sin compensar


3

Fig. 9: representación gráfica del flujo de potencias en unainstalación compensada, con cos ϕ = 1.

kVA

kW

kVAr

M

Instalación compensada

Datos

Red:Pcc = 500 MVA

Transformador:Sn = 630 kVAUcc = 4 %Reserva de potencia = 20 %

Enlace trafo-cuadro:L = 30 M2 × 150 mm por fase U = 0,70 %Pérdidas = 2,02 kW (–30 %)

Interruptor general:Ith = 721 AIn = 800 A

Carga:P = 500 kWcos ϕ = 1

Comentarios

c El consumo de kVAr se hace cero.

c La potencia en kVA se ajusta a la demanda de kW.

c La potencia de trabajo del transformador con cos ϕ = 1 pasa a ser de:v S = P / cos ϕ = 500 / 1 = 500 kVA.

c Por lo que habrá una reserva de potencia de 130 kVA = 20 %.

c Las pérdidas en los conductores son proporcionales al cuadrado de la intensidad:

P = I2 × R = 7212 × R = 2,02 kW

c Habrá una reducción en el consumo de kWh por pérdidas de: –30 %.

c Podrá haber una reducción en la sección de los cables de la mitad.

c El interruptor general de protección podrá tener un calibre inferior que en lainstalación sin compensar:

I = P / 3 × U × cos ϕ =I = 500 / (1,73 × 400 × 1) = 721 A

c La energía reactiva fluye entre el condensador y la carga, descargando al resto deinstalación aguas arriba del punto de conexión de la batería.

c Existe una bonificación del 4 % sobre el recibo de electricidad.

Información técnica Comparación instalacióncompensada/sin compensar(continuación)


3

Cálculo de una instalación en proyecto

Método generalA partir de los datos suministrados por los fabricantes de los diferentes receptores,tales como:

c Potencia activa.

c Indice de carga.

c Cos ϕ,

y conociendo el factor de simultaneidad de cada uno en la instalación, se puedendeterminar los niveles de potencia activa y reactiva consumida por el total de lainstalación.

Método simplificadoConociendo los siguientes datos se pueden calcular de una manera simplificada lasnecesidades de compensación de una instalación:

c Cos ϕ medio inicial.

c Cos ϕ objetivo.

c Potencia activa media de la instalación.

Estos datos se pueden obtener:

c Por cálculo: como se ha citado en el método general.

c A través de una estimación según las potencias instaladas.

Con estos datos se puede proceder al cálculo por tabla.

Cálculo por tabla

Ejemplo:Cálculo de la potencia reactiva necesaria para compensar la instalación siguiente:

P = 500 kW,cos ϕ inicial = 0,75,cos ϕ deseado 0,98.

Consultando con la tabla de la página 3/9 se obtiene un factor = 0,679.

Multiplicando este factor por la potencia activa de la instalación (500 kW) se obtiene lapotencia reactiva a instalar:

Q = 500 × 0,679 = 340 kVAr

A partir de mediciones

Efectuar distintas mediciones aguas abajo del disyuntor general de protección con lainstalación en las condiciones de carga habituales.

Los datos a medir deben ser los siguientes:

c Potencia activa (kW).

c Potencia inductiva (kVAr).

c Cos ϕ.

A partir de estos datos elegir el cos ϕ medio de la instalación y verificar dicho valor conel caso más desfavorable.

Información técnica Cálculo de la potencia a compensaren una instalación en proyecto

Fig. 10: representación gráfica de la tabla de la pág. 3/9.

cos ϕ cos ϕ a obtener0,9 0,92 0,94 0,96 0,98 1

0,4 1,805 1,861 1,924 1,998 2,085 2,288

0,45 1,681 1,784 1,988

0,5 1,248 1,529 1,732

0,55 1,035 1,316 1,519

0,6 0,849 1,131 1,334

0,65 0,685 0,966 1,169

0,7 0,536 0,811 1,020

0,75 0,398 0,453 0,519 0,591 0,679 0,882

0,8 0,266 0,321 0,387 0,459 0,541 0,750

0,85 0,02 0,191 0,257 0,329 0,417 0,620

0,9 0,058 0,121 0,192 0,281 0,484

Q = P × factorQ = P × 0,679


3

Antes de la Potencia del condensador en kVAr a instalar por kW de carga para elevar el factor de potenciacompensación (cos ϕ o la tg ϕ a:tg ϕ cos ϕ tg ϕ 0,75 0,59 0,48 0,45 0,42 0,39 0,36 0,32 0,29 0,25 0,20 0,14 0,00

cos ϕ 0,8 0,86 0,9 0,91 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,97 0,98 0,99 12,29 0,40 1,541 1,698 1,807 1,836 1,865 1,896 1,928 1,963 2,000 2,041 2,088 2,149 2,2912,22 0,40 1,475 1,631 1,740 1,769 1,799 1,829 1,862 1,896 1,933 1,974 2,022 2,082 2,2252,16 0,42 1,411 1,567 1,676 1,705 1735 1,766 1,798 1,832 1,869 1,910 1,958 2,018 2,1612,10 0,43 1,350 1,506 1,615 1,644 1,674 1,704 1,737 1,771 1,808 1,849 1,897 1,957 2,1002,04 0,44 1,291 1,448 1,557 1,585 1,615 1,646 1,678 1,712 1,749 1,790 1,838 1,898 2,0411,98 0,45 1,235 1,391 1,500 1,529 1,559 1,589 1,622 1,656 1,693 1,734 1,781 1,842 1,9851,93 0,46 1,180 1,337 1,446 1,475 1,504 1,535 1,567 1,602 1,639 1,680 1,727 1,788 1,9301,88 0,47 1,128 1,285 1,394 1,422 1,452 1,483 1,515 1,549 1,586 1,627 1,675 1,736 1,8781,83 0,48 1,078 1,234 1,343 1,372 1,402 1,432 1,465 1,499 1,536 1,577 1,625 1,685 1,8281,78 0,49 1,029 1,186 1,295 1,323 1,353 1,384 1,416 1,450 1,487 1,528 1,576 1,637 1,7791,73 0,5 0,982 1,139 1,248 1,276 1,306 1,337 1,369 1,403 1,440 1,481 1,529 1,590 1,7321,69 0,51 0,937 1,093 1,202 1,231 1,261 1,291 1,324 1,358 1,395 1,436 1,484 1,544 1,6871,64 0,52 0,893 1,049 1,158 1,187 1,217 1,247 1,280 1,314 1,351 1,392 1,440 1,500 1,6431,60 0,53 0,850 1,007 1,116 1,144 1,174 1,205 1,237 1,271 1,308 1,349 1,397 1,458 1,6001,56 0,54 0,809 0,965 1,074 1,103 1,133 1,163 1,196 1,230 1,267 1,308 1,356 1,416 1,5591,52 0,55 0,768 0,925 1,034 1,063 1,092 1,123 1,156 1,190 1,227 1,268 1,315 1,376 1,5181,48 0,56 0,729 0,886 0,995 1,024 1,053 1,084 1,116 1,151 1,188 1,229 1,276 1,337 1,4791,44 0,57 0,691 0,848 0,957 0,986 1,015 1,046 1,079 1,113 1,150 1,191 1,238 1,299 1,4411,40 0,58 0,655 0,811 0,920 0,949 0,969 1,009 1,042 1,076 1,113 1,154 1,201 1,262 1,4051,37 0,59 0,618 0,775 0,884 0,913 0,942 0,973 1,006 1,040 1,077 1,118 1,165 1,226 1,3681,33 0,6 0,583 0,740 0,849 0,878 0,907 0,938 0,970 1,005 1,042 1,083 1,130 1,191 1,3331,30 0,61 0,549 0,706 0,815 0,843 0,873 0,904 0,936 0,970 1,007 1,048 1,096 1,157 1,2991,27 0,62 0,515 0,672 0,781 0,810 0,839 0,870 0,903 0,937 0,974 1,015 1,062 1,123 1,2651,23 0,63 0,483 0,639 0,748 0,777 0,807 0,837 0,873 0,904 0,941 1,982 1,030 1,090 1,2331,20 0,64 0,451 0,607 0,716 0,745 0,775 0,805 0,838 0,872 0,909 0,950 0,998 1,058 1,2011,17 0,65 0,419 0,672 0,685 0,714 0,743 0,774 0,806 0,840 0,877 0,919 0,966 1,027 1,1691,14 0,66 0,388 0,639 0,654 0,683 0,712 0,743 0,775 0,810 0,847 0,888 0,935 0,996 1,1381,11 0,67 0,358 0,607 0,624 0,652 0,682 0,713 0,745 0,779 0,816 0,857 0,905 0,996 1,1081,08 0,68 0,328 0,576 0,594 0,623 0,652 0,683 0,715 0,750 0,878 0,828 0,875 0,936 1,0781,05 0,69 0,299 0,545 0,565 0,593 0,623 0,654 0,686 0,720 0,757 0,798 0,846 0,907 1,0491,02 0,7 0,270 0,515 0,536 0,565 0,594 0,625 0,657 0,692 0,729 0,770 0,817 0,878 1,0200,99 0,71 0,242 0,485 0,508 0,536 0,566 0,597 0,629 0,663 0,700 0,741 0,789 0,849 0,9920,96 0,72 0,214 0,456 0,480 0,508 0,538 0,569 0,601 0,665 0,672 0,713 0,761 0,821 0,9640,94 0,73 0,186 0,427 0,452 0,481 0,510 0,541 0,573 0,608 0,645 0,686 0,733 0,794 0,9360,91 0,74 0,159 0,398 0,425 0,453 0,483 0,514 0,546 0,580 0,617 0,658 0,706 0,766 0,9090,88 0,75 0,132 0,370 0,398 0,426 0,456 0,487 0,519 0,553 0,590 0,631 0,679 0,739 0,8820,86 0,76 0,105 0,343 0,371 0,400 0,429 0,460 0,492 0,526 0,563 0,605 0,652 0,713 0,8550,83 0,77 0,079 0,316 0,344 0,373 0,403 0,433 0,466 0,500 0,537 0,578 0,626 0,686 0,8290,80 0,78 0,052 0,289 0,318 0,347 0,376 0,407 0,439 0,574 0,511 0,552 0,559 0,660 0,8020,78 0,79 0,026 0,262 0,292 0,320 0,350 0,381 0,413 0,447 0,484 0,525 0,573 0,634 0,7760,75 0,8 0,235 0,266 0,294 0,324 0,355 0,387 0,421 0,458 0,449 0,547 0,608 0,7500,72 0,81 0,209 0,240 0,268 0,298 0,329 0,361 0,395 0,432 0,473 0,521 0,581 0,7240,70 0,82 0,183 0,214 0,242 0,272 0,303 0,335 0,369 0,406 0,447 0,495 0,556 0,6980,67 0,83 0,157 0,188 0,216 0,246 0,277 0,309 0,343 0,380 0,421 0,469 0,530 0,6720,65 0,84 0,131 0,162 0,190 0,220 0,251 0,283 0,317 0,354 0,395 0,443 0,503 0,6460,62 0,85 0,105 0,135 0,164 0,194 0,225 0,257 0,291 0,328 0,369 0,417 0,477 0,6200,59 0,86 0,079 0,109 0,138 0,167 0,198 0,230 0,265 0,302 0,343 0,390 0,451 0,5930,56 0,87 0,053 0,082 0,111 0,141 0,172 0,204 0,238 0,275 0,316 0,364 0,424 0,5670,53 0,88 0,029 0,055 0,084 0,114 0,145 0,177 0,211 0,248 0,289 0,337 0,397 0,5400,51 0,89 0,028 0,057 0,086 0,117 0,149 0,184 0,221 0,262 0,309 0,370 0,5120,48 0,90 0,029 0,058 0,089 0,121 0,156 0,193 0,234 0,281 0,342 0,484

A partir de la potencia en kW y del cos ϕ de la instalación

La tabla nos da en función del cos ϕ de la instalación, antes y después de la com-pensación, un coeficiente a multiplicar por la potencia activa para encontrar la potenciade la batería de condensadores a instalar.

Información técnica Cálculo de la potenciaa compensar: tabla de elección


3

A partir del recibo de compañía

El cálculo de potencia a través del recibo es un métodoaproximado pero muy práctico para el cálculo de equi-pos de compensación de reactiva.

Generalmente proporciona resultados aceptables, peroen el caso de que existan regímenes de funcionamientomuy dispares o que no se conozcan las horas de funcio-namiento, los resultados pueden ser insatisfactorios.

