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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA  

 ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN SISTEMAS

ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN

Tesis que para obtener el Titulo de

INGENIERO ELECTRICISTA

Presentan:

Edgar Guzmán Máximo

Luis Ángel Diego Ríos García

 Director de tesis: 

 M. en C. Miguel Jiménez Guzmán

Ing. Enrique Martínez Roldán

México D.F Noviembre de 2008

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA

UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"

TEMA DE TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITlJLO DE INGENIERO ELECTRICISTA

POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN TESIS COLECTIVA y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL

DEBERA(N) DESARROLLAR C. EDGAR GUZMÁN MÁXIMO

LUIS ÁNGEL DIEGO RÍOS GARCÍA

"ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN"

ABORDAR EL TEMA DE VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN Y REALIZAR UN ANÁLISIS DE LA IMPLICACIONES DE LAS VARIACIONES DE VOL TAJE MEDIANTE UN ESTUDIO DE CASO, CONSIDERANDO MARCOS REGULA TORIOS E ÍNDICES DE EVENTOS OCURRIDOS EN EL SISTEMA Y ELABORAR ESPECIFICACIONES APROPIADAS PARA LOS EQUIPOS.

11 CALIDAD DE LA ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 11 DEPRESIONES (sags) E INTERRUPTORES DE VOLTAJE 11 MONITOREO DE CALIDAD DE LA ENERGÍA 11 VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN 11 ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN

MÉXICO D.F. A 08 DE SEPTIEMBRE 2009

ASESORES

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M. EN C. yIGUEL JIMENEZ GUZMAN MARTÍNEZ ROLDÁN

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DEDICATORIA Nuestra tesis la dedicamos con todo cariño, apoyo y respeto a: A nuestros padres primordialmente por habernos enseñado el verdadero valor de la vida y por haber estado con nosotros en todo momento. Sabemos que el camino fue difícil y que nunca se rindieron, que nos dieron lo mejor y que en ocasiones preferían vernos con salud y ustedes mientras exiliados de su propio bienestar; simplemente no hay palabras de lo que sentimos al ver que su esfuerzo ha sido por la prosperidad de nosotros. Los hermanos que con sus palabras severas hicieron que reflexionáramos sobre la importancia de creer. Es increíble pensar que ellos tan cerca de nosotros, cumplen una función indispensable en nuestras vidas, pero es ahora cuando comprendemos que esa función es la de mostrar que no existen barreras y que en esta vida todo se puede. Los amigos que estuvieron presentes recordándonos el término diversión, me refiero a Apolo y Eduardo que gracias a sus efusivas palabras lograron que la confianza en nosotros surgiera; los momentos que nos hicieron vivir se llevaran siempre en la mente. A todos los compañeros dentro de la escuela que nos incitaban a seguir el camino del estudio y que con su compañía hicieron más amena nuestra estancia en esta institución. Amigos de infancia y de casa que confiaron en nosotros y que en momentos de tensión se encontraban presentes para hacernos olvidar y convertir el aburrimiento en una sana recreación. Una mención honorifica al M. en C. Miguel Jiménez Guzmán por brindarnos la información y paciencia para que este trabajo se concluyera satisfactoriamente.

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AGRADECIMIENTOS Esta tesis está realizada con el esfuerzo de nuestros padres, a quienes agradecemos con todo cariño su valor y comprensión. En todo momento los llevamos con nosotros. Agradecemos a nuestros hermanos por su apoyo que nos brindaron. Sabemos que contaremos con ellos siempre. Agradecemos a los amigos por su confianza y lealtad. Agradecemos a nuestros profesores por su gratitud y entrega. Sus enseñanzas las llevaremos siempre presentes.

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RESUMEN La calidad de la energía eléctrica es uno de los puntos más importantes dentro de la regulación de la distribución de energía eléctrica, su importancia radica en que el producto en la distribución es precisamente la electricidad, y como tal, debe tener un cierto nivel de calidad. La mayoría de las regulaciones de la calidad de la distribución de energía eléctrica se dividen en tres principales puntos, que son; calidad del suministro, calidad del voltaje y calidad comercial. En este trabajo se presentan las directivas del análisis de problemas de calidad del voltaje ocasionados por las variaciones rápidas de voltaje; depresiones de voltaje “sags”, elevaciones “swells”, y las interrupciones cortas “short interruptions” y su efecto en la regulación de la distribución. Se presenta un caso de estudio para el cual se evaluaron índices rms. La principal razón que ha llevado al reciente estudio de este tipo de fenómenos es que los equipos modernos no están preparados aún para soportar estas variaciones, especialmente en computadores y equipos de control altamente sensibles. Los voltajes sags son conocidos como el problema más importante que afecta a los consumidores industriales debido a que pueden causar que equipo sensible falle. Un significante número de empresas han empezado a aplicar extensivos esquemas de monitoreo de la calidad en sus sistemas de distribución para determinar el nivel de calidad que ofrecen a sus clientes.

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ABSTRACT A voltage sag is a Power-Quality phenomenon, often caused by short circuits in an electric grid, in which the supplying voltage decreases durinin a short period of time. Certain electrical process components, for instance; such as variable speed drives and computers, are quite a sensitive to such dips, that may result in a whole process outage. To determine whether there are cost effective mitigation approaches to avoid or to cap the damage, it requires detailed information on several aspects, such as an estimation of the number of sags to be expected, and overview of possible solutions and a correct economic decision-making criterion. The current literature describes these aspects isolated, neglecting the interactions between the coupled aspects. This work combines them in a coherent framework, resulting in a applicable strategy to find the best techno-economic solution in a concrete situation. The applicability of the introduced approaches is demonstrated by case studies in industrial processes in an existing grid.

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ÍNDICE

Tema Pág. Capítulo 1. Introducción

1.1. Introducción 13 1.2. Objetivo 14 1.3. Justificación 15

Capítulo 2. Calidad de la energía en sistemas de distribución

2.1.Introduccion 16 2.2. Clasificación General de los Disturbios de Calidad de la Energía 16 2.3. Evento o disturbio 20 2.4. Transitorios 21

2.4.1. Impulso Transitorio 22 2.4.2. Transitorio Oscilatorio 23 2.4.3. Variaciones de Voltaje de Larga Duración 25 2.4.4. Sobre Voltaje 26 2.4.5. Caídas de Voltaje 26 2.4.6. Interrupciones Sostenidas 26 2.4.7. Variaciones de Voltaje de Corta Duración 27 2.4.8. Interrupción 27 2.4.9. Depresión de voltaje (sag, dip) 28 2.4.10. Dilatación de Voltaje (Swells) 31 2.4.11. Desbalance de voltaje 32 2.4.12. Distorsión de la forma de onda 33 2.4.13. Desplazamiento de C.D. (D.C. offset) 33 2.4.14. Armónicas 33 2.4.15. Interarmónicas 36 2.4.16. Muescas (Notching) 36 2.4.17. Ruido (noise) 37 2.4.18. Fluctuaciones de voltaje (parpadeo ó flickers) 37 2.4.19. Variaciones de frecuencia del sistema 38

2.5. Estándares de Calidad de la Energía. 40 Capítulo 3. Depresiones (sags) e interrupciones de voltaje

3.1. Introducción 41 3.2. Fuentes de sags e interrupciones 41 3.3. Estimación del comportamiento de los sags de voltaje 45

3.3.1. Área de vulnerabilidad 46 3.3.2. Sensibilidad del equipo a sags de voltaje 47