Información técnica Cálculo de la potencia a compensaren una instalación existente

Nombre delclienteDirecciónPoblación

Fig. 11: representación de un recibo de compañía eléctrica.

Facturación según tarifa aprobada (B.O.E. de 14-01-95)

Concepto Cálculos Importes Facturación de la potencia 185 kW × 1 mes × 2,40 €/kW y mes 443,64 Facturación del consumo 35.540 kWh × 0,07 €/kWh 2857,96

Subtotal 3301,60

+18,0 % de Complemento por Energía Reactiva 0,180 × 3301,60 € 1594,29 40 % de Recargo sobre el Consumo en Punta 0,40 × 10.900 kWh × 0,09 €/kWh 1383,63

Base Imponible 4279,51IVA 16 % sobre 4279,51 1684,72

Total Factura 4964,23

El 3,54 % de la facturación se destina a Moratoria Nuclear, el 4,864 % a Mineríadel Carbón y el 91,596 % a costes del servicio (B.O.E. 29-12-95).

Lecturas y consumos en el período de facturación del 30-08-95 al 30-09-96

LLANO PUNTA TOTAL ACTIVA REACTIVA Lectura Real del 30-09-96 566.809 199.688 364.244 Lectura Real del 10-08-96 – 564.345 – 198.598 – 363.850

2.464 1.090 3.940 Factor de Multiplicación × 10 × 10 × 10 consumo 24.640 10.900 35.540 kWh 39.400 kVArh

Lectura del Maxímetro 185 kW

Datos del suministro

Titular:DNI/NIF:CNAE:Dirección:

Tarifa: 4.0Facturación de la potencia: Modo 2Potencias contratadas: 200 kWDiscriminación horaria: Tipo 2Contadores números:

Cálculo de la potencia activa media

Conocida la Energía Activa (kWh) consumida en el período y el número de horas efectivas del período se puede calcular la Potencia Activa media(kW) de la instalación:

P = kWh / h = 35.540 kWh / 198 = 179 kW

Cálculo de la potencia de la batería

Conociendo el cos ϕ inicial y el cos ϕ objetivo se puede calcular la potencia de la batería a instalar, bien por tabla, bien por cálculo.

Suponiendo un cos ϕ objetivo de 0,98:

Q = P × (tg ϕ inicial – tg ϕ objetivo ) = 179 × (1,138 – 0,203) = 167 kVAr

Se elegirá una batería de potencia superior, por ejemplo 170 kVAr. (Los valores de las tg se pueden obtener en la tabla.)

Cuánto se puede ahorrar

El ahorro máximo se producirá cuando toda la energía reactiva sea suministrada por los condensadores, teniendo un cos ϕ = 1.

En el ejemplo anterior, si se consiguiera un cos ϕ = 1, el recargo actual del 18 % se convertiría en una bonificación del – 4 %, siendo el ahorro men-sual de:

(18 % + 4 %) × (3301,60) = 693,33 €/mes

Lo que equivale a 8320,03 €/año

Información a suministrar por la propiedadSe debe conocer el número de horas efectivas de funcio-namiento de la instalación.

Por ejemplo si se indica que la instalación funciona:

c 12 horas/día de lunes a viernes.

c De las que 8 h está a plena carga y 4 h al 25 %.

El número efectivo de horas de funcionamiento/día será:8 h + 4 h × 25 % = 9 horas/día.

Para el cálculo del número de horas efectivas/mes setomarán 22 días laborables por lo que el cálculo será:22 días × 9 horas/día = 198 horas/mes.

A continuación se calcularán las horas efectivas defuncionamiento durante el período del recibo.

Como en este caso es 1 mes, el total de horas del períodoserá de:198 horas/mes × 1 mes = 198 horas/período.

Fig. 11: representación de un recibo de compañía eléctrica.

Datos obtenidos del recibo:c Primero se calcula el total de Energía Activa (kWh)consumida en el período:

EA = 24.640 + 10.900 = 35.540 kWh

c Después se calcula el cos ϕ medio del período:

cos ϕ = kWh / (kWh2 + kVArh2) == 35.540 / (35.5402 + 39.4002) = 0,66


3

Para determinar las necesidades de energía reactiva denuestra instalación, a través de un recibo de la facturaeléctrica en el mercado liberalizado, procederemos se-gún lo siguiente:

1. Determinaremos el cos de la instalación:c Sumaremos todos los consumos de Activa (45600kWh).

c Sumaremos todos los consumos de Reactiva (28564kVArh).

(En las tarifas de suministro BT y en las de MT hasta450 kW, tendremos sólo 3 períodos horarios).

2. Determinar cuál es la potencia activa mediade la instalación, se puede hallar por:c Cogiendo la media de la lectura del maxímetro.

c Con los consumos de activa y las horas de funciona-miento (ver hoja anterior).

Para el ejemplo utilizaremos la lectura del maxímetro:140 kW.

3. Aplicar la fórmula general:

Q = P•(tg1 – tg2)

Donde nos faltaría determinar qué cos final queremos.

Dado que en el mercado liberalizado, no se obtiene bo-nificación por un cos superior a 0,95; podemos optarpor un cos final entorno a 0,97-0,98; de esta forma,nos aseguraremos siempre un cos por encima de 0,95ante posibles variaciones puntuales de la carga y noaumentaremos en exceso la potencia de la batería.

Lógicamente si se desea sacar el máximo rendimiento ala instalación será aconsejable compensar a 1.

Sustituimos los valores en la fórmula:

Q = 140 (0,65 – 0,20) = 63 kVAr

Escogemos la batería inmediatamente superior 75 kVAr.

4. Quedaría por ver el período de amortizacióndel equipo

Supongamos que escogemos una batería ref. 52612 conun PVP de 2.285.00 €.

¿Cuánto pagaríamos, en un año, de reactiva, si mantu-viésemos el consumo actual?

Cogemos los 397,37 € por el exceso de reactiva (verpágina 3/4, recargo por reactiva, mercado liberalizado) ylos multiplicamos por 12 meses; obtenemos un recargode 4.768,44 €.

Vemos que el equipo estaría amortizado en menos de6 meses.

45600

456002 + 285642cos ϕ = = 0,84

kWh

kWh2 + kVArh2cos ϕ =

Información técnica Recibo tipo mercado liberalizado


3

¿Dónde instalar los condensadores?

La localización de los condensadores en una red eléctrica se determina según:

c El objetivo buscado, supresión de las penalidades, descarga de las líneas ytransformadores, aumento de la tensión en el final de la línea.

c El modo de distribución de la energía eléctrica.

c El régimen de carga.

c La influencia previsible de los condensadores en la red.

c El coste de la instalación.

La compensación de la energía reactiva puede ser:

v Batería AT en red de distribución AT (1).

v Batería MT regulada o fija, para abonado MT (2).

v Baterías BT, regulada o fija, para abonado BT (3).

v Compensación fija para motor MT (4).

v Compensación fija para motor BT (5).

Ejemplo:La elección del lugar de ubicación de los equipos de compensación queda a eleccióndel cliente, en función de las características de su instalación y de los objetivos aalcanzar con la misma.

Un ejemplo de aplicación de equipo (2) sería el de la compensación en la estaciónelevadora del consumo de un parque eólico, otro la compensación de un centro decontrol de motores, caso para el que se aconseja un equipo automático.

El tipo de aplicación para el equipo (1) corresponde a la compensación realizada en lalínea de transporte de energía de una Cía. Eléctrica, subestación de Cía.

32

45

1

red AT de distribución

red MT de distribución

transformadorMT/BT

transformadorMT/MT

Jdb BT

abonado MT abonado MT

Información técnica Dónde compensar


3

Fig. 14: compensación individual.

Fig. 12: compensación global.

Información técnica Dónde compensar (continuación)

Fig. 13: compensación parcial.

En las salidas BT (CGBT)

Posición n.° 1Los condensadores pueden ser instalados en 3 niveles diferentes:

Compensación globalVentajas:

c Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva.

c Ajusta la potencia aparente (S en kVA) a la necesidad real de la instalación.

c Descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW).

Observaciones:

c La corriente reactiva (Ir) está presente en la instalación desde el nivel 1 hasta losreceptores.

c Las pérdidas por efecto Joule en los cables no quedan disminuidas.

A la entrada de cada taller

Posición n.° 2

Compensación parcialVentajas:


c Optimiza una parte de la instalación, la corriente reactiva no se transporta entre losniveles 1 y 2.


Observaciones:

c La corriente reactiva (Ir) está presente en la instalación desde el nivel 2 hasta losreceptores.

c Las pérdidas por efecto Joule en los cables se disminuyen.

En los bornes de cada receptor de tipo inductivo

Posición n.° 3

Compensación individualVentajas:


c Optimiza toda la instalación eléctrica. La corriente reactiva Ir se abastece en el mismolugar de su consumo.


Observaciones:

c La corriente reactiva no está presente en los cables de la instalación.

c Las pérdidas por efecto Joule en los cables se suprimen totalmente.


3

Reglas generales

Qué dice el Reglamento de BTDe lo establecido en el nuevo REBT en la ITC-BT 43 - Apartado 2.7 Compensación delfactor de potencia, se deduce que:

c Se podrá realizar la compensación de la energía reactiva pero en ningún momentola energía absorbida por la red podrá ser capacitiva.

c Se podrá realizar la compensación fija para uno o varios receptores siempre quefuncionen por medio de un único interruptor, es decir simultáneamente.

c Para compensar la totalidad de la instalación se deberá instalar un equipo automático.

En la práctica se realiza la compensación fija de algunos motores y de transformadores;y una compensación automática para la compensación global en cabecera de lainstalación.

Compensación fija de transformadores

Por qué realizar la compensación fija de un transformadorComo se ha visto anteriormente, la compensación de una instalación puede permitirel disponer de una potencia suplementaria en bornes del transformador.

Los cálculos de necesidades de reactiva han sido realizados hasta ahora teniendo encuenta únicamente el consumo total de los receptores de una instalación.

Pero en el caso de que se deseen compensar también las pérdidas inductivas deltransformador en BT, por ejemplo si se tiene una contratación de potencia en MT, lamanera de realizarlo es incorporando un equipo de compensación fija en los bornes debaja del transformador, de tal manera que la instalación quede “sobrecompensada” enla parte de BT y dicha sobrecompensación sirva para compensar el trafo.

Obsérvese que en la fig. 15 existe un consumo de potencia reactiva por parte deltransformador que no está suministrado por la batería.

La batería de condensadores no “ve” dicho consumo, ya que el TI que informa alregulador sobre el cos ϕ de la instalación está conectado en la parte de BT. Por lo tantoes necesario incorporar un condensador aguas arriba del punto de conexión del TI queincorpore los kVAr suplementarios (fig. 16).

Fig. 15: flujo de potencias en una instalación cuyotransformador está sin compensar.

Fig. 16: flujo de potencias en una instalación cuyotransformador está compensado con un equipo decompensación fijo.

Reproducción de la cubierta delReglamento Electrotécnico paraBaja Tensión.Editor: Ministerio de Industria yEnergía.

Información técnica Cuándo realizar unacompensación fija


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ϕ ϕ'

E

V

IXL

I

Fig. 17: esquema equivalente de un transformador.

Naturaleza de las reactancias inductivas de un transformador

Reactancia paralelo: reactancia de magnetizaciónHasta ahora sólo se había tenido en cuenta la reactancia inductiva de las cargas enparalelo; sin embargo las reactancias conectadas en serie, como las de las líneas depotencia y los arrollamientos del primario de los transformadores, también absorbenenergía reactiva.

Para determinar dichas pérdidas de energía reactiva se puede representar el esquemaequivalente de un transformador ideal como el de la fig. 17, la corriente magnetizantetiene un valor prácticamente constante (en torno al 1,8 % de la intensidad a plena carga)desde que el transformador trabaja en vacío hasta que está a plena carga.

Por esta razón, y ya que va a existir un consumo prácticamente constante de kVArindependientemente de las condiciones de carga, se suele realizar la compensaciónen vacío de los transformadores.

Sin embargo también hay un consumo de reactiva variable con las condiciones decarga del transformador: por lo que está representada en la fig. 17 una reactancia enserie que daría las pérdidas por el flujo de fuga.

Reactancia serie: flujo de fugaHasta ahora sólo se había tenido en cuenta la reactancia paralelo del transformador(magnetizante).

Sin embargo la potencia reactiva absorbida por el transformador en funcionamiento nopuede despreciarse.

Este fenómeno se ilustra en el diagrama vectorial de la fig. 18.