7

3.3.3 Evaluación del desempeño de las depresiones de voltaje en el sistema de transmisión

50

3.3.4 Evaluación del funcionamiento de los sags de voltaje en el sistema de distribución de uso general

54

3.4 Principios fundamentales de la protección 58 3.5 Sags en el arranque del motor 59

3.5.1 Métodos de arranque del motor 60 3.5.2 Estimación de la severidad del sag durante el arranque a tensión plena

61

Capitulo 4. Monitoreo de calidad de la energía

4.1. Introducción 62 4.2. Sitio de Inspección 62 4.3. Detalles del Monitoreo de la Calidad de Energía 64

4.3.1. Elección del Punto de Monitoreo 65 4.3.2. Conexión para el Monitoreo de Disturbios 66 4.3.3. Cantidades a Medir 66

4.4. Análisis de los Datos Medidos 67 4.5. Instrumentos de Monitoreo 70

4.5.1. Mediciones con Multímetros 70 4.5.2. Osciloscopios 72 4.5.3. Perturbógrafos 72 4.5.4. Registrador de Eventos 73 4.5.5. Instrumentos Combinados 74

4.6. Equipos de Medición de Calidad de la Energía 76 4.7. Aplicaciones SCADA 78

Capítulo 5. Variaciones de voltaje de corta duración

5.1. Introducción 79 5.2. Variaciones de Voltaje de Corta Duración 80

5.2.1. Definiciones de las variaciones de voltaje 80 5.2.2. Causas y efectos de las variaciones de voltaje 82 5.2.3. Caracterización de los sags de voltaje 83 5.2.4. Voltajes sags en sistemas trifásicos 88 5.2.5. Normas y Estándares de las variaciones de voltaje 90 5.2.6. Índices de las variaciones de voltaje. 93 5.2.7. Evaluación de sags en redes de distribución 101 5.2.8. Identificación de áreas de vulnerabilidad. 102

5.3. Caso de estudio 105

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Capítulo 6. Índices de desempeño de las variaciones de voltaje de corta duración

6.1. Introducción 119 6.2. Definiciones básicas de los parámetros de tensión 120 6.3. Requisitos principales de la norma EN 50160 123 6.4. Funcionamiento de los equipos y prescripciones de la EN 50160 127 6.5. Métodos de medida 132 6.6. Normativas de algunos países 134

Conclusiones 136

Bibliografía y Fuentes 137

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ÍNDICE DE FIGURAS

Capitulo 2

Figura 2.1. Ejemplo de un sobrevoltaje transitorio, que es un disturbio provocado por una falla de fase a tierra

21

Figura 2.2. Corriente de rayo que genera un impulso transitorio 22 Figura 2.3. Transitorio oscilatorio de corriente causado por el switcheo de un banco de capacitores.

23

Figura 2.4. Transitorio oscilatorio de frecuencia baja causado por la energización de un banco de capacitores

24

Figura 2.5. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia causado por ferroresonancia de un transformador desbalanceado

25

Figura 2.6. Interrupción momentánea debido a una falla y liberación de la misma

28

Figura 2.7. Sag de voltaje causado por una falla de una fase con tierra (SLG) 30 Figura 2.8. Sag de voltaje temporal causado por el arranque de un motor 30 Figura 2.9. Swell de voltaje instantáneo causado por la falla de fase a tierra (SLG)

31

Figura 2.10. El comportamiento de desbalance sobre un alimentador residencial

32

Figura 2.11. Forma de onda de la corriente y contenido armónico para un controlador de velocidad

35

Figura 2.12. Ejemplo de muescas de voltaje causado por un convertidor trifásico

36

Figura 2.13. Ejemplo de un flicker de voltaje causado por la operación de un horno de arco eléctrico.

38

Figura 2.14. Tendencia de la frecuencia de la energía y estadística en la distribución de 13 kV en el bus de una subestación.

39

Capitulo 3

Figura 3.1. Zonas de falla en el sistema de potencia. 42 Figura 3.2. Ejemplo de las zonas de falla que causan mala operación del equipo sensible de producción en una instalación industrial

43

Figura 3.3. Depresión de voltaje debido a una falla de cortocircuito en un alimentador paralelo de la empresa.

44

Figura 3.4. Evento de falla de cortocircuito en una empresa con 2 operaciones rápidas del restaurador de una línea

45

Figura 3.5. Ilustración de un área de vulnerabilidad 47 Figura 3.6. Sag de voltaje típico del equipo por curvas de capacidad

49

10

Figura 3.7. Tipos de sags de voltaje en el equipo que resultan de diversos tipos de fallas y de conexiones del transformador

52

Figura 3.8. Estimación del funcionamiento del sag de voltaje en el equipo del cliente debido a las fallas del sistema de transmisión.

54

Figura 3.9. Sistema de distribución típico que ilustra los dispositivos de protección

55

Figura 3.10. Ejemplo de la magnitud del sag de voltaje en una zona del usuario en función de la zona de falla a lo largo de un circuito del alimentador paralelo

56

Figura 3.11. Lineamientos a partir de la salida de sags de voltaje 58 Figura 3.12. Sag de voltaje típico de arranque del motor 60 Figura 3.13. Motor típico contra el transformador para los sags de voltaje durante el arranque a tensión plena al 90%.

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Capitulo 4

Figura 4.1. Medición en sistemas de distribución 63 Figura 4.2. Puntos de medición en sistemas industriales 64 Figura 4.3 Medición vía remota (Base de red para el monitoreo de calidad de energía de un sistema eléctrico)

66

Figura 4.4. Medición monofásica de voltaje y corriente de una computadora 67 Figura 4.5. Grafico de Barras de Transitorios 68 Figura 4.6. Evolución en el tiempo de la tensión rms 69 Figura 4.7. Evolución en el tiempo de la tensión rms 69 Figura 4.8. VR 101S de Fluke 74 Figura 4.9. Pantalla de eventos ( duración y magnitud) 74 Figura 4.10. FLUKE-43 75 Figura 4.11. Eventos con la ayuda de los cursores 75 Figura 4.12. Equipo de monitoreo de calidad de energía PP1 76 Figura 4.13. Sistema MOSCAD 78

Capitulo 5

Figura 5.1. Voltaje sag en una fase en función del tiempo. 84 Figura 5.2. Salto de ángulo de fase debido a un voltaje sag 87 Figura 5.3. Voltajes sags en sistemas trifásicos 89 Figura 5.4. Diagramas fasoriales de sags trifásicos desbalanceados 89 Figura 5.5. Descripción de voltaje sag 91 Figura 5.6. Curva CBEMA 96 Figura 5.7. Curva ITIC. 97 Figura 5.8. Curva SEMI 97

11

Figura 5.9. Diagrama de áreas de vulnerabilidad a los sags 103 Figura 5.10. Gráfica cuantificación de la magnitud y duración de voltajes sag 104 Figura 5.11. Diagrama unifilar de la red eléctrica 107 Figura 5.12. Áreas de vulnerabilidad de la red eléctrica y puesta de los aparatos de monitoreo

108

Capitulo 6

Figura 6.1. Ilustración de un hueco de tensión y de una interrupción breve del suministro eléctrico, clasificadas según EN 50160

126

Figura 6.2. Valor relativo del flujo luminoso F de una lámpara incandescente y de una lámpara de descarga en función de la tensión de entrada según la fórmula 6.3

127

Figura 6.3. Valor relativo de la vida útil (durabilidad) de una lámpara incandescente en función de la tensión de entrada, según la fórmula 6.4

128

Figura6.4. Ejemplos de caídas de tensión (tensiones eficaces de fase a neutro); oscilogramas que muestran las variaciones de la tensión de entrada (traza superior) y de la frecuencia (traza inferior) en el punto de acoplamiento común de una pequeña fábrica

130

Figura 6.5. Ejemplo de variaciones de tensión (traza superior) en el arranque de un motor asíncrono

131

Figura 6.6. Ilustración de la influencia de la corriente de carga sobre las caídas de tensión de entrada en la instalación eléctrica

132

Figura 6.7. Influencia del par asíncrono producido por los armónicos sobre la curva característica del para principal de un motor asíncrono

133

Figura 6.8. Ejemplo de diagrama ordenado del coeficiente de distorsión armónica total medido en subestaciones que suministran a redes de baja tensión industriales

134

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ÍNDICE DE TABLAS

Capitulo 2

Tabla 2.1. Principales fenómenos causados por disturbios electromagnéticos

17

Tabla 2.1. IEEE 1159 Categorías y características de fenómenos electromagnéticos en sistemas de potencia.