La diferencia entre E.I. sen ϕ' y V.I. sen ϕ, daría los kVAr absorbidos por la inductanciaserie XL.

Se puede demostrar que este valor es igual a I2 · XL. A partir de esta fórmula se puedendeducir los kVAr absorbidos en función del índice de carga:

Ejemplo:Transformador de Sn = 630 kVAUcc = 4 %

c Pérdidas trifásicas a plena carga:

kVAr = I2 · XL = 630 × 0,04 = 25,2 kVAr

c Pérdidas al 50 % de carga:

kVAr = I2 · XL = 0,52 × 630 × 0,04 = 6,3 kVAr

Para calcular las pérdidas totales del transformador se deberán adicionar las pérdidasen vacío (aproximadamente el 1,8 % de la potencia del transformador).

c Pérdidas en vacío:

kVAr = 1,8 × 630 / 100 = 11,34 kVAr

c Por lo que las pérdidas totales a plena carga serán:

kVAr total = kVAr vacío + kVAr plena carga = 11,34 + 25,2 = 36,64 kVAr.

Información técnica Compensación fijade transformadores

Fig. 18: absorción de potencia inductiva por la reactancia serie,según el esquema equivalente de la fig. 17.


3

Estos valores son indicativos.

Potencia Tensión Tensión Tensión de Potencia reactiva aparente primario secundario cortocircuito a compensar MVA Ucc % sin carga

2,5 20 3 a 16 6,5 4030 3 a 16 6,5 50

3,15 20 3 a 16 7 5030 3 a 16 7 60

4 20 3 a 16 7 6030 3 a 16 7 70

5 20 3 a 16 7,5 7030 3 a 16 7,5 80

6,3 10 a 36 3 a 20 8,1 70 8 10 a 36 3 a 20 8,4 80 10 10 a 36 3 a 20 8,9 90 12,5 10 a 36 3 a 20 9 120 16 45 a 66 3 a 20 9,3 130 20 45 a 66 3 a 20 9,4 140 25 45 a 66 3 a 20 9,7 175 31,5 45 a 66 3 a 20 11 190 40 45 a 66 3 a 20 12 240

Tabla compensación transformadores MT

Información técnica Compensación fijade transformadores(continuación)

Fig. 19: consumo de potencia reactiva para transformadores de distribución de V1 = 20 kV.

Transformador En aceite Secos

S (kVA) Ucc (%) Vacío Carga Vacío Carga

100 4 2,5 5,9 2,5 8,2

160 4 3,7 9,6 3,7 12,9

250 4 5,3 14,7 5,0 19,5

315 4 6,3 18,3 5,7 24

400 4 7,6 22,9 6,0 29,4

500 4 9,5 28,7 7,5 36,8

630 4 11,3 35,7 8,2 45,2

800 4 20,0 66,8 10,4 57,5

1000 6 24,0 82,6 12 71

1250 5,5 27,5 100,8 15 88,8

1600 6 32 126 19,2 113,9

2000 7 38 155,3 22 140,6

2500 7 45 191,5 30 178,2

Tabla compensación transformadores BT

ResumenUn transformador consume una potencia reactiva compuesta por:

c Una parte fija que depende de la corriente magnetizante, Q0 = 3 * Un*lo (esta parterepresenta del 0,5 al 2,5 % de la potencia del transformador.

c Una parte aprox. proporcional al cuadro de la potencia aparente.

Q = Ucc*S*(s/sn)

La potencia reactiva total consumida por un transformador de distribución está entorno al 10 % a plena carga.


3

Factor de reducción = cos ϕ inicial

cos ϕ final

La compensación fija de motores asíncronos

Precauciones generalesLa intensidad reactiva que absorbe un motor asíncrono es prácticamente constante ytiene un valor aproximado del 90 % de la intensidad en vacío.

c Por esta razón cuando un motor trabaja en bajos regímenes de carga, el cos ϕ es muybajo debido a que el consumo de kW es pequeño.

c Asimismo, las características constructivas del mismo, tales como potencia, númerode polos, velocidad, frecuencia y tensión, influyen en el consumo de kVAr.

Se puede realizar la compensación fija en bornes de un motor siempre que se tomenlas precauciones siguientes:

c Nueva regulación de las protecciones.

c Evitar la autoexcitación.

c No compensar motores especiales.

c No compensar motores con arrancador.

Estas precauciones en la conexión se definirán a continuación.

Regulación de las protecciones

Después de realizar la compensación fija de un motor, la intensidad eficaz consumidapor el conjunto motor-condensador es más baja que antes.

En consecuencia, se deberán reajustar las protecciones del motor según la siguienterelación:

Compensación de motores con arrancador

Si el motor arranca con ayuda de algún dispositivo especial, tal como resistencias,inductancias, estrella triángulo o autotransformadores, es recomendable que loscondensadores sean conectados después del arranque del motor.

Por esta razón no se deberá realizar una compensación fija y se utilizarán condensadoresaccionados por contactores. (Ver el apartado de compensación fija accionada porcontactor, fig. 22.)

Compensación de motores especiales

No se recomienda la compensación individual de motores especiales del tipo:paso a paso, dos sentidos de marcha o similares.

Fig. 20: variación del cos ϕ en función del régimen de carga.

0,8

1/4 2/4 3/4 4/4 5/4

0,7

0,6

0,5

0,4

intensidad

rend

imien

to

cos

ϕ

Información técnica Compensación fija de motoresasíncronos


3

Cómo evitar la autoexcitación de los motores

El fenómeno de la autoexcitaciónCuando un motor acciona una carga de gran inercia el motor sigue girando despuésde cortarle la alimentación (a no ser que se le frene deliberadamente) debido a la inerciade la carga.

c Cuando se realiza la compensación directa en bornes del motor, se genera un flujode corrientes capacitivas a través del estator que producen un campo magnéticorotatorio en el rotor que actúa a lo largo del mismo eje y en la misma dirección que elcampo magnético decreciente.

c En consecuencia el flujo del rotor aumenta, las corrientes del estator aumentan y latensión en los terminales del motor aumenta, pasando por lo tanto a funcionar comogenerador asíncrono.

Este fenómeno se conoce como la autoexcitación.

Cómo evitar la autoexcitación:

c Limitación de la potencia de compensación.

El fenómeno de la autoexcitación puede evitarse limitando la potencia de loscondensadores fijos instalados en bornes del motor, de tal manera que la intensidadreactiva suministrada sea inferior a la necesaria para provocarla, haciendo que el valorde la intensidad de los condensadores sea inferior al valor de la intensidad en vacío delmotor. El valor máximo de potencia reactiva a instalar se calculará de la siguiente forma:

QM ≤ 0,9 × I0 × Un × 3 / QM ≤ 2P0 (1-cos ϕ i)

donde:

QM = potencia fija máxima a instalar (VAr)I0 = intensidad en vacío del motorUn = tensión nominal (V)P: Potencia nominal motor (kW)cos ϕ i: coseno ϕ inicial.

Estos valores se dan en la tabla de la fig. 21.

c Otra manera para evitar la autoexcitación es la compensación fija accionada porcontactor.

M

Información técnica Compensación fija de motoresasíncronos (continuación)

Estos valores son indicativos.Nota: Ver la solución propuesta por Schneider Electric, batería compensación motor MT.

Potencia Núm. de revoluciones por min nominal Potencia reactiva en kVAr

kW CV 3000 1500 1000 750

140 190 30 35 40 50

160 218 30 40 50 60

180 244 40 45 55 65

280 380 60 70 90 100

355 482 70 90 100 125

400 543 80 100 120 140

500 679 100 125 150 175

1000 1359 200 250 300 350

1400 1902 280 350 420 490

1600 2174 320 400 480 560

2000 2717 400 500 600 700

2240 3043 450 560 680 780

3150 4280 630 800 950 1100

4000 5435 800 1000 1200 1400

5000 6793 1000 1250 1500 1750

Tabla compensación de motores asíncronos MT

Fig. 21: máxima potencia reactiva a instalar en bornes de un motor trifásico 230/400 V,sin riesgo de autoexcitación.

Potencia Núm. de revoluciones por min nominal Potencia reactiva en kVAr

kW CV 3000 1500 1000 750

11 15 2,5 2,5 2,5 5

18 25 5 5 7,5 7,5

30 40 7,5 10 11 12,5

45 60 11 13 14 17

55 75 13 17 18 21

75 100 17 22 25 28

90 125 20 25 27 30

110 150 24 29 33 37

132 180 31 36 38 43

160 218 35 41 44 52

200 274 43 47 53 61

250 340 52 57 63 71

280 380 57 63 70 79

355 485 67 76 86 98

400 544 78 82 97 106

450 610 87 93 107 117

Tabla compensación de motores asíncronos BT


3

Compensación fija accionada por contactor

InstalaciónEste sistema permite evitar el riesgo de sobreexcitación de los motores, compensandopor lo tanto la totalidad de la potencia reactiva necesaria.

La instalación se debe realizar siempre aguas arriba del dispositivo de mando yprotección del motor.

El contactor del condensador deberá ir enclavado con el dispositivo de protección delmotor de manera que cuando el motor sea o bien desconectado, o bien provocada laapertura de su dispositivo de protección, el condensador debe quedar fuera deservicio.

Cálculo de la potencia a instalarEn este caso y habiendo evitado el riesgo de autoexcitación, el cálculo se realiza de lamisma manera que para cualquier carga:

Q = P × (tg ϕ inicial – tg ϕ objetivo)

Siendo:

P = potencia activa del motor (kW).

Elección del contactor adecuado

El proceso de la conexión de un condensadorLos condensadores forman, con los circuitos a cuyas bornas están conectados, circuitososcilantes que pueden producir en el momento de la conexión corrientes transitoriasde elevada intensidad (> 180 In) y de frecuencias elevadas (de 1 a 15 kHz).

Para solucionar este problema sin tener que acudir a contactores extraordinariamentesobredimensionados se aumentaba la inductancia de la línea con el acoplamiento enserie de inductancias de choque.

Un contactor específicamente diseñado para el mando de condensadoresLos contactores Telemecanique modelo LC1-D.K. están equipados con un bloque decontactos adelantados y con resistencias de preinserción que limitan el valor de lacorriente en la conexión a 60 In.

El diseño patentado del aditivo garantiza la limitación de la corriente de conexión conlo que aumenta la durabilidad de los componentes de la instalación y en particular lade los fusibles y condensadores.

Los contactores LC1-D.K. se incorporan en todas las baterías automáticas MerlinGerin.

M

Fig. 22: conexión de un condensador a un motor a travésde un contactor.

Información técnica Compensación fija de motoresasíncronos (continuación)

Tabla de elección de contactores específicos para el mandode condensadores

220 V 400 V 660 V Contactos auxiliares Par de apriete Referencia 240 V 440 V 690 V “NA” “NC” Nm básica kVAr kVAr kVAr

06,7 12,5 18 1 1 1,2 LC1-DFK11..

10 20 30 1 1 1,9 LC1-DLK11..

15 25 36 1 1 2,5 LC1-DMK11..

20 33,3 48 1 2 5 LC1-DPK12..

25 40 58 1 2 5 LC1-DTK12..

40 60 92 1 2 11 LC1-DWK12..


3

Fig. 23: esquema de principio de un equipo decompensación automático.

Reglas generales

Qué dice el Reglamento de BTSe realiza a continuación una interpretación a título orientativo de las indicaciones queaparecen en el nuevo REBT en la ITC-BT 43 - Apartado 2.7 Compensación del factorde potencia.

c Se podrá realizar la compensación de la energía reactiva pero en ningún momentola energía absorbida por la red podrá ser capacitiva.

c Para compensar la totalidad de una instalación, o partes de la misma que no funcionensimultáneamente, se deberá realizar una compensación automática.

c La instalación del equipo de compensación automática deberá asegurar que la varia-ción del factor de potencia en la instalación no sea mayor de un ± 10 % del valor medioobtenido en un prolongado período de funcionamiento.

Ejemplo:Si el cos ϕ medio de una instalación compensada es de 0,96 inductivo, el cos ϕ de lamisma en ningún momento deberá ser:ni inferior a 0,86 inductivo, ni superior a 0,94 capacitivo.

Esquema de principio de una batería automática

Los elementos internosUn equipo de compensación automático debe ser capaz de adecuarse a las variacionesde potencia de reactiva de la instalación para conseguir mantener el cos ϕ objetivo dela instalación.