19

Tabla 2.3. Estándares de calidad de la energía por tópico 40 Capitulo 3

Tabla 3.1. Voltajes secundarios del transformador de una sola línea a tierra 51 Tabla 3.2. Cálculo del rendimiento del sag de voltaje esperado en una zona específica del cliente para un determinado nivel de tensión

53

Capitulo 4

Tabla 4.1. Parámetros medidos por un analizador Fluke 41B 67 Tabla 4.2. Forma de onda por el tipo de medición 71 Capitulo 5

Tabla 5.1. Tiempos típicos de operación de dispositivos de protección. 85 Tabla 5.2. Valores típicos de tasas promedio de falla para redes de distribución.

87

Tabla 5.3.Depresión de voltaje y conexión de la carga (transformador) 90 Tabla 5.4. Estándares de sags de Voltaje del IEEE e IEC. 91 Tabla 5.5. Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo 95 Tabla 5.6. Índices SARFIX Calculados a partir de la Tabla 5.5 95 Tabla 5.7. Sags empleados para el cálculo de AVSEI 100 Tablas del caso de estudio 109 Capitulo 6

Tabla 1. Comparación de los requisitos de tensión de suministro según la Norma

124

Tabla 2. Valores de las tensiones armónicas individuales en los terminales de entrada para órdenes de hasta 25, dados en porcentaje de Vn

126

Tabla 3. Requisitos relativos a la Calidad de la Energía de la tensión de suministro en la red de distribución polaca, según los requerimientos técnicos de conexión

135

13

CAPITULO 1. INTRODUCCIÓN 1.1 INTRODUCCIÓN El término calidad de energía eléctrica se emplea para describir la variación de voltaje en un sistema eléctrico, estas variaciones son ocasionadas por disturbios en el sistema eléctrico. Los disturbios en el sistema eléctrico, que se han considerado normales durante muchos años, ahora pueden causar desorden en el sistema eléctrico, con la consecuente pérdida de producción. Los disturbios en el sistema eléctrico son variaciones generalmente temporales en el voltaje del sistema. Las variaciones rápidas de voltaje en su concepción de depresiones de voltaje (sags) son uno de los problemas de la calidad del servicio que afecta con más frecuencia y en mayor impacto económico a los usuarios, principalmente a las industrias cuyos equipos de automatización y control son sensibles a este fenómeno. Dentro de los disturbios que más afectan a los clientes están las depresiones de voltaje “sags”, dilataciones de voltaje “swells” e interrupciones. Las depresiones de voltaje sags son una reducción del voltaje rms de corta duración que son causados principalmente por; cortos circuitos en la red, sobrecargas y arranques de cargas robustas como hornos de arco eléctrico, soldadoras ó motores de potencia elevada. Dentro de las características que se asocian con las depresiones y elevaciones de voltaje se encuentra su magnitud, duración y ángulo de fase; de las cuales al menos su magnitud y duración pueden ser minimizadas por la empresa suministradora ó por el uso de dispositivos de acondicionamiento de calidad de la energía por parte de los usuarios. Un corto circuito en un sistema de potencia no solo causa caída en la magnitud de voltaje, sino también un cambio en el ángulo de fase. Son bien conocidos los diversos tipos de fallas de corto circuito en los sistemas eléctricos (falla de tres fases, falla de dos fases, falla de dos fases a tierra y falla de fase a tierra), dentro de estas las fallas de mayor ocurrencia en las que se presentan los sags en los sistemas de distribución son las fallas de fase a tierra. El impacto del voltaje sag en las industrias es diverso, ya que depende de las características del sag y del tipo de industria. Los voltajes sags por lo general no causan daño a los equipos pero pueden fácilmente interrumpir la operación de equipos sensibles. Por lo que, los voltajes sags son conocidos como el problema mas importante que afecta a los consumidores industriales, debido a que pueden causar que equipos sensibles como computadoras “PCs”, controladores de velocidad “ASDs” y controladores lógicos programables “PLCs” fallen, afectando los procesos industriales de producción.

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En la actualidad existen dos métodos para cuantificar la severidad de los voltajes sags: uno de ellos es el monitoreo de calidad del suministro y el otro es el método de predicción estocástica. El método de monitoreo de calidad de la energía da importante información acerca de eventos frecuentes, para eventos no tan comunes el método de predicción estocástica es más usual. Las fallas por cortocircuito se presentan principalmente en redes aéreas, y los mas cotidianos son los de fase a tierra aproximadamente que corresponden al 70% del total de las fallas trifásicas son muy severas y corresponden al 5% del total. Las empresas distribuidoras diseñan sistemas de protección para aislar las fallas y buscan separar el área fallada más pequeña posible. En un sistema de distribución el esquema principal de protección esta integrado por fusibles y relevadores de sobrecorriente. En la actualidad muchas empresas monitorean y registran las variaciones de voltaje y calculan índices locales y de sistema de igual forma que lo hacen para la confiabilidad. El desarrollo y uso apropiado de estándares para regular los asuntos relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y empresas distribuidoras con respecto a sags es muy importante. Estos índices están dados en cuanto a la duración del evento y del abatimiento del voltaje en el sistema. 1.2. Objetivo Abordar el tema de variaciones de voltaje de corta duración en sistemas eléctricos de distribución y realizar un análisis de las implicaciones de las variaciones de voltaje mediante un estudio de caso, considerando marcos regulatorios e índices de eventos ocurridos en el sistema y elaborar especificaciones apropiadas para los equipos. Identificar la importancia de los índices apropiados para cada perturbación en el sistema, para tener un enfoque de los niveles permitidos de la variación de voltaje y de las exigencias que se realizan para entregar un servicio confiable y seguro. Desarrollar un análisis de las perturbaciones que están presentes en los sistemas eléctricos y que afectan su funcionamiento adecuado e identificar los aspectos relevantes que originan el problema de caídas de voltaje de corta duración en el sistema, así como las bases conceptuales del comportamiento del sistema al presentarse estos eventos. Conocer el grado de afectación de los voltajes de corta duracion sobre el sistema en base a la sensibilidad de los equipos que se encuentren conectados y del tiempo de operación de las protecciones.

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1.3. Justificación Es relevante abordar el tema de variaciones de voltaje de corta duración en sistemas eléctricos de distribución ya que las depresiones de voltaje ocasionan un gran impacto en el buen funcionamiento de los equipos sensibles provocando en el caso mas severo perdida de producción, los sags presentan la mayor ocurrencia de los disturbios en los sistemas eléctricos. Es importante conocer la causa y efecto de estos. Los sags originan la interrupción de numerosos procesos; los efectos que podrían originar son: el funcionamiento defectuoso de lámparas disminuyendo su capacidad de iluminación y su vida útil, la operación incorrecta de dispositivos de control; las variaciones de velocidad o paro de motores; la operación incorrecta de contactores y del equipo de protección; las fallas y errores de calculo en computadoras e instrumentos de medición. Dentro de las fortalezas que presenta el trabajo encontramos la reducción de riesgos y la eficiencia de procesos. Es responsabilidad conjunta del suministrador y del usuario de la electricidad para mantener una buena calidad de la energía. Los costos asociados con eventos de variaciones de voltaje pueden cambiar considerablemente de casi cero a varios millones de pesos. Los costos se modifican especialmente con la severidad del disturbio en la calidad de al energía. Los sags de voltaje y otras variaciones de la calidad de la energía tienen siempre un impacto que causa que alguna parte quede fuera de la red eléctrica.