Un equipo de compensación automático está constituido por 3 elementos principales:

c El regulador:Cuya función es medir el cos ϕ de la instalación y dar las órdenes a los contactores paraintentar aproximarse lo más posible al cos ϕ objetivo, conectando los distintos es-calones de potencia reactiva. Además de esta función, los actuales reguladores Varlo-gic de Merlin Gerin incorporan funciones complementarias de ayuda al mantenimientoy la instalación.

c Los contactores:Son los elementos encargados de conectar los distintos condensadores que configuranla batería.

El número de escalones que es posible disponer en un equipo de compensaciónautomático depende de las salidas que tenga el regulador.

Existen dos modelos de reguladores Varlogic atendiendo al número de salidas:v De 1 hasta 6 escalones.v De 1 hasta 12 escalones.

c Los condensadores:Son los elementos que aportan la energía reactiva a la instalación.

Normalmente la conexión interna de los mismos está hecha en triángulo.

Los elementos externosPara el funcionamiento de un equipo de compensación automático es necesaria latoma de datos de la instalación; son los elementos externos que le permiten actuarcorrectamente al equipo:

c La lectura de intensidad:Se debe conectar un transformador de intensidad que lea el consumo de la totalidadde la instalación.

c La lectura de tensión:Normalmente se incorpora en la propia batería de manera que al efectuar la conexiónde potencia de la misma ya se obtiene este valor.

Esta información de la instalación (tensión e intensidad) le permite al regulador efectuarel cálculo del cos ϕ existente en la instalación en todo momento y le capacita para tomarla decisión de introducir o sacar escalones de potencia reactiva.

c También es necesaria la alimentación a 230 V para el circuito de mando de la batería.Las baterías incorporan unas bornas denominadas (a, b) para este efecto.

Nota: excepto para las Rectimat 2 que incluyen transformador.

REGULADOR

Cálculo del cos ϕ de

la instalación

CONTACTOR

LC1-D.K.

Limitación

Conexión polos principales

TI

V

Información técnica Cuándo realizar unacompensación automática


3

Regulación física y eléctrica

Definición de una batería automáticaLos 3 datos que definen una batería automática de condensadores son los siguientes:

c La potencia en kVAr, que vendrá dada por los cálculos efectuados y dependerá delcos ϕ objetivo que se desea tener en la instalación.

c La tensión nominal, que siempre deberá ser mayor o igual a la tensión de red.

c La regulación de la batería, que indicará el escalonamiento físico de la misma.

Regulación físicaEl escalonamiento o regulación física de una batería automática indica la composicióny el número de los conjuntos condensador-contactor que la forman.

Normalmente se suele expresar como relación de la potencia del primer escalón conel resto de escalones.

Ejemplo:Batería de 70 kVAr, formada por los siguientes escalones de potencias:10 + 20 + 20 + 20, tiene una regulación 1.2.2, ya que el primer escalón tiene la mitadde potencia que el resto de escalones.

Otra batería de 70 kVAr formada por los siguientes escalones de potencias:7 escalones de 10 kVAr, tendría una regulación 1.1.1.

Obsérvese en la fig. 24, la actuación de dos baterías de regulación 1.1.1 y 1.2.2. comolas del ejemplo.

La adaptación a la demanda de reactiva de las dos baterías va a ser exactamente lamisma a pesar de tener dos regulaciones físicas distintas.

Regulación eléctricaRealmente, el dato que marca la diferencia de actuación de una batería es la regulacióneléctrica.

En el ejemplo anterior la regulación eléctrica de ambas baterías es la misma (7 × 10),indica que ambas baterías van a actuar con una regulación mínima de 10 kVAr.

Una batería bien elegidaDesde el punto de vista del precio del equipo, cuantos más escalones físicos tiene labatería, más cara resulta ya que aumentan el número de conjuntos contactor-condensador y el tamaño de la envolvente del equipo.

Desde el punto de vista de la adaptación al cos ϕ objetivo, cuanto menor sea laregulación eléctrica mejor se podrá adaptar a las variaciones de la demanda dereactiva de la instalación.

Por lo tanto, en una batería bien elegida debe existir un equilibrio entre la regulacióneléctrica y física.

Los reguladores Varlogic permiten hasta 7 regulaciones distintas con lo que optimizanel coste del equipo proporcionando un máximo de “finura” en la regulación.

Ejemplo:Una batería de 70 kVAr formada por 3 escalones de potencias: 10 + 20 + 40, regulación1.2.4, proporciona una regulación eléctrica igual a la del ejemplo anterior con un menorprecio que la de 7 × 10 ya que son sólo 3 conjuntos contactor-condensador.

Fig. 25: en una batería bien elegida debe existir un equilibrio entre laregulación eléctrica y física.

regulaciónfísica

regulacióneléctrica

Fig. 24: escalonamiento 1.1.1 y 1.2.2.

1.1.1 1.2.2

regulación

Q demandada Q demandada

t t

Información técnica El concepto de la regulación


3

El regulador

La programación de un reguladorLos datos que se deben programar en un regulador al realizar la puesta en marcha sonlos siguientes:

c El cos ϕ deseado en la instalación.

c La relación C/K.

Estos datos son únicos para cada instalación y no se pueden programar de fábrica.

Qué es el C/KEl regulador es el componente que decide la entrada o salida de los distintos escalonesde potencia en función de 3 parámetros:

c El cos ϕ que se desea en la instalación.

c El cos ϕ que existe en cada momento en la instalación.

c La intensidad del primer escalón (que es el que marca la regulación mínima de labatería).

La entrada de intensidad al regulador se efectúa siempre a través de un TI de relaciónX/5.

Para que el regulador pueda tomar la decisión de conectar o desconectar escalón debesaber cuál va a ser la intensidad reactiva que va a introducir en la instalación, y estaintensidad debe estar referida al secundario del TI ya que es el valor que el regulador“lee”.

La forma de programar este valor es lo que se conoce como C/K y su fórmula es lasiguiente:

donde:

Q1= potencia reactiva del primer escalón (VAR).

U = tensión FF.

RTI = relación TI ( X/5).

Ejemplo:Batería de 70 kVAr, formada por los siguientes escalones de potencias: 10 + 20 + 40.

Se conecta en una instalación donde el disyuntor general de protección es de 630 A.

El TI que se deberá instalar será 700/5 y el cálculo del C/K será:

C/K = 10 × 1000 / ( 3 × 400) / 700/5 = 0,10

La importancia del ajuste del C/KPara comprender la importancia del ajuste C/K hay que pensar que cada batería tieneun escalonamiento mínimo definido (determinado por la potencia del primer escalón).

Por este motivo la batería no se podrá ajustar al cos ϕ deseado a no ser que la demandade la instalación coincida exactamente con dicho valor o un múltiplo del mismo.

Ejemplo:Batería de 70 kVAr formada por los siguientes escalones: 10 + 20 + 40.

El cos ϕ objetivo programado en el regulador es = 1.

Los datos de la instalación en un determinado momento son:

P = 154 kW

cos ϕ = 0,97

con lo que la Q reactiva necesaria para alcanzar el cos ϕ deseado sería:

Q = P × (tg ϕinicial – tg ϕdeseado) = 154 × (0,25 – 0) = 38,5 kVAr

Como el escalonamiento eléctrico de esta batería es de 7 × 10 kVAr, la batería estaríaconstantemente fluctuando entre 30 y 40 kVAr.

Para evitar esta actuación inestable existe el ajuste C/K.

Fig. 26: interpretación del ajuste C/K en un regulador de energía reactiva.

corriente reactiva C/K

corriente activa

0,75

inductivo

capacitivo

C/K

ϕ0,75

+

–

Información técnica El concepto de la regulación(continuación)

C/K =

Q1 / 3 × U

RTI


3

Interpretación del ajuste C/K

En la fig. 26 está representado el significado del ajuste C/K:

c El eje X representa la intensidad activa de la instalación; el eje Y, la intensidad reactiva(inductiva en el semiplano positivo y capacitiva en el negativo).

c Se puede representar en este gráfico cualquier situación del cos ϕ de la instalacióncomo las coordenadas de un punto (X,Y) atendiendo a las componentes de intensidadactiva y reactiva.

c Se ha representado la línea cuya pendiente es la tg ϕ, siendo ϕ el ángulo para el cosϕ deseado.

c Como se ha visto anteriormente la batería no se puede ajustar exactamente a lademanda de reactiva que existe en cada momento en la instalación, por eso se creauna banda de funcionamiento estable del regulador en la cual a pesar de que el cos ϕno sea exactamente el deseado no va a conectar ni desconectar más escalones.

c Esa banda es el C/K; por encima de la banda C/K el regulador va a conectar escalonesy por debajo los desconecta.

Un ajuste demasiado bajo del C/K implicaría un sobretrabajo inútil de los contactores;un C/K demasiado alto supondría una banda estable excesivamente ancha, y por lotanto no se alcanzaría el cos ϕ deseado.

c Los reguladores proporcionan la posibilidad de ajuste automático del C/K bajocualquier condición de carga de la instalación.

El ajuste manual permite introducir valores de C/K desde 0,01 hasta 1,99 pudiendovisualizar en pantalla el valor ajustado.

Información técnica El concepto de la regulación(continuación)


3

La compensación en un sólo embarrado

GeneralidadesUna instalación en la que haya un único embarrado de BT es de lo más usual. En estetipo de instalaciones la necesidad de potencia reactiva se debe evaluar con los métodosanteriormente definidos.

La compensación se realizará para la totalidad de los receptores de la instalación y elamperaje del transformador de intensidad se determinará en función del total de laintensidad que atraviesa el disyuntor general de protección.

Precauciones en la instalaciónComo se ha dicho anteriormente es necesario realizar la instalación complementaria deun transformador de intensidad que “lea” el consumo total de la instalación.

Es indispensable la correcta ubicación del TI, según la fig. 27, ya que en el caso deefectuar la instalación en los sitios indicados con una cruz el funcionamiento del equiposería incorrecto.

La compensación en varios embarrados

Embarrados independientes en BTOtra posible instalación es la que dispone de varios embarrados independientes queno tienen por qué estar conectados a dos transformadores idénticos. Por este motivola necesidad de potencia reactiva será distinta para cada embarrado y se deberáevaluar separadamente con los métodos anteriormente definidos.

La compensación se realizará para la totalidad de los receptores de la instalación, y elamperaje de los transformadores de intensidad para cada embarrado se determinaráindependientemente en función del total de la intensidad que atraviesa cada disyuntorgeneral de protección.

Precauciones de instalaciónAnálogamente al caso anterior, la ubicación de cada TI se deberá realizar de la mismaforma, para que lean ambos transformadores el consumo de cada parte de lainstalación separadamente.

La compensación en un embarrado alimentado por variostrafos

Una instalación diferente a las anteriores es la que dispone de varios trafos conectadosen paralelo en el lado de BT.

Transformadores de distribución distintosLa compensación de esta instalación se puede realizar con la colocación de dosbaterías automáticas y sus respectivos TI.

Transformadores de distribución igualesEn este caso se puede compensar con una única batería cuyo regulador estáalimentado por un transformador sumador, el cual está alimentado a su vez por los TIde cada trafo.

El número máximo de entradas de los sumadores es de 5 (fig. 29).

Precauciones de instalaciónc Transformadores de distribución distintos:Cada batería es alimentada por un TI distinto conectado a la salida de cada trafo. Tantolos ajustes como la instalación se deben considerar como si fueran dos embarradosindependientes.

c Transformadores de distribución iguales:Si se realiza la compensación con una única batería, la única precaución es en elmomento de realizar la puesta en marcha: la relación C/K que se debe programar enel regulador debe considerar la suma de todos los TI que alimentan al sumador.

Fig. 27: esquema de conexión a un único embarrado de BT,y ubicación del TI.

TI

M

Fig. 29: esquema de conexión en el caso de varios trafos enparalelo y ubicación del TI.

TI 1

M M

TI 2

Σ

Fig. 28: esquema de conexión a varios embarrados de BTindependientes y ubicación del TI.

TI 1

M M

TI 2

1 2

Información técnica Compensación automática:consejos de instalación


3

Los elementos que se encuentran aguas arriba de losequipos de compensación están dimensionados segúnlas normas de instalación y por las corrientes absorbidaspor el aparellaje.

Cuando los condensadores están funcionando, la co-rriente que está circulando por ellos depende de la tensiónaplicada, de la capacidad y de las componentes armóni-cas de la tensión.

Las variaciones armónicas pueden llevar a una amplifi-cación de corriente. La norma admite un 30% comovalor y hay que añadir las posibles variaciones debidasa la tolerancia de los condensadores.

DisyuntoresSu calibre debe ser elegido en función que permita unreglaje de la protección térmica a:

c 1,36 × In(1) para los equipos estándar.

c 1,5 × In para los equipos clase H.

c 1,36 × In para los equipos clase SAH (sintonizados a215 Hz).

El reglaje de las protecciones de cortocircuito (mag-néticas) deberá permitir el paso de los transitorios deconexión: 19 × In.

(1) In = Qc = corriente nominal sobre Un. Un 3

Los fusiblesHay que utilizar fusibles de tipo Gg y la elección decalibres en función de:

c 1,6 × In para los equipos estándar.

c 1,6 × In para los equipos clase H.

c 1,5 × In para los equipos clase SAH (sintonizados).

Los cables de potenciaSe deberán sobredimensionar para una corriente de1,5 In mínimo.

Sección:De cualquier forma la sección de los cables de potenciadebe ser compatible con:

La temperatura ambiente, alrededor de los conductores.Su situación (en bandeja, subterráneo, trenzados…).

¿Qué dice el Reglamento BT?ITC-BT 48

Los aparatos de corte y protección de los condensadoresdeberán soportar en régimen permanente de 1,5 a 1,8veces la In asignada a cada condensador.

230 400 Clase Clase Disyuntor SeccionadorV V H SAH

25 NS100 INS12530 NS100 INS125

37,5 NS100 INS12545 NS100 INS12550 50 NS100 INS125

45 60 NS160 INS16062,5 NS160 INS160

75 75 NS160 INS16080 NS250 INS250

60 90 NS250 INS250100 100 NS250 INS250

105 NS250 INS250120 NS250 INS250

120 NS400 INS400125 NS250 INS250

135 NS400 INS40075 150 150 NS400 INS40090 160 NS400 INS400

105 175 NS400 INS400180 180 NS400 INS400

200 NS400 INS400210 210 NS630 INS630225 NS630 INS630

120 240 NS630 INS630 135 245 NS630 INS630 150 250 NS630 INS630 165 270 NS630 INS630 180 280 NS630 INS630

300 300 NS630 INS630315 NS630 INS630

315 NS800 INS800330 NS800 INS800

195 350 350 NS800 INS800 210 360 NS800 INS800 225 400 NS800 INS800

405 NS1000 INS1000 245 420 NS1000 INS1000 255 450 450 NS1000 INS1000 270 455 NS1000 INS1000 285 495 NS1000 INS1000

500 NS1000 INS1000510 NS1250 INS1250

300 525 NS1250 INS1250540 NS1250 INS1250

550 NS1250 INS1250560 NS1250 INS1250

585 NS1250 INS1250600 NS1250 INS1250

630 630 NS1600 INS1600675 NS1600 INS1600

700 NS1600 INS1600720 NS1600 INS1600765 NS1600 INS1600810 NS2000 INS2500855 NS2000 INS2500900 NS2000 INS2500

Información técnica Aparamenta de proteccióny maniobra BT

NS 1250

NS 250

INS 1000

INV 400


3

Mando de baterías de condensadores

Fenómenos asociados a las baterías de condensadoresLa conexión de una batería de condensadores da lugar a un régimen transitorio decorriente y de tensión en la línea y en el equipo.

Si esta sobreintensidad es inferior a la máxima admisible por los condensadores y porel aparellaje que los maniobra, el equipo no resultará perjudicado.

En caso contrario, será necesario atenuar la sobreintensidad de cierre medianteinductancias en serie.

Para el dimensionado de estas inductancias de choque hay que considerar dos casos:

c Batería única.La conexión de la batería a la red produce un régimen transitorio de corriente de valor:

y de frecuencia:

Si le resulta un valor mayor que 100 Ic o que el valor máximo admisible por el aparatode maniobra, es necesario equipar la batería con una inductancia de choque, porfase, de valor:

siendo Icresta la menor de entre las intensidades máximas admisibles por el condensa-dor (100 Ic) y por el aparato de maniobra (valor facilitado por el fabricante), cuya inten-sidad nominal será

Por lo general, no suele ser necesario el empleo de inductancias de choque de bate-rías únicas, salvo cuando Scc es muy grande y Q muy pequeña.

c Baterías en paralelo o una batería formada por varios escalones (fig. 30).

Nota: para simplicidad de cálculo se ha considerado sólo el caso de baterías o escalones de la misma potencia.

Tras la conexión de un condensador a una red en la que ya hay condensadores co-nectados se produce una sobreintensidad transitoria de valor:

y de frecuencia:

Si Ie resulta de un valor mayor que 100 Ic o que el máximo admisible por el aparato demaniobra, es necesario equipar la batería con una inductancia de choque, por fase,de valor:

siendo Imáx el menor de entre los valores máximos admisibles por el condensador (100 Ic)y por el aparato de maniobra (valor facilitado por el fabricante), cuya intensidad será

El empleo de inductancias de choque es muy frecuente en instalaciones con variasbaterías en paralelo o en baterías compuestas por varios escalones.

Definiciones:

c Ie: corriente de cierre, en A.

c Ic: corriente capacitiva de la batería, en A (Q = 3 UIc).

c n: número de escalones o baterías, conectadas cuando se conecta el n+1.

c fc: frecuencia propia de la instalación, en Hz.

c f: frecuencia del suministro de la red, en Hz.

c L: inductancia de la conexión del condensador a la red, en mH (orientativamente:0,5 mH/m).

c C: capacidad de la batería, en mF (Q = U2Cω).

c £: inductancia de choque en mH.

c ω: pulsación (2pf).

Información técnica Aparamenta de maniobra yprotección de los condensadoresMT

£ ≥ 106 ( 2Q – U2 ) ω 312

cresta Scc

In ≥ Ic

0,7

£ ≥ ( n )2 2.106 Q n + 1 3ω I2cresta

In ≥ Ic

0,7

Ie = Ic 2 Scc Q

fe = 1

2 π LoC

Ie = Ic 2 n fe

n+1 f

fe = 1

2π LC

Tensión delcondensador

Intensidad delcondensador

Fenómeno 1 Fenómeno 2

Tensiónde red

SA

SB

Ie

Fig. 30


3

Información técnica Aparamenta de maniobra yprotección de los condensadoresMT (continuación)

L0

C

l l l

escalón n.° 1 … n n+1

C C

Principales características del aparellaje MT

Interruptores automáticos Características de corte Intensidad nominal Corriente de corte capacitiva

LF1 Hasta 12 kV - 31,5 kA 630 y 1250 A 440

LF2 50 kA - 7,2 kV De 630 a 1250 A 440

40 kA - 12 kV31,5 kA - 17,5 kV

LF3 Hasta 50 kA - 7,2 kV De 1250 a 3150 A 400

Hasta 50 kA - 12 kVHasta 34,5 kA - 17,5 kV

SF1 () Hasta 25 kA - 40,5 kV 630 y 1250 A De 400 a 800 A

SF2 Hasta 40 kA - 36 kV 2500 A De 400 a 1750 A

contactor

Rollarc R 400 / R 400 D () 10 kA - 7,2 kV 400 A 240 A

interruptor para condensador

ISF1 24 kV 200 A 160 A

() equipos más utilizados en protección y maniobra para compensación MT.

c Q: potencia de la batería, o escalón, en MVAr.

c Imáx: intensidad máxima admisible, en kA.

c Scc: potencia de cortocircuito de la red, en MVA (Scc = ÷3 UIcc).

Una vez definida la inductancia de choque (los valores más utilizados son 50, 100 y150 mH), hay que estudiar:

c Su instalación: interior o exterior.

c La corriente permanente nominal: 1,3 Ic.

c La tolerancia del valor de la inductancia; 0% + 20%.

c La sobreintensidad térmica momentánea: 30 a 50 In.

c El esfuerzo electrodinámico: Icc en el punto de conexión.

Las inductancias empleadas son encapsuladas con núcleo de aire.

Fenómenos asociados a la desconexión de las baterías de condensadoresLa puesta fuera de tensión de un condensador por un aparato de corte se haceprecisamente durante el paso por cero de la corriente, lo que coincide con la tensiónen el máximo instantáneo. Esto implica: por una parte una sobretensión si el aparatono tiene un restablecimiento dieléctrico rápido, caso de aparatos en corte en el aire;este fenómeno ha desaparecido con los aparatos en SF6.

Por otra parte, el condensador queda cargado a su tensión máxima. En caso dereconexión rápida se produce un fenómeno transitorio incrementado.

Las normas imponen dispositivos de descarga de los condensadores a fin de que latensión en bornes no sobrepase los 75 V, 10 minutos después de su desconexiónsegún CEI o 50 V en 5 minutos según RAT.

Puede obtenerse una descarga casi instantánea utilizando inductancias de descarga,sin embargo este sistema tiene un límite fijado en 10 descargas, espaciadas 6 minutos,por hora por el calentamiento de las inductancias. Esto deberá evaluarse cuando lautilización de baterías tenga un ritmo de trabajo elevado.

Aparellaje Merlin Gerin utilizado para mando de los condensadoresSe elegirán interruptores para las baterías conectadas en triángulo (pequeñas poten-cias) de débil cadencia de maniobra (alrededor de 2 maniobras por día); si el ritmo esmayor se utilizarán contactores.

Para las baterías de más potencia (conectadas en doble estrella), el interruptor odisyuntor en SF6 es el aparato más apropiado.

Todo el aparellaje de mando deberá estar dimensionado a 1,43 veces la corrientenominal de la batería de condensadores.

Se deberán respetar los valores de corrientes de corte capacitivas (ver tabla adjunta).


3

Protecciones y esquemas de baterías de condensadores

Los condensadoresEl condensador es un elemento seguro si es utilizado en las condiciones para lascuales ha sido fabricado. En MT, un condensador está constituido por numerososcondensadores elementales dispuestos en paralelo para obtener la potencia deseada,y en varios grupos en serie para alcanzar la tensión necesaria.

Existen actualmente dos tipos de condensadores: con y sin protección interna.

c Condensadores sin protección internaEl fallo de un condensador es el resultado de la ruptura de un elemento interno. Eldefecto de un elemento se traduce por la puesta en cortocircuito de un grupo en seriey, por tanto, la elevación de la tensión sobre los otros grupos serie.

No disponiendo de dispositivo de protección en el interior del condensador, el fallosólo puede ser eliminado por el corte de tensión de la batería o la separación delcircuito de los condensadores defectuosos.

Se utiliza este tipo de condensadores en batería triángulo con protección por fusiblesHPC o por relé de máxima corriente, porque el defecto interno se manifiesta por unafuerte corriente entre fases.

También se utiliza este tipo de condensadores en baterías doble estrella con unaprotección de desequilibrio.

c Condensadores con fusibles internosCada elemento está protegido por un fusible. En este caso todo elemento en defectoes eliminado y el circuito defectuoso queda aislado.

Tras el fallo se produce una débil variación de la capacidad y la tensión se reparteentre los elementos sanos que quedan en serie. Este tipo de condensadores se utilizasólo en montajes doble estrella. El calibrado del relé de desequilibrio será tal que lapérdida de elementos de un mismo grupo en serie provocaría la desconexión de labatería ya que la sobretensión resultante sobrepasará los límites determinados porlas normas.

La protección por fusibles internos aumenta la fiabilidad de las baterías decondensadores porque la pérdida de un elemento ya no conduce sistemáticamente ala desconexión de la batería.



3

Batería en doble estrella.

Batería en triángulo.

Esquema de baterías

c Baterías en triánguloEste esquema se utiliza para las tensiones de aislamiento 7,2 kV y 12 kV.

La potencia máxima es de 1.700 kVAr (según tensión).

Este tipo de esquema es la solución para la compensación de motores MT.

En el caso de baterías por escalones de media tensión, es la solución a utilizar en 7,2y 12 kV, aunque el coste puede ser elevado en comparación a la potencia.

Protección de las baterías en triánguloEs necesario una protección contra las sobreintensidades, por fusibles APR o porrelés de máxima corriente.


Importante:Se elegirán los fusibles APR con un calibre, como mínimo de 1,7 veces la corrientenominal de la batería. En este tipo de esquema no se utilizarán jamás condensadorescon fusibles internos porque el poder de corte de los fusibles internos no está previs-to para las corrientes de cortocircuito de las redes.

c Baterías en doble estrellaPara todas las potencias, la batería está dividida en dos estrellas, permitiendo detec-tar un desequilibrio entre los dos neutros con un relé apropiado.