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CAPÍTULO 2. CALIDAD DE LA ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

2.1. Introducción El termino power quality “calidad de la energía” se aplica a una amplia variedad de fenómenos electromagnéticos en un sistema eléctrico de potencia. El incremento en la aplicación de equipo de electrónica de potencia y generación distribuida ha aumentado el interés en la calidad de la energía en años recientes y este ha estado acompañado por el desarrollo de una terminología especial para describir el fenómeno. Desafortunadamente esta terminología no ha sido consistente a través de los diferentes segmentos de la industria. Esto ha causado una gran confusión para fabricantes y usuarios finales que se han esforzado por entender por que el equipo eléctrico no trabaja como se esperaba. Así mismo es complicado para el vendedor de equipo diferenciar entre una gran cantidad de soluciones propuestas. Han sido empleadas muchas palabras ambiguas que han confundido los significados. Por ejemplo, surge es usado para describir una gran variedad de disturbios que causan fallas en los equipos. Un supresor de transitorios (surge suppressor) puede suprimir algunos de estos disturbios pero no tendrá ningún efecto sobre otros. Sucede algo parecido con los términos interferencia (glitch) y parpadeo (blink) que no tienen un significado técnico. Vendedores sin escrúpulos toman ventaja del desconocimiento de los usuarios, vendiendo aparatos a sobre precios con poca utilidad para mejorar la calidad de la energía. Esto se puede corregir teniendo un mejor entendimiento del vocabulario de calidad de la energía e insistiendo en manuales técnicos de cómo trabajan los dispositivos. A continuación se presenta una terminología consistente que puede ser usada para describir los disturbios de calidad de la energía. También se explican algunas de las terminologías inapropiadas comúnmente usadas en calidad de la energía. 2.2. Clasificación General de los Disturbios de Calidad de la Energía La terminología presentada aquí refleja los esfuerzos internacionales para estandarizar las definiciones de calidad de la energía. El IEEE- Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (Institute of Electrical and Electronics Engineers) Standards Coordinating Committee 22, IEEE SCC22 (Comité de Coordinación de Estándares 22) ha liderado el principal esfuerzo en E.U.A. para coordinar los estándares de calidad de la energía.

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Ellos tienen la responsabilidad a través de muchas sociedades pertenecientes principalmente al IEEE, específicamente la Sociedad de Aplicaciones Industriales y la Sociedad de Ingeniería de Potencia (Industry Applications Society y Power Engineering Society, respectivamente). El IEEE SCC22 se coordina con los esfuerzos internacionales a través de alianzas con la Comisión Internacional Electrotécnica IEC (International Electrotechnical Comission) y el Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos CIGRE (International Council on Large Electric Systems). El IEC clasifica los fenómenos electromagnéticos en los grupos como se muestra en la tabla 2.1. Tabla 2.1. Principales fenómenos causados por disturbios electromagnéticos

Fenómenos de Baja Frecuencia Conducidos Armónicas e Interarmónicas Señales en Sistemas (Portadora en la Línea de Potencia) Fluctuaciones de Voltaje Interrupciones y sags de Voltaje Desbalance de Voltaje Variaciones de Frecuencia Voltajes Inducidos de Baja Frecuencia CD en Redes de CA

Fenómenos de Baja Frecuencia Radiados Campos Magnéticos Campos Eléctricos

Fenómenos de Alta Frecuencia Conducidos Ondas Continuas de Voltajes o Corrientes Inducidas Transitorios Unidireccionales Transitorios Oscilatorios

Fenómenos de Alta Frecuencia Radiados Campos Magnéticos Campos Eléctricos Campos Electromagnéticos Onda Continua Transitorios

Fenómeno de Descarga Electrostática (ESD) Pulso Nuclear Electromagnético (NEMP)

La industria eléctrica de E.U.A se ha esforzado por desarrollar algunas practicas recomendables para el monitoreo de la calidad de la energía eléctrica y ha adicionado algunos términos a la terminología del IEC. Depresión de voltaje (Sag) es usada como sinónimo del término dip de IEC.

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La categoría de variaciones de voltaje de corta duración es usada para referirse a sags de voltaje e interrupciones de corta duración. El termino dilatación de voltaje (swell) es introducido como un inverso a sag (dip). La categoría de variación de larga duración ha sido adicionada para concordar con los límites del Instituto Nacional Americano de Estándares-American National Standards Institute (ANSI) C84.1. La categoría de ruido (noise) ha sido adicionada para aplicarse a un ancho de banda de fenómenos conducidos. La categoría de distorsión de la forma de onda (waveform distortion) es usada como una categoría que contiene varios disturbios para el IEC armónicas, interarmónicas, y C.D. en redes de C.A., así como un fenómeno adicional al estándar IEEE Standard 519-1992, Prácticas Recomendadas y los Requisitos de Control de Armónicos en Sistemas Eléctricos-Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, llamado muescas (notching). La tabla 2.2 muestra la clasificación de los fenómenos electromagnéticos usados por la comunidad de calidad de la energía. Los fenómenos listados en la tabla pueden ser descritos más ampliamente que los parametros mencionados. Para los fenómenos en estado estable, se pueden usar los siguientes factores:

Amplitud Frecuencia Espectro Modulación Impedancia de la Fuente Profundidad de la Muesca Área de la Muesca

Para fenómenos que no son de estado estable, se pueden requerir otros factores:

Índice de riso Amplitud Duración Espectro Frecuencia Índice de ocurrencia Energía potencial Impedancia de la Fuente

La tabla 2.2 proporciona información con respecto al contenido típico espectral, la duración, y la magnitud apropiada para cada categoría de fenómeno electromagnético. Las categorías de la tabla, cuando se utilizan con los atributos mencionados previamente, proporcionan un medio de describir claramente un disturbio electromagnético. Las categorías y sus descripciones son importantes para poder clasificar resultados de medición y describir los fenómenos electromagnéticos que pueden causar problemas de la calidad de la energía

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Tabla 2.2. IEEE 1159 Categorías y características de fenómenos electromagnéticos en sistemas de potencia.

Categoría Contenido Típico Espectral

Duración Típica Magnitud Típica del

Voltaje 1.Transitorios Impulsos

Nanosegundos 5 ns de elevación

< 50 ns

Microsegundos 1 µs de elevación 50 ns – 1 ms Milisegundos 0.1 ms de

elevación > 1 ms

Oscilatorios Baja frecuencia < 5 kHz 0.3 – 50 ms 0 – 4 pu

Media frecuencia 5 – 500 kHz 20 µs 0 – 8 pu Alta frecuencia 0.5 – 5 MHz 5 µs 0 – 4 pu

2.Variaciones de corta duración Instantáneas

Sag 0.5 – 30 ciclos 0.1 – 0.9 pu Swell 0.5 – 30 ciclos 1.1 – 1.8 pu

Momentáneas Interrupción 0.5 ciclos – 3 seg < 1.0 pu

Sag 30 ciclos – 3seg 0.1 – 0.9 pu Swell 30 ciclos – 3seg 1.1 – 1.4 pu

Temporal Interrupción 3 seg – 1 min < 1.0 pu

Sag 3 seg – 1 min 0.1 – 0.9 pu Swell 3 seg – 1 min 1.1 – 1.2 pu

3. Variaciones de larga duración Interrupción sostenida > 1 min 0.0 pu

Bajo voltaje > 1 min 0.8 – 0.9 pu Sobrevoltaje > 1 min 1.1 – 1.2 pu

4.Desbalance de voltaje Estado estable 0.5 – 2 % 5.Distorsión de forma de onda

Componente de directa Estado estable 0 – 0.1 % Contenido armónico 0 –100th H Estado estable 0 – 20 %