Este tipo de batería permite la utilización de condensadores con o sin fusibles internos.Se puede concebir para todo tipo de redes, hasta redes de MAT. El principio de mon-taje es siempre el mismo: para alcanzar los niveles de tensión de 100 kV, 200 kV, sepuede colocar en serie un número suficiente de condensadores MT.

Se utilizará este tipo de esquema para grandes potencias a instalar en baterías fijas.

Protección de las baterías en doble estrellaLa protección está asegurada por un relé de desequilibrio detectando una eventualcorriente que circule por la unión entre los dos neutros de las estrellas. La corriente dedesequilibrio, en general, es inferior a 1 A. El valor de ajuste se da después del cálculopara cada batería. Además de esta protección, hace falta prever las proteccionescontra sobrecargas.


3

Presentación

La batería de condensadores automática (*), un ejemplo perfecto de tecnologíaavanzada, es el fruto de más de 30 años de experiencia adquirida por Rectiphase enel campo de los condensadores de media tensión.

La batería de condensadores opera con un contactor Rollarc 400 o un interruptor SF1de SF6, mostrando un control perfecto de los fenómenos eléctricos que se producencuando los condensadores se conectan o desconectan a redes de potencia.

Su original concepto de diseño satisface todas las necesidades relacionadas con lafiabilidad, continuidad de servicio y facilidad de instalación.

La nueva generación de baterías de condensadores con cabinas metálicas se hadesarrollado como respuesta al creciente compromiso con la calidad:

c Todas las partes bajo tensión expuestas están protegidas para aumentar la seguridadde los usuarios.

c La fiabilidad del servicio se ha mejorado eliminando fallos externos (p. e. impactos,animales, vegetación).

c Se ha incorporado la función de control.

c Las conexiones y el montaje se han simplificado mediante la utilización de unidadescompactas prefabricadas ya preparadas para la utilización.

c Los costes de instalación son más bajos que los de una unidad típica para exteriores.

Descripción

La batería de condensadores puede estar formada por:

c Una envolvente de aluminio con puerta para el acceso al compartimento BT, sepa-rado del de MT.

c Un grupo de condensadores Propivar, con o sin fusibles internos, cuyo número ycaracterísticas varían según la tensión de la red y los requisitos de alimentación decada elemento. Estos condensadores están instalados según una configuración entriángulo con protección por fusibles externos APR o en doble estrella con protecciónpor TI y relé para el desequilibrio de la misma.

c Un contactor Rollarc o interruptor automático SF1 de SF6 tripolar que se utilizanpara la maniobra y protección de la batería.

c Un seccionador de puesta a tierra.

c Tres reactancias de limitación de corriente utilizadas para la limitación de la intensidadde conexión de la batería.

c Otros equipos se pueden incluir en las baterías bajo demanda (consultar).

Según la tensión de la red, la potencia de la batería de condensadores se determinapor el número y el tipo de los condensadores:

c Tensión de la red: hasta 24 kV, o superior según pedido.

c Número máximo de condensadores: 12.

c Potencia reactiva por banco: hasta 6 MVAr.

Utilización

Estos equipos son particularmente muy adaptables y recomendados para la com-pensación en Parques Eólicos y en centros de control de Motores de MT.

1. condensadores.2. interruptor automático o contactor.3. dispositivo de derivación a tierra.4. inductancias de limitación de corriente.

3

1

42

Información técnica Compensación automática en MT


3

Compensación y armónicos

Generalidades sobre armónicos ...................................................... 3/32

Generalidades sobre armónicos .......................................................... 3/32

Valor eficaz ........................................................................................... 3/32

Medida de los armónicos: distorsión ................................................... 3/33

Análisis armónico de una instalación .............................................. 3/34

Conceptos previos ............................................................................... 3/34

Instalación de condensadores en una red con armónicos ............ 3/35

La amplificación ................................................................................... 3/35

Primeras precauciones: etapa de proyecto ......................................... 3/35

Proceso de definición de los equipos: medición ................................. 3/35

Las peculiaridades del 3.er armónico ............................................... 3/36

Origen de los armónicos ...................................................................... 3/36

Sobrecarga del conductor neutro ........................................................ 3/37

¿Qué solución hay? ............................................................................. 3/37

Causas y efectos de los armónicos ................................................. 3/38

Los generadores de armónicos ........................................................... 3/38

Ejemplos de generadores de armónicos ............................................. 3/38

Soluciones a la compensación en presencia de armónicos ......... 3/39

Nuestras soluciones............................................................................. 3/39

Normativa referente a armónicos ..................................................... 3/41

Normativa y recomendaciones ............................................................ 3/41

Ficha para realización de un preestudio armónico ........................ 3/44

Datos de la red ..................................................................................... 3/44

Transformadores .................................................................................. 3/44

Compensación de energía reactiva ..................................................... 3/44

Cargas no generadoras de armónicos ................................................ 3/44

Cargas generadoras de armónicos ...................................................... 3/44

Indice


3

Generalidades sobre los armónicos

IntroducciónEn sistemas eléctricos se denominan armónicos a las ondas de tensión o intensidadcuya frecuencia es varias veces mayor de la frecuencia fundamental de la red (50 Hz).

Generalmente se presentan varias ondas de diferentes órdenes armónicos a la vezconstituyendo un espectro y dando como resultado una onda distorsionada.

En la fig. 31 se observa la descomposición de una onda distorsionada en una ondasenoidal a la frecuencia fundamental (50 Hz) más una onda a una frecuencia distinta.

Los armónicos se definen habitualmente con los dos datos más importantes que lescaracterizan, que son:

c Su amplitud:hace referencia al valor de la tensión o intensidad del armónico.

c Su orden:hace referencia al valor de su frecuencia referido a la fundamental (50 Hz).

Así, un armónico de orden 5 tiene una frecuencia 5 veces superior a la fundamental,es decir 5 × 50 Hz = 250 Hz.

Valor eficaz

El valor eficaz de una onda distorsionada se obtiene calculando la suma cuadráticade los diferentes valores de la onda para todos los órdenes armónicos existentes paradicha onda:

Valor eficaz de I:

I (A) = I12 + I2

2 + ... + In2

De este cálculo se deduce que el valor eficaz de todas las componentes armónicases el siguiente:

Ih (A) = I22 + ... + In

2

Este cálculo permite intuir uno de los principales efectos de los armónicos que es elaumento de la intensidad eficaz que atraviesa una instalación debido a las componentesarmónicas que lleva asociada una onda distorsionada.

Habitualmente, la definición de la aparamenta y de los cables o canalizaciones de lainstalación se realiza a partir de la intensidad nominal a la frecuencia fundamental, porlo que todos estos componentes de la instalación no están diseñados para soportartodo el exceso de intensidad armónica.

Detección del problema en la instalaciónPara detectar los posibles problemas de armónicos que puedan existir en lasinstalaciones es necesario utilizar equipos de medida de verdadero valor eficaz(TRMS), ya que los equipos de valor promedio (AVG) sólo proporcionan medidascorrectas en el caso de que las ondas sean perfectamente senoidales.

En el caso en que la onda sea distorsionada, las medidas pueden estar hasta un40 % por debajo del verdadero valor eficaz.

+

Fig. 31: descomposición de unaonda distorsionada.

Fig. 32: los aparatos de valorpromedio rectif ican la ondamedida y corrigen el valor con elfondo de escala multiplicándolopor un valor constante de 1,11.Por este motivo los errores al mediruna onda distorsionada puedenllegar hasta el 40 %.

Compensacióny armónicos

Generalidades sobre armónicos


3

THDCIGREE = Σh

2 A2

h

A1THDCEI-555 =

Σh

2 A2

h

Σh

1 A2

h


Generalidades sobre armónicos(continuación)

Medida de los armónicos: distorsión

La mayor o menor presencia de armónicos en una red se denomina distorsión y sumagnitud se cuantifica por las tasas de distorsión armónica:

c Th: Tasa de distorsión individual:Representa en % la importancia de cada armónico respecto al valor de la fundamental:

Th (%) = Ah / A1

donde:

Ah = valor de tensión o intensidad del armónico de orden h.A1 = valor de tensión o intensidad a la frecuencia fundamental (50 Hz).

c THD: Tasa de distorsión global:Representa en % la importancia del total de la distorsión respecto al valor de lafundamental o respecto al valor total de la onda.

Existen dos formas de identificar dicho valor según la CIGREE y según la CEI-555:


3

fuenteperturbadora

Pcc

cargasactivas

Z = U2 / P

batería

Z = U2 / (Q h) j

XL

ω

X

X Lsi f

XC

ω

X

XCsi f

Fig. 35: modelización de una instalación tipo.

Fig. 36: esquema equivalente de la instalación.

Zcc

Conceptos previos

Impedancias característicasEn la fig. 33 se ha representado la variación de la impedancia de una inductanciarespecto a la frecuencia.

La fórmula que determina dicha función es la siguiente:

XL = L × = L × 2 × × f

Análogamente, en la fig. 34 se ha representado la misma curva para una impedanciacapacitiva.

La fórmula equivalente para este caso es:

Xc = –1 = –1

× C (2 × × f) × C

Esquema equivalente de una instalación tipoPara proceder al análisis armónico de una instalación, se realiza una modelización dela red considerando las cargas no lineales como fuentes de intensidad armónicas.

En la fig. 35 se ha representado una instalación tipo en la que se han agrupado todaslas cargas de la instalación en tres tipos:

c Cargas generadoras de armónicos.

c Cargas no generadoras (lineales).

c Condensadores para compensación de la Energía Reactiva.

La fig. 36 muestra el esquema equivalente de la instalación modelizada anteriormentevisto desde el embarrado general de BT. Destacar que todo lo situado aguas arribadel embarrado de BT (el transformador y la impedancia de red) son vistos como unaimpedancia inductiva.

La resonancia paraleloComo se ha citado en el apartado anterior, toda la instalación situada aguas arribadel embarrado (cables, transformador, PCC de red...) queda simplificado como unaimpedancia inductiva por lo que tal y como se ve en la fig. 36, aparece una impedanciainductiva en paralelo con la batería de condensadores.

Esta asociación (inductancia y condensador en paralelo) provoca el fenómeno de laresonancia paralelo del sistema, por la cual, a una frecuencia determinada, el valorde la impedancia inductiva del sistema se hace muy elevado.

La representación de la impendancia en función de la frecuencia, para un sistema quepresenta resonancia paralelo, se ha realizado en la fig. 37, donde también se repre-senta la impedancia del sistema sin batería de condensadores.

El factor de amplificaciónEn la fig. 37 se observa la diferencia de impedancias:

c Z1: impedancia de la instalación sin batería de condensadores.

c Z2: impedancia de la instalación con batería de condensadores.

La diferencia entre estos dos valores de impedancia es el factor de amplificación.

La presencia de una batería de condensadores en una instalación no genera armóni-cos, sin embargo puede amplificar los armónicos existentes agravando el problema.

Por otro lado, al mismo tiempo es uno de los elementos más sensibles a los armónicosya que presenta una baja impedancia a frecuencias elevadas y absorbe las intensi-dades armónicas más fácilmente que otras cargas, reduciendo considerablementela vida de los condensadores.

Fig. 33: variación de la impedancia inductiva en funciónde la frecuencia.

Fig. 34: variación de la impedancia capacitiva en funciónde la frecuencia.


Análisis armónico de unainstalación

Fig. 37: resonancia paralelo y factor de amplificación.

ω

Z1

Z2


3

La amplificación

Determinación del riesgo de amplificación de corrientes armónicasPara comprobar de una forma rápida si en una red puede existir un riesgo importantede que se presente el fenómeno de la amplificación, se debe analizar lo siguiente:

c Que haya armónicos que puedan ser amplificados; es decir, que la frecuencia deresonancia paralelo del sistema coincida con un rango próximo al de los armónicospresentes en la instalación.

La frecuencia de resonancia se puede calcular estimativamente con la siguientefórmula:

hrp = Pcc

Q

donde:

hrp = rango de la frecuencia de resonancia paralelo

Pcc = potencia de cortocircuito en el punto de conexión de la batería

Q = potencia de la batería de condensadores

c Que el factor de amplificación tenga un valor importante:

FA = Q × Pcc

P

FA = factor de amplificación

Pcc = 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).

Primeras precauciones: etapa de proyecto

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:

c Disminución de la amplitud de los armónicos: incorporando convertidores conelevados índices de pulsación (K = 12) la amplitud de los armónicos generados sedisminuye.

c La separación de cargas generadoras y no generadoras permite atacar el problemade una forma más sencilla al realizar una concentración de las cargas no lineales.

c Reducción del factor de amplificación: distribuyendo en embarrados independientes,es decir, evitando la conexión en paralelo de distintos transformadores de potenciase reduce la Pcc en el punto de conexión de la batería, con lo que baja el FA.

c En general, para determinar el equipo concreto que se debe utilizar se aconseja lamedición de armónicos y la realización de un posterior estudio.