Interarmónicas 0 – 6 kHz Estado estable 0 – 2 % Muescas en el voltaje Estado estable

Ruido Banda amplia Estado estable 0 – 1 % 6. Fluctuaciones de voltaje < 25 kHz Intermitente 0.1 – 7 % 7.Variaciones en la frecuencia < 10 seg

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Los términos usados para describir los disturbios frecuentemente tienen diferente significado para los usuarios. Pero muchos atributos de calidad de la energía son comúnmente reconocidos. A continuación se da una breve descripción de los disturbios más comunes. 2.3. Evento o disturbio Los eventos son fenómenos que solamente suceden una vez en un cierto instante. Una interrupción del suministro de voltaje es el mejor ejemplo conocido. Esto puede en teoría ser visto como una extrema variación de magnitud de voltaje, y puede ser incluida en una función de probabilidad de distribución de la magnitud de voltaje. Pero esto no pudiera dar demasiada información útil. La mayoría de los eventos están comúnmente asociados con los siguientes parámetros: Magnitud: La magnitud es la desviación de voltaje de la onda normal sinusoidal. Duración: La duración es el tiempo que dura el disturbio, la cual puede estar dividida en:

El tiempo promedio de la caída de voltaje. El tiempo en que el voltaje ha recuperado el 10% de la magnitud del

sobrevoltaje transitorio. La integral definida debajo de la curva y la magnitud del sobrevoltaje

transitorio. Integral : La integral es definida como

(2.1)

Los disturbios se pueden clasificar como: Fenómeno de alta frecuencia (transitorios) Fenómeno de baja frecuencia. (dips, interrupciones, y swell)

Vt

Vt Vt

T

dttvVt0

21

Figura 2.1. Ejemplo de un sobrevoltaje transitorio, que es un disturbio provocado por una falla de fase a tierra

2.4. Transitorios El término transitorio ha sido usado por mucho tiempo en el análisis de variaciones del sistema eléctrico para denotar un evento indeseado que momentáneamente es natural. La noción de un transitorio oscilatorio amortiguado debido a una red RLC, es probablemente lo que muchos Ingenieros piensan cuando escuchan la palabra transitorio. Otra definición frecuente de transitorio es “la parte del cambio en una variable que desaparece durante la transición de una condición de operación de estado estable a otra”. Desafortunadamente, esta definición pudiera ser usada para describir cualquier cosa poco común que suceda en el sistema eléctrico. Otro término constantemente usado para describir un transitorio es surge. Un ingeniero electricista puede pensar que un surge es el transitorio resultante de una descarga atmosférica para el cual un surge arrester es utilizado para protección. Los usuarios frecuentemente usan la palabra para describir cualquier fenómeno inusual que puede ser observado en el suministro de energía en el rango de los sags, swells o interrupciones. En general, los transitorios pueden ser clasificados dentro de dos categorías de impulsos y oscilatorios. Estos términos reflejan la forma de onda de un transitorio de corriente o de voltaje. A continuación se describen estas dos categorías con más detalle.

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2.4.1. Impulso Transitorio Un impulso transitorio es un cambio súbito en la condición de estado estable del voltaje, corriente o ambos que no provoca cambios en la frecuencia del sistema, porque es unidireccional en polaridad (principalmente positivos o negativos). Un impulso transitorio normalmente es caracterizado por su pendiente y su decaimiento en el tiempo, el cual puede también ser revelado por su contenido espectral. Por ejemplo, un impulso transitorio de 1.2 50  2000 (V) nominalmente se eleva desde cero a su valor pico de 2000 V en 1.2  y después decae a su valor medio del pico en 50  . La causa más común del impulso transitorio es la descarga atmosférica. La Figura 2.2 ilustra una corriente típica del impulso transitorio causado por una descarga atmosférica. Debido a las altas frecuencias involucradas, la forma del impulso transitorio puede cambiar rápidamente por los componentes del sistema eléctrico y puede tener una característica significativamente diferente visto desde diferentes puntos del sistema eléctrico. Generalmente no se conducen lejos de la fuente de donde entraron al sistema eléctrico, aunque pueden, en algunos casos ser conducidos una cierta distancia a lo largo de las líneas. Los impulsos transitorios pueden excitar la frecuencia natural de los circuitos del sistema eléctrico y producir transitorios oscilatorios.

Figura 2.2. Corriente de rayo que genera un impulso transitorio

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2.4.2. Transitorio Oscilatorio Un transitorio oscilatorio es un cambio súbito en la condición de estado estable del voltaje, corriente o ambos que no provoca cambios en la frecuencia del sistema, incluye valores de polaridad positiva y negativa. Un transitorio oscilatorio consiste de un voltaje o corriente cuyos valores instantáneos cambian de polaridad rápidamente. Es descrito por su contenido espectral (frecuencia predominante), duración y magnitud. El contenido espectral se define en subclases alta, media, y baja frecuencia como se indica en la Tabla 2.2. Los rangos de frecuencia para estas clasificaciones son escogidas para coincidir con tipos comunes de fenómenos transitorios oscilatorios en sistemas eléctricos. Un transitorio oscilatorio con una componente de frecuencia fundamental mayor a 500 kHz y una duración típica medida en milisegundos (o algunos ciclos de la frecuencia fundamental), son considerados transitorios oscilatorios de alta frecuencia. Estos transitorios son con frecuencia el resultado de una respuesta local del sistema a un impulso transitorio. Un transitorio con una componente de frecuencia fundamental entre 5 y 500 kHz, con duración medida en las decenas de microsegundos (o algunos ciclos de la frecuencia fundamental) es denominado transitorio de frecuencia media.

Figura 2.3. Transitorio oscilatorio de corriente causado por el switcheo de un

banco de capacitores.

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En la energización de un banco de capacitores resulta un transitorio oscilatorio de corriente en las decenas de kilohertz como se ilustra en la Figura 2.3. En el switcheo de cables resultan transitorios oscilatorios de voltaje en el mismo rango de frecuencia. Transitorios de frecuencia media también pueden ser el resultado de la respuesta del sistema a un impulso transitorio. Un transitorio con una componente de frecuencia fundamental menor a 5 kHz, y una duración de 0.3 a 50 ms, es considerado un transitorio de baja frecuencia. Esta categoría de fenómenos es frecuentemente encontrada en los sistemas de subtransmisión y distribución y es causado por bastantes tipos de eventos. El más frecuente es la energización de bancos de capacitores, los cuales típicamente resultan en un transitorio oscilatorio de voltaje con una frecuencia fundamental de entre 300 y 900 Hz. La magnitud del pico puede acercarse a 2.0 p.u., pero basicamente son de 1.3 a 1.5 p.u. con una duración de entre 0.5 y 3 dependiendo del amortiguamiento del sistema. En la Figura 2.4 se ilustra un transitorio oscilatorio de baja frecuencia causado por la energización de un banco de capacitores.

Figura 2.4. Transitorio oscilatorio de frecuencia baja causado por la energización

de un banco de capacitores

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Figura 2.5. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia causado por ferroresonancia

de un transformador desbalanceado Los transitorios oscilatorios con frecuencias fundamentales menores a 300 Hz también pueden ser encontrados en los sistemas de distribución. Esto generalmente es asociado con la ferroresonancia y energización de transformadores como se ilustra en la Figura 2.5. Transitorios concernientes a capacitores en serie también pueden caer en esta categoría. Estos ocurren cuando el sistema responde por resonancia con componentes de baja frecuencia con la corriente de energización (corriente de inrush) del transformador (segunda y tercera armónica) o cuando condiciones iníciales resultan con la ferroresonancia. También es posible clasificar transitorios (y otros disturbios) de acuerdo a su modo. Básicamente, un transitorio en un sistema trifásico con un conductor neutro separado puede ser de modo común o modo normal, dependiendo de si aparece entre la línea o el neutro y tierra, o entre la línea y el neutro. 2.4.3. Variaciones de Voltaje de Larga Duración Las variaciones de larga duración abarcan desviaciones rms (root-mean-square) a frecuencia fundamental por tiempos mayores de 1 minuto. El estándar ANSI C84.1 Sistemas Eléctricos y Equipos Eléctricos-Grados del Voltaje ---Electric Power Systems and Equipment - Voltage Ratings (60 Hz), especifica las tolerancias del voltaje de estado estable esperadas en un sistema eléctrico.

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Una variación de voltaje es considerada de larga duración cuando los límites establecidos por la ANSI son mayores de 1 minuto. Las variaciones de larga duración pueden ser sobre voltajes o bajos voltajes (overvoltage ó undervoltage). Los sobre voltajes y bajos voltajes generalmente no son el resultado de fallas del sistema, pero son causados por variaciones de carga en el sistema, y operaciones de conmutación en el sistema. Tales variaciones son típicamente desplegadas como graficas de voltaje rms contra tiempo. 2.4.4. Sobrevoltaje Un sobrevoltaje es un incremento en el voltaje rms de C.A. de más del 110 porciento del valor nominal con una duración de más de 1 minuto. Los sobre voltajes usualmente son el resultado de la conmutación de cargas (p.e. conmutación de grandes cargas, o la energización de un banco de capacitores). El sobre voltaje resulta debido a que el sistema es demasiado débil para la regulación de voltaje deseada o los controles de voltaje son inadecuados. La posición incorrecta de los derivadores (taps) en transformadores también puede resultar en sobre voltajes en el sistema. 2.4.5. Caídas de Voltaje Un bajo voltaje es un decremento en el voltaje rms de menos del 90 porciento del valor nominal con una duración mayor a 1 minuto. Loa bajos voltajes son el resultado de eventos de conmutación que son lo contrario de los eventos que causan sobre voltajes. La conexión de una carga, o la desconexión de un banco de capacitores, pueden causar un bajo voltaje hasta que el equipo de regulación de voltaje en el sistema pueda regresar dentro de tolerancias. Circuitos sobrecargados pueden también resultar en bajos voltajes. El término apagón (brownout) a menudo es usado para describir periodos sostenidos de bajos voltajes, iniciados como una estrategia especifica de despacho para reducir la demanda de potencia. Por lo que no hay una definición formal para brownout y no es tan claro como el término bajo voltaje cuando se trata de caracterizar un disturbio, el término brownout se debe evitar. 2.4.6. Interrupciones Sostenidas Cuando el suministro de voltaje es cero por un periodo de tiempo mayor a 1 minuto, la variación de voltaje de larga duración es considerada como una interrupción sostenida.

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Las interrupciones de voltajes mayores de un 1 minuto son a menudo permanentes y requieren intervención humana para reparar y restaurar el sistema. El término interrupción sostenida se utiliza para especificar fenómenos en el sistema eléctrico y en general, no tiene relación con el uso del término interrupción (outage). Las compañías de suministro usan outage o interrupción para describir fenómenos de naturaleza similar para informes con propósito de confiabilidad. Sin embargo, esto causa algunas confusiones y los usuarios son quienes piensan de un outage como cualquier interrupción del sistema que pone fuera de servicio al proceso. Estas pueden ser tan pequeñas como de medio ciclo. Outage, como esta definido en el estándar IEEE 100, no se refiere a un fenómeno específico, más bien al estado de un componente en el sistema donde este ha fallado o funciona como se esperaba. También, el uso del termino interrupción en el contexto del monitoreo de la calidad de la energía no tiene relación con confiabilidad u otras estadísticas de continuidad del servicio. Este término se ha definido para ser más específico a lo relacionado con ausencia de voltaje en periodos largos. 2.4.7. Variaciones de Voltaje de Corta Duración Esta categoría abarca la categoría IEC de dips de voltaje e interrupciones cortas. Cada tipo de variación puede ser designada como instantánea, momentánea, ó temporal, dependiendo de su duración como se definió en la Tabla 2.2. Las variaciones de voltaje de corta duración son causadas por condiciones de falla, la energización de grandes cargas que requieren una alta corriente de arranque, o pérdidas intermitentes de conexiones de los conductores. Dependiendo de la localización de la falla y de las condiciones del sistema, la falla puede causar temporalmente bajo voltaje (sag), alto voltaje (swell), o la pérdida completa de voltaje (interrupción). La condición de falla puede estar cerca a o remota desde el punto de interés. En ambos casos, el impacto en la duración del voltaje durante la condición actual de la falla es de una variación de corta duración hasta que los dispositivos de protección operen para liberar la falla. 2.4.8. Interrupción Una interrupción ocurre cuando el suministro de voltaje o la corriente de carga decrece a menos de 0.1 p.u. por un periodo de tiempo que no exceda 1 minuto. Las interrupciones pueden ser el resultado de fallas en el sistema eléctrico, fallas en el equipo, ó fallas en el funcionamiento del control. Las interrupciones son medidas por su duración desde que la magnitud de voltaje sea menor que 10% del nominal.

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La duración de una interrupción debido a una falla en el sistema eléctrico es determinada por el tiempo de operación de los sistemas de protección de la empresa eléctrica. Re-cierres instantáneos generalmente limitaran la interrupción causada por una falla no permanente menor a 30 ciclos. Retardos de re-cierre de los dispositivos de protección pueden causar una interrupción momentánea o temporal. La duración de una interrupción debida a un mal funcionamiento del equipo o perdida de conexión puede ser irregular. Algunas interrupciones pueden ser precedidas por un voltaje sag cuando estas interrupciones son debidas a fallas en la fuente del sistema. El voltaje sag ocurre entre el tiempo de inicio de la falla y la operación del dispositivo de protección. La Figura 2.6 muestra una interrupción momentánea precedida por un voltaje sag en una fase del 20% durante tres ciclos y después caen a cero en 1.8 seg. Hasta que cierra el restaurador (recloser).

Figura 2.6. Interrupción momentánea debido a una falla y liberación de la

misma.

2.4.9. Depresión de voltaje (sag, dip) Un sag es un decremento entre 0.1 y 0.9 p.u. del voltaje o corriente rms a frecuencia fundamental para una duración desde 0.5 ciclos hasta 1 minuto.