Proceso de definición de los equipos: medición

Tanto en instalaciones nuevas como en instalaciones en las que ya se haya detectadoun nivel alarmante de armónicos, se deben efectuar las mediciones oportunas delespectro armónico tanto en el embarrado de baja tensión como en las cargas gene-radoras de armónicos.

Además, será necesario analizar el problema concreto de cada instalación: la sen-sibilidad de los distintos receptores, las necesidades de compensación de reactiva,exportación o importación de armónicos...

En la página 3/44 se ha incluido una ficha con los datos solicitados en una instalaciónpara realizar un estudio sobre la incidencia de la instalación de una batería de conden-sadores, cuando exista una presencia de armónicos en la instalación, y las posibilidadesde filtrado que puedan existir.

Fig. 38: amplificación de intensidades armónicas en una ins-talación modelizada.

IhIh

Vh

FAIh

FAIh

Ih


Instalación de condensadoresen una red con armónicos


3

Origen de los armónicos

En las instalaciones eléctricas con el neutro distribuido, las cargas no lineales puedenprovocar en este conductor sobrecarcas importantes debidas a la presencia delarmónico de 3.er orden.

Las cargas no lineales producen corrientes armónicas, es decir, absorben una co-rriente que no tiene la misma forma que la tensión que les alimenta. Las cargas quemás frecuentemente producen este fenómeno son los circuitos rectificadores.

Una carga no lineal absorberá una corriente que contiene todos los armónicos, parese impares.

La mayor parte de las cargas conectadas a la red son, sin embargo, simétricas, esdecir, que las dos semiondas de corriente son iguales y opuestas. En este caso, losarmónicos de orden par son nulos.

Si en una instalación nos encontramos con cargas trifásicas, no lineales, equilibradas,simétricas y sin conexión de neutro; y estas cargas no lineales absorben componentearmónica de 3.er orden, las corrientes armónicas del 3.er armónico serán iguales; perocomo no hay conexión a neutro la suma de las corrientes del 3.er armónico será 0.


Las peculiaridades del3.er armónico

Actividad Aparatos

doméstica TV, hi-fi, vídeo, horno, microondas...

terciaria microordenadores, impresoras, fotocopiadoras, fax...

industrial alimentación conmutada, variadores de velocidad...

Por tanto, si no están conectadas a un cable de neutro, las cargas trifásicasequilibradas, simétricas no producen armónico de 3.er orden.

Este planteamiento se puede aplicar a todos los armónicos múltiplos de 3.

El armónico de 3.er orden generalmente predomina en las cargas monofásicas.

En las cargas con rectificador monofásico a diodos con filtro capacitivo, el armónicode 3.er orden puede alcanzar el 80% de la fundamental.

Este tipo de cargas monofásicas están presentes en los diferentes ámbitos de nues-tras actividades:

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

Rango

0

102030405060708090

100

%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25Rango

300

200

100

-100-200

-300

0

0,06 s 0,08 s

Tensión red (V)Corriente línea (A)

t

Puente rectificador trifásico con filtro capacitivo con lagráfica de corriente absorbida y el espectro armónico.

15105

-5-10-15

0

0,06 s 0,08 s

Tensión red Corriente línea (A)

t

Puente rectificador monofásico con filtro capacitivo con lagráfica de corriente absorbida y el espectro armónico.


3

Sobrecarga del conductor neutro

Imaginemos una instalación en la que tengamos una fuente trifásica equilibrada y trescargas monofásicas iguales, conectadas entre fase y neutro.

Si las cargas son lineales, las corrientes forman un sistema trifásico equilibrado. Portanto, la suma de las corrientes de fase es nula y también la corriente de neutro.

in = ii = 0

Si las cargas no son lineales, las corrientes de las fases no serán senoidales y portanto contienen armónicos, destacando el rango de los múltiplos de 3. Como lascorrientes de las 3 fases son iguales, las corrientes armónicas de 3.er orden de las3 fases son idénticas.

Si la corriente en el neutro es igual a la suma de las corrientes de las fases, lacomponente del 3.er armónico de la corriente de neutro es igual a la suma de lascorrientes del 3.er armónico: in3 = 3ir3.

Si lo generalizamos, con cargas equilibradas, las corrientes armónicas de rangomúltiplo de 3 están en fase y se suman aritméticamente en el conductor neutro,puesto que se anulan las componentes fundamentales y las armónicas de rango nomúltiplo de 3.

Las corrientes armónicas de 3.er orden son por tanto corrientes homopolares,puesto que circulan en fase por las tres fases.

Hay que remarcar que la corriente de neutro sólo tiene las componentes imparesmúltiplos de 3 (3, 9, 15...), y por tanto su amplitud es 3 veces respecto a la de las fases.

Para determinar el valor de la corriente del neutro, se tiene que realizar el supuestode que las corrientes de las tres fases se superpongan o no.

Cuando las corrientes no se sobreponen, el valor eficaz de la corriente de neutropuede calcularse para un intervalo igual a T/3.

En este intervalo, la corriente de neutro está también constituida por una ondapositiva y una onda negativa, idénticas a las de la corriente de fase. Por tanto, lacorriente en el conductor neutro tiene en este caso un valor eficaz 3 veces superiora la corriente en una fase.

Y si la corriente de las 3 fases se sobreponen, el valor eficaz de la corriente en el neutroes menor de 3 veces el valor eficaz de la corriente en una fase.

En aquellas instalaciones en las que existe un gran número de cargas no lineales,como las alimentaciones conmutadas de los equipos informáticos, la corriente en elneutro puede llegar a rebasar la corriente en cada fase. Esta situación, aunque pocofrecuente, necesita un conductor de neutro sobredimensionado.

La solución que normalmente se utiliza es instalar un conductor de neutro de seccióndoble de la del conductor de fase. Los aparatos de protección y mando (interruptorautomático, interruptores, contactores...), deben de estar dimensionados en funciónde la corriente en el neutro.

¿Qué soluciones hay?

En el sector terciario, frecuentemente nos encontraremos instalaciones dondehabrán alimentaciones conmutadas, alumbrado fluorescente con balastro electrónico.El alto porcentaje del 3.er armónico en este tipo de cargas puede tener una impor-tancia significativa en el dimensionamiento del conductor neutro.

Las diferentes soluciones a adoptar son:

c Utilizar un conductor neutro separado para cada fase.

c Duplicar la sección del conductor neutro.

c Utilizar un transformador triángulo-estrella.

c Filtro de rango 3 en el neutro.

0

50

100

150

200

250

300

350

A

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

Rango

Corriente fase

Espectro de la corriente de fase que alimenta una carga monofásica no lineal.

0

50

100

150

200

250

300

350

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25

Rango

Corriente de neutroA

Espectro de la corriente de neutro absorbida por cargas monofásicas nolineales.


Las peculiaridades del3.er armónico (continuación)


3Fig. 39: las cargas lineales tales como inductancias,condensadores y resistencias no generan armónicos.

Fig. 40: las cargas no lineales son las que generanarmónicos.

Los generadores de armónicos

En general, los armónicos son producidos por cargas no lineales que, a pesar de seralimentadas con una tensión senoidal, absorben un intensidad no senoidal.

Para simplificar se considera que las cargas no lineales se comportan como fuentes deintensidad que inyectan armónicos en la red.

Las cargas armónicas no lineales más comunes son las que se encuentran en losreceptores alimentados por electrónica de potencia tales como variadores de velocidad,rectificadores, convertidores, etc.

Otro tipo de cargas tales como reactancias saturables, equipos de soldadura, hornosde arco, etc., también inyectan armónicos.

El resto de cargas tienen un comportamiento lineal y no generan armónicos: inductancias,resistencias y condensadores.

Ejemplos de generadores de armónicos

En la fig. 41 se citan, a título orientativo, distintos receptores con unas indicacionessobre el espectro armónico en intensidad inyectado.

V = I =

V = I =


Causas y efectos de los armónicos

Tipo de carga Armónicos generados Comentarios

transformador orden par e impar componente en CC

motor asíncrono orden impar inter y subarmónicos

lámpara descarga 3o+ impares puede llegar al 30% de l1

soldadura arco 3o

hornos arco CA espectro variable no lineal-asimétricoinestable

rectificadores con h = K × P ± 1 SAI-variadores Vfiltro inductivo Ih = l1/hrectificadores con h = K × P ± 1 alimentaciónfiltro capacitivo Ih = l1/h equipos electrónicoscicloconvertidores variables variadores V

reguladores PWM variables SAI-convertidor CC-CA

Efectos de los armónicos

sobre los conductores

sobre el conductor de neutro

sobre los transformadores

sobre los motores

sobre los condensadores

Causa

c Las intensidades armónicas provocan elaumento de la IRMS.c El efecto pelicular (efecto “skin”) reducela sección efectiva de los conductores amedida que aumenta la frecuencia.

c Cuando existe una carga trifásica +neutro equilibrada que genera armónicosimpares múltiplos de 3.

c Aumento de la IRMS.c Las pérdidas por Foucault sonproporcionales al cuadrado de lafrecuencia, las pérdidas por histéresis sonproporcionales a la frecuencia.

c Análogas a las de los transformadores ygeneración de un campo adicional alprincipal.

c Disminución de la impedancia delcondensador con el aumento de lafrecuencia.

Consecuencia

c Disparos intempestivos de lasprotecciones.c Sobrecalentamiento de los conductores.

c Cierre de los armónicos homopolaressobre el neutro que provocacalentamientos y sobreintensidades.

c Aumento de los calentamientos porefecto Joule en los devanados.c Aumento de las pérdidas en el hierro.

c Análogas a las de los transformadoresmás pérdidas de rendimiento.

c Envejecimiento prematuro, amplificaciónde los armónicos existentes.

Fig. 41: indicaciones sobre el espectro armónico inyectado por diferentes cargas.


3

Hoy, y cada día más, nos encontramos que a la hora de compensar la energía reactivaen una instalación no solo debemos tener presente los datos “clásicos”, es decirpotencia activa, coseno ϕ inicial, coseno ϕ final, índice de carga, etc., sino que tambienhay que tener en cuenta la presencia de posibles receptores que pueden contaminarla instalación con armónicos: variadores, rectificadores, hornos de soldadura,fluorescentes, etc.

En una instalación nos podemos encontrar con cargas lineales y cargas no lineales.Las cargas lineales son aquellas en las que obtenemos como respuesta a una señalde tensión senoidal una corriente también senoidal; por ejemplo: resistencias, motores,transformadores, etc.

Las cargas no lineales son aquellas en las que la corriente que absorbe no tiene lamisma forma que la tensión que la alimenta. Por ejemplo: alimentaciones conmutadas,motores en el momento del arranque, variadores, etc.

Son estas últimas cargas “las cargas no lineales” las que pueden contaminar lainstalación con la generación de armónicos.

Cuando la presencia de armónicos es importante puede provocar alteraciones en lainstalación eléctrica. Estas perturbaciones se pueden clasificar en dos grandes grupos:consecuencias a corto plazo (aumento de la corriente eficaz, disparos intempestivosde las protecciones, vibraciones y ruidos anormales en los cuadros de Baja Tensión,etc.) y consecuencias a largo plazo (calentamiento progresivo de conductores,transformadores, alternadores etc.).

Especial atención merece la compensación de energía reactiva en instalaciones conpresencia de armónicos. Los condensadores son receptores que por sus característicasintrínsecas influyen en la distorsión armónica de la instalación y, al mismo tiempo, sonparte afectada por las consecuencias de las perturbaciones armónicas presentes enla instalación.

La presencia de una batería de condensadores en una instalación no genera armóni-cos, sin embargo puede amplificar los armónicos existentes agravando el problema.

Por otro lado, al mismo tiempo es uno de los elementos más sensibles a los armónicosya que presenta una baja impedancia a frecuencias elevadas y absorbe las intensidadesarmónicas más fácilmente que otras cargas reduciendo considerablemente la vida delos condensadores.

Nuestras soluciones

La oferta Schneider Electric para equipos de compensación en BT está pensada paraofrecer la solución más idónea para cada tipo de instalación.

c Redes no contaminadas con armónicosPara este tipo de redes, la solución que propone Schneider Electric son los equiposestándar: equipos con tensión nominal de los condensadores igual a la tensión de red.