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El término sag se ha usado por bastantes años para describir un decremento de voltaje de corta duración. Aunque el término no ha sido formalmente definido, este ha sido ampliamente aceptado y usado por compañías suministradoras, fabricantes, y usuarios. La definición del IEC para este fenómeno es dip. Los dos términos son considerados intercambiables, pero el término sag ha sido el sinónimo preferido en la comunidad de calidad de la energía en América y dip en Europa. La terminología usada para describir la magnitud de un sag de voltaje es a menudo muy confusa, por los intervalos de tiempo que se dan y por el valor rms del valor del voltaje. Un “sag de 20%” puede referirse a un sag el cual resulta en un voltaje de 0.8 o 0.2 p.u. Cuando no se especifica otra cosa, un sag de 20% es considerado un evento durante el cual el voltaje rms decrece en 20% o 0.8 p.u. El nivel de voltaje nominal o base se debe especificar. Un sag de voltaje es usualmente asociado con fallas del sistema pero también puede ser causado por la energización de grandes cargas o por el arranque de grandes motores. La Figura 2.7 muestra un sag de voltaje típico que puede ser asociado con una falla de fase a tierra (SLG single-line-to-ground) sobre algún otro alimentador de la misma subestación. Un sag del 80% tienen una duración de casi 3 ciclos, tiempo regido por el tiempo de apertura de interruptores que liberan la falla. Una falla típica es corregida en los rangos de tiempo de 3 hasta 30 ciclos, dependiendo de la magnitud de la corriente y de los equipos de protección. La Figura 2.8 Ilustra el efecto del arranque de un motor grande. Un motor de inducción requiere de 6 a 10 veces su corriente de carga nominal durante el arranque. Si la magnitud de la corriente es grande en relación a la capacidad de corriente de falla en el sistema en ese punto, el sag de voltaje resultante puede ser significante. En este caso, los sags de voltaje inmediatamente serán del 80% y después gradualmente regresaran a su condición nominal en aproximadamente 3 segundos. Note la diferencia en tiempo entre estos sags y los debidos a fallas en el sistema. Hasta ahora, la duración de eventos sag no ha sido claramente definida. La duración típica esta definida en algunas publicaciones en un rango de 2 ms (cerca de un decimo de ciclo) a un par de minutos. Los bajos voltajes que duran menos de medio ciclo no pueden ser caracterizados efectivamente por un cambio en el valor rms del valor a frecuencia fundamental. Sin embargo, estos eventos son considerados transitorios. Los bajos voltajes que duran más de 1 minuto pueden ser controlados por equipo de regulación de voltaje y pueden ser asociados con causas distintas a fallas en el sistema. De esta forma, estos son clasificados como variaciones de larga duración.

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La duración de los sags esta subdividida en tres categorías – instantánea, momentánea, y temporal – lo cual coincide con las tres categorías de interrupciones y swells. Estas duraciones corresponden a los tiempos de operación de los dispositivos típicos de protección.

Figura 2.7. Sag de voltaje causado por una falla de una fase con tierra (SLG)

Figura 2.8. Sag de voltaje temporal causado por el arranque de un motor

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2.4.10. Dilatación de Voltaje (Swells) Un swell es definido como un incremento de entre 1.1 y 1.8 p.u. en el voltaje o corriente rms con una duración de 0.5 ciclos hasta 1 minuto. Como los sags, los swells son usualmente asociados con las condiciones de falla en el sistema, pero estos no son tan comunes como los sags de voltaje. Una forma que un swell puede ocurrir es de la elevación de voltaje temporal en las fases no falladas durante una falla entre fases o falla de fase a tierra. La figura 2.9 ilustra un voltaje swell ocasionado por la falla de fase a tierra (SLG). Los swell también pueden ser ocasionados por la desconexión de grandes cargas o por la energización de bancos de capacitores grandes.

Figura 2.9. Swell de voltaje instantáneo causado por la falla de fase a tierra

(SLG)

El swell es caracterizado por su magnitud (valor rms) y su duración. La severidad de un voltaje swell durante una condición de falla está en función de la localización de la falla, de la impedancia del sistema, y del sistema de tierra. En un sistema subterráneo con una impedancia de secuencia cero infinita, los voltajes de línea a tierra en las fases subterráneas será 1.73 p.u. durante una condición de falla de fase a tierra SLG.

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Cerca de la subestación en un sistema subterráneo habrá poca o ninguna elevación de voltaje en las fases no falladas debido a que el transformador de la subestación esta usualmente conectado en delta-estrella proporcionando un camino de baja impedancia de secuencia cero para la corriente de falla. Las fallas en diferentes puntos en alimentadores de 4 hilos multiaterrizados tendrán varios grados de swells de voltaje en las fases no falladas. Un swell de 15%, como el que se muestra en la figura 2-8 es común en alimentadores en empresas eléctricas americanas. El término sobre voltaje momentáneo es usado como un sinónimo del termino swell.

2.4.11. Desbalance de voltaje

El desbalance de voltaje (también llamado desequilibrio de voltaje) es algunas veces definido como la máxima desviación de el promedio de los 3 voltajes o corrientes trifásicos dividido por el promedio de los 3 voltajes o corrientes trifásicos, expresados en por ciento. El desbalance esta más rigurosamente definido en los estándares usando componentes simétricas. La razón de la componente de secuencia negativa o cero a la componente a la secuencia positiva puede ser usado para especificar el por ciento de desbalance. Los estándares más recientes especifican que el método de secuencia negativa sea usado. La figura 2.10 muestra un ejemplo de estas dos proporciones para una tendencia de una semana de desbalance en un alimentador residencial.

Figura 2.10. El comportamiento de desbalance sobre un alimentador

residencial

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La principal fuente de desbalance de voltaje de menos del 2% son cargas monofásicas en un circuito trifásico. El desbalance de voltaje también puede ser el resultado de la operación de fusibles en una fase de un banco de capacitores trifásico. Muchos desbalances de voltaje (mayores al 5%) pueden resultar de condiciones de faseo monofásico.

2.4.12. Distorsión de la forma de onda La distorsión de la forma de onda esta definida como una desviación del estado estable de una forma de onda senoidal ideal a frecuencia fundamental principalmente caracterizada por el contenido espectral de la desviación. Hay 5 tipos de formas principales de distorsión.

Desplazamiento de C.D. (D.C. offset) Armónicas Interarmónicas Muescas (Notching) Ruido (noise)

2.4.13. Desplazamiento de C.D. (D.C. offset) La presencia de un voltaje o corriente de C.D. en un sistema de potencia de C.A. es denominado D.C. offset. Esto puede ocurrir como el resultado de un disturbio geomagnético o debido a la simetría de los convertidores de electrónica de potencia. Los dispositivos para incrementar la vida útil de las luminarias, por ejemplo, un sistema de rectificación de media onda con diodos, puede reducir el valor rms del voltaje suministrado a lámparas incandescentes por rectificación de media onda. La corriente directa en redes de corriente alterna, puede tener un efecto dañino afectando los devanados del transformador para que se saturen en una operación normal. Esto causa calentamiento adicional y pérdida de vida útil del transformador. La corriente directa también puede causar la erosión electrolítica de los electrodos de tierra y otros conectores.

2.4.14. Armónicas Las armónicas son voltajes o corrientes senoidales que tiene frecuencias que son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental del sistema eléctrico (50 ó 60 Hz). Formas de onda periódicamente distorsionadas pueden ser descompuestas en una suma de la frecuencia fundamental y las armónicas. La distorsión armónica originada en las características no lineales de dispositivos y cargas en el sistema de potencia.

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Los niveles de distorsión armónica son descritos por el espectro armónico completo con magnitudes y ángulos de fase de cada componente armónico individual. También es común usar una sola cantidad, el Factor Total de Distorsión- The Total Harmonic Distorsion (THD), como una medida del valor efectivo La figura 2.11 ilustra el valor efectivo de distorsión armónica, esta misma ilustra la forma de onda y el espectro armónico para una corriente típica de entrada de un Drive de Velocidad Ajustable-Adjustable-Speed Drive (ASD). Los niveles de distorsión de corriente pueden ser caracterizados por un valor THD, como se describió previamente, pero esto puede ser con frecuencia engañoso. Por ejemplo muchos ASD mostraran altos valores de THD para una corriente de entrada cuando estos estén operando a cargas muy ligeras. Esto no es necesariamente un problema significante debido a que la magnitud de la corriente armónica es baja aun cuando su distorsión relativa es alta.

 V V V …

VIx 100% (2.2)

Estas corrientes y/o voltajes armónicos son generados por elementos no lineales de la red como son saturación de transformadores, hornos de arco eléctrico, y dispositivos electrónicos como rectificadores, controladores de velocidad, lámparas ahorradoras, sistemas de cómputo, entre otros. La Figura 2.11 muestra la forma de onda y su contenido armónico para una corriente típica de un controlador de velocidad.