Ejemplo:Red de 400 V.Condensadores con tensión asignada de 400 V.

c Redes débilmente contaminadasLa solución que propone Schneider Electric son los equipos clase H, equipossobredimensionados en tensión un 10 % respecto a la tensión nominal de red. Eneste caso, siempre se estará hablando de la potencia que suministrará este conden-sador a la tensión de red.

Con los equipos clase H no se reduce la distorsión armónica ni se evita la amplifica-ción, únicamente se protegen los condensadores de las sobretensiones armónicasque puedan afectarles.

Ejemplo:Red de 400 V.Potencia necesaria para compensación fija de un motor de 160 kW 1500 rpm 41 kVAr.Condensador a utilizar VARPLUS de 50 kVAr a 440 V referencia 52429.Potencia suministrada por el condensador a 400 V 41,1 kVAr.


Soluciones a la compensaciónen presencia de armónicos


3

Utilizando la misma característica de la frecuencia de resonancia serie, los filtros sin-tonizados presentan una frecuencia de resonancia serie para cada uno de los armóni-cos que se pretenda filtrar.

De tal forma que un equipo de estas características presenta tantos escalones comofrecuencias de sintonía se pretendan disponer.

* caso especial Filtros sintonizados

Fig. 42: curva de impedancias en función de la frecuencia parauna instalación que incorpora un filtro sintonizado al 5.°, 7.° y11.° armónico.

f1 far f5 f7 f11

z

f (Hz) Gráfico de elección de los equipos de compensaciónComo complemento a la tabla anterior, la figura inferior nos ayuda de forma intuitiva ala elección de los equipos necesarios en función de la tasa de distorsión armónica entensión, THD U, que se ha obtenido al realizar la medición en cabecera de la instalación,sin la presencia de condensadores.

c Redes contaminadasCuando la compensación de la energía reactiva implica una posible amplificación delos armónicos presentes en la instalación.

Para este tipo de redes, la solución ofrecida por Schneider Electric son los equiposSAH (baterías con filtros de rechazo, sintonizados a 215 Hz).

Los equipos SAH son conjuntos L-C sintonizados a una frecuencia de resonanciaserie de 215 Hz, y provocan el desplazamiento de la frecuencia de resonancia parale-lo fuera del espectro armónico evitando de esta manera la amplificación.

Realmente la única manera de conocer si nuestra instalación va a necesitar un equipodeterminado, estándar, clase H o clase SAH, es realizar mediciones a la salida deldisyuntor de protección de la instalación; si no es posible realizar la medición, sepuede utilizar las tablas de elección.

Tabla de elección de las distintas solucionesLa tabla permite seleccionar de forma sencilla las distintas soluciones, MT/BT, enfunción de las características de la instalación.


Soluciones a la compensaciónen presencia de armónicos(continuación)

Equipos estándar Equipos clase H Equipos clase SAH Filtros*

Sn > 2 MVA Gh ≤ Scc/120 Scc/120 < Gh ≤ Scc/70 Scc/70 < Gh ≤ Scc/30 Gh > Scc/30

Sn < 2 MVA Gh ≤ 0,15 Sn 0,15 Sn < Gh ≤ 0,25 Sn 0,25 Sn < Gh ≤ 0,6 Sn Gh > 0,6 SnDonde:Gh: Suma de las potencias de todos los generadores de armónicos.Sn: Potencia nominal del transformador de MT/BT (para Sn = 2 MVA).Scc: Potencia de cortocircuito real.

* caso especial consultar siempre con Schneider Electric.


3

Normativa y recomendaciones

A continuación se citan, a título orientativo, las distintas normativas y recomendacio-nes existentes sobre los niveles de distorsión permitidos hasta la fecha de publicacióndel presente catálogo.

Norma UNE-EN 61000-2-2 (1994):

c Título de la normaCompatibilidad electromagnética; entorno; niveles de compatibilidad para las per-turbaciones conducidas de baja frecuencia y la transmisión de señales en las redespúblicas de alimentación en BT.

c Campo de aplicaciónPerturbaciones producidas hasta 10 kHz.Por tanto trata de los armónicos pero también de otros tipos de perturbaciones talescomo: fluctuaciones de tensión, caídas de tensión, microcortes, desequilibrios, etc.Se aplica a las redes alternas de distribución a 50 o 60 Hz de tensión máxima, 240 V enmonofásico y 415 V en trifásico.

c ObjetoPrecisar los niveles de compatibilidad que hay que respetar en las redes públicas deBT, por lo que:v Los armónicos generados por cualquier aparato no deben perturbar la red porencima de los valores especificados.v Cada aparato debe poder funcionar normalmente en presencia de perturbacionesiguales a los niveles especificados.

c Valores límiteLos niveles de armónicos en tensión elegidos para las redes públicas de distribuciónse indican en la tabla de la fig. 43.La tasa total de distorsión armónica en tensión tiene un valor de THD (V) < 8 %. Porlo tanto, todos los aparatos deberán poder soportar este valor y, al mismo tiempo,será el máximo valor que todos los receptores podrán contaminar.

Norma UNE-EN 61000-2-4 (1997):

c Título de la normaCompatibilidad electromagnética, entorno, niveles de compatibilidad en las instala-ciones industriales de potencia, BT o MT, a 50 o 60 Hz.

c Campo de aplicaciónEsta norma se aplica a las redes industriales de potencia de baja o media tensión, a50 o 60 Hz.

c ObjetoDeterminar los distintos niveles de compatibilidad para distintas clases de entornoelectromagnético.

v Clase 1:Redes protegidas que tienen niveles de compatibilidad más bajos que los de lasredes públicas.v Clase 2:Entorno industrial en general.Los niveles de compatibilidad son los mismos que en las redes públicas.v Clase 3:Entorno industrial severo.


Normativa referente a armónicos

Fig. 43: valores límite de niveles de compatibilidad.

Armónicos impares Armónicos impares Armónicos paresno múltiplos de 3 múltiplos de 3Rango Uh (%) Rango (h) Uh (%) Rango (h) Uh (%)

> 5 6 > 3 5 > 2 2

> 7 5 > 9 1,5 > 4 1

>11 3,5 >15 0,3 > 6 0,5

>13 3 >21 0,2 > 8 0,5

>17 2 >21 0,2 >10 0,5

>19 1,5 >12 0,2

>23 1,5 >12 0,2

>25 1,2

>25 0,2 + 0,5 × 25/h

THD (V) < 8%


3

Norma UNE-EN 50160 (1996):

c Título de la normaCaracterísticas de la tensión suministrada para las redes públicas de distribución.

c Campo de aplicaciónEsta norma describe las principales características de la tensión suministrada en elpunto de conexión del cliente por una red de distribución pública de BT y MT encondiciones normales de explotación.

c ObjetoDefinir los valores que caracterizan la tensión, en particular la forma de onda.

c Valores límiteEn condiciones normales de explotación, el 95 % de los valores de distorsiónindividual de tensión medidos durante un período de una semana, calculados sobremedidas efectuadas cada 10 minutos, no deben exceder de los valores indicados enla fig. 45.

La tasa global de distorsión armónica de tensión suministrada no debe exceder del 8 %.

c Valores límiteEn la fig. 44 se indican los niveles máximos de armónicos en tensión para losarmónicos de rango impar no múltiplos de 3 para las distintas clases.

Fig. 44: valores límite para las distintas clases.

Fig. 45: valores límite de distorsión armónica individual en tensión.

Armónicos impares Armónicos impares Armónicos paresno múltiplos de 3 múltiplos de 3Rango Uh (%) Rango (h) Uh (%) Rango (h) Uh (%)

5 6 3 5 2 2

7 5 9 1,5 4 1

11 3,5 15 0,5 6…24 0,5

13 3 21 0,5

17 2

19 1,5

23 1,5

25 1,2

THD (V) < 8%

Norma UNE-EN 61000-3-2 (1997):

c Título de la normaCompatibilidad electromagnética: límites de emisión de corriente armónica (paraaparatos de In 16 A por fase).

c Campo de aplicaciónNorma aplicable a los aparatos eléctricos, destinados a ser conectados en redes de 50o 60 Hz de tensión máxima, igual a 240 V en monofásico y 415 en trifásico.

c ObjetoDefinir los límites de emisión de corriente armónica con el fin de asegurar que losniveles de perturbaciones armónicas no exceden los niveles de compatibilidaddefinidos en la norma CEI 61000-2-2.

c Valores límiteLos aparatos se clasifican de la manera siguiente:


Normativa referente a armónicos(continuación)

Armónicos impares no múltiplos de 3

Rango Clase 1 Clase 2 Clase 3Uh (%) Uh /%) Uh (%)

> 5 3 6 8

> 7 3 5 7

>11 3 3,5 5

>13 3 3 4,5

>17 2 2 4

>19 1,5 1,5 4

>23 1,5 1,5 3,5

>25 1,5 1,5 3,5

>25 0,2 + 12,5/h 0,2 + 12,5/h 5 × 11/h


3

v Clase A: aparato trifásico equilibrado y cualquier otro aparato distinto de losindicados en una de las otras clases.En la fig. 46 se indican los valores máximos de emisión para los aparatos clase A.v Clase B: herramientas portátiles.v Clase C: aparatos de iluminación.v Clase D: aparatos de una potencia< 600 W y una corriente de entrada con forma de onda “especial”, como losreceptores de TV.Los límites para los equipos de potencia> 1 kW de uso profesional están en estudio.


Normativa referente a armónicos(continuación)

Fig. 46: valores límite de máxima distorsión armónica individual en intensidad admisibles por cada aparato clase A.

Armónicos impares Armónicos paresRango lh (%) Rango (h) lh (%)

3 2,3 2 1,08

5 1,14 4 0,43

7 0,77 6 0,3

11 0,4 8 < h < 40 0,23 × 8/h

13 0,21

15 < h < 39 0,15 × 15/h

Informe técnico IEC/TR 61000-3-4:

c Título de la normaCompatibilidad electromagnética: límites de emisión de corriente armónica en lasredes de BT para aparatos de In > 16 A por fase.

c Campo de aplicaciónEsta norma será aplicable a los aparatos eléctricos destinados a ser conectados en redesde 50 o 60 Hz de tensión máxima, igual a 240 V en monofásico y 415 en trifásico y cuyaintensidad nominal sea mayor de 16 A.

c ObjetoProporcionar recomendaciones para la conexión de equipos generadores de armó-nicos.

Ya que este documento se encuentra actualmente en discusión, se resumirán lasgeneralidades sobre el objeto del mismo, basado en considerar 3 categorías para losdistintos aparatos:

v Categoría 1:Aparatos poco contaminantes que pueden ser conectados a la red pública sinrestricción. Se indicarán los límites de Ih/I1 que, como máximo, deberán emitir.v Categoría 2:Los aparatos que superen los límites indicados en la categoría 1 se podrán conectara la red, si la relación entre la potencia del equipo y la potencia de cortocircuito enel punto de conexión no excede de cierto valor. En función de esta relación, seimponen unos límites de porcentaje de armónicos.v Categoría 3:Si se exceden los límites de la categoría 2, deberán utilizarse medios de reducciónde armónicos, o bien llegar a un acuerdo particular con el distribuidor de energía.


3

M

2

1

Datos de la red

c Scc: ...................................... MVA c Un: ......................... kV

c Importación de armónicos: v Sí v No

Transformadores

TRAFO 1 TRAFO 2 TRAFO 3 TRAFO 4

c Sn kVA c Sn kVA c Sn kVA c Sn kVA

c U2 V c U2 V c U2 V c U2 V

c Ucc % c Ucc % c Ucc % c Ucc %

c Conexión secundario en paralelo: v Sí v No

Compensación de energía reactiva

c Existente v FIJA v kVAr..................

automática v kVAr..................

SAH o filtros v kVAr..................

Fs (Hz).............

c A calcular v c Cos ϕ deseado:.......................

Cargas no generadoras de armónicos

c Datos nominales carga: c Pn: .......................... kW c Cos ϕ: .................

c Funcionamiento habitual carga:

v 100 % v 75 % v 50 % v 25 %

c Pn: .......................... kW c Cos ϕ: .................

Cargas generadoras de armónicos

c Tipo: c Modelo: c Pn: ............. kW c N.°: .........

c Punto de medición: v 1 v 2

h1 h3 h5 h7 h11 h13 h h h h Σ THD

In (A)

Ih (%)

Uh (%)

cliente:obra:


Ficha para realización de unpreestudio armónico

medida y control en las instalaciones eléctricas ... · definidos por la norma cei 60479 y que...

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