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Figura 2.11. Forma de onda de la corriente y contenido armónico para un controlador de velocidad

Para el respaldo de esta preocupación existen estándares tales como el IEEE 519 que define más índices de distorsión así como la recomendación para el control de la propagación de las armónicas en redes eléctricas.

En el alumbrado la mayoría de los balastros electromagnéticas están siendo reemplazadas por balastros de estado sólido, las cuales generan un 30% más de armónicas en los circuitos de alumbrado. Como ejemplo se tiene que las armónicas de alumbrado, equipo electrónico y de oficina provocan una sobrecarga del neutro debido a la 3a armónica principalmente.

En la industria, además del alumbrado y el equipo de oficina, las armónicas son producidas por los variadores de velocidad. Los variadores han sido creados para controlar la energía de los motores y requieren que la corriente alterna sea convertida a corriente directa por medio de rectificadores, que contribuyen con la generación de armónicas. Los rectificadores de 6 y 12 pulsos contribuyen con la 5ª y 11ª armónica, las cuales son de secuencia negativa y producen un par negativo en los motores de inducción expuestos a estas armónicas. En general, los problemas con la distorsión armónica comienzan a presentarse cuando las cargas no lineales (computadoras, variadores de velocidad, equipo electrónico) se aproximan al 30% de la capacidad del transformador.

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2.4.15. Interarmónicas Las interarmónicas son señales de voltajes o corrientes que tienen componentes de frecuencia mayores a las del sistema, pero que no son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental (50 o 60 Hz). Ellas pueden aparecer como frecuencias discretas o como una banda amplia en el espectro. Las interarmónicas pueden ser encontradas en las redes de todos los niveles de voltajes. La principal fuente de distorsión de forma de onda de interarmónicas son los convertidores estáticos de frecuencia, ciclo convertidores, motores de inducción, y hornos de arco. Los efectos de las interarmónicas son muy poco conocidos.

2.4.16. Muescas (Notching)

El notching es un periodo de disturbio del voltaje causado por la operación normal de convertidores electrónicos cuando la corriente es conmutada desde una fase a otra (período de conmutación). Como los notching pueden ser tratados como un efecto en estado estable, esto puede ser caracterizado a través de su contenido armónico. Sin embargo, esto es generalmente tratado como un caso especial. Las componentes de frecuencia asociadas con los notching pueden ser realmente elevadas y no ser prontamente caracterizadas por los equipos de medición convencionales. La Figura 2.12 muestra un ejemplo de notches de voltaje de un convertidor trifásico.

Figura 2.12. Ejemplo de muescas de voltaje causado por un convertidor trifásico

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2.4.17. Ruido (noise) El ruido es definido como una señal eléctrica no deseada con contenido espectral de ancho de banda menor de 200 KHz sobrepuesto al voltaje o corriente de fase del sistema eléctrico, o sobre los conductores del neutro, también este ruido se presenta en los sistemas de comunicaciones.

El ruido en los sistemas eléctricos puede ser causado por dispositivos electrónicos, circuitos de control, equipo de arco eléctrico, cargas con rectificadores de estado sólido, y apertura y/o cierre de los suministros de energía. Básicamente, el ruido consiste de cualquier distorsión no deseada de la señal eléctrica, esto no puede ser clasificada como distorsión armónica o transitorio. El disturbio del ruido puede ser provocado por los dispositivos electrónicos tal como microcomputadoras y controles programables. El problema puede ser mitigado usando filtros, aislando los transformadores y un buen sistema de tierras.

2.4.18. Fluctuaciones de voltaje (parpadeo ó flickers) Las fluctuaciones de voltaje son variaciones sistemáticas del voltaje o series de cambios de voltaje, la magnitud permisibles de estas fluctuaciones no debe de excederse de los rangos de voltajes especificados por el ANSI C84.1-1982 de 0.9 hasta 1.1 p.u.

Las cargas grandes presentan variaciones rápidas en la magnitud de la corriente, pueden causar estas variaciones de voltaje que son a menudo referidos como flicker (parpadeo). El término flicker es derivado del impacto de la fluctuación de voltaje sobre lámparas tal que su impacto es percibido por el ojo humano como un parpadeo. Para ser técnicamente más correcto, fluctuaciones de voltaje es un fenómeno electromagnético mientras que un flicker es un resultado no deseado de la fluctuación de voltaje en algunas cargas. Sin embargo, los dos términos son a menudo asociados en los estándares.

Un ejemplo de una forma de onda de voltaje que produce flicker es mostrada en la Figura 2.13. Esto es causado por un horno de arco eléctrico, es uno de las causas más comunes de fluctuaciones de voltaje sobre los sistemas de transmisión y de distribución.

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Figura 2.13. Ejemplo de un flicker de voltaje causado por la operación de un horno de arco eléctrico.

La señal del flicker es definida por la magnitud rms expresada como un porcentaje de la componente a frecuencia fundamental. El flicker es medido con respecto a la sensibilidad del ojo humano. Típicamente, las magnitudes son tan bajas como 0.5 por ciento que pueden ser perceptibles en las lámparas dentro del rango de frecuencias de 6 hasta 8 Hz. 2.4.19 Variaciones de frecuencia del sistema Las variaciones de frecuencia del sistema son definidas como la desviación de la frecuencia fundamental del sistema que es especificada como valor nominal (50 ó 60 Hz).

La frecuencia del sistema es directamente relacionada para la velocidad de rotación de los generadores que suministran la energía al sistema. Estas son variaciones en la frecuencia producidas por el desbalance dinámico entre cargas y cambios de generación. Existen cambios en la frecuencia que son aceptados dentro de ciertos limites para la operación normal en estado estable, estos cambios de frecuencia pueden ser provocados por un gran bloque de carga que ha sido desconectada, o una fuente grande de generación que se desconectó.

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En las modernas interconexiones de sistemas eléctricos son raras las variaciones de frecuencia, debido a que cuentan con sofisticado equipo de control de generación.

Figura 2.14. Tendencia de la frecuencia de la energía y estadística en la distribución

de 13 kV en el bus de una subestación. (Cortesía de Dranetz-BMI/Electrotek Conceptos.)

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2.5. Estándares de Calidad de la Energía. La tabla 2.3 Muestra los estándares de calidad de la energía relacionados a distintos tópicos de estudio y/o análisis. Tabla 2.3. Estándares de calidad de la energía por tópico

Tópico Estándares Puesta a Tierra IEEE Std 446, IEEE Std 141, IEEE Std 142, IEEE Std 1100,

ANSI/NFPA 70 Alimentación ANSI C84.1, IEEE Std 141, IEEE Std 446, IEEE Std 1100, IEEE

Std 1250 Protección de impulso

IEEE C62 series, IEEE Std 141, IEEE Std 142, NFPA 78, UL 1449

Armónicos IEEE Std C57.110, IEEE Std 519, IEEE P519a, IEEE Std 929, IEEE Std 1001

Disturbios ANSI C62.41, IEEE Std 1100, IEEE Std 1159a, IEEE Std 1250 Equipo de Mitigación

IEEE Std 446, IEEE Std 1035, IEEE Std 1100, IEEE Std 1250, NEMA-UPS

Equipo de Telecomunicaciones

FIPS PUB94, IEEE Std 487, IEEE Std 1100

Control del Ruido FIPS PUB94, IEEE Std 518, IEEE Std 1050 Uso de Interfaz IEEE Std 446, IEEE Std 929, IEEE Std 1001, IEEE Std 1035 Monitoreo IEEE Std 1100, IEEE Std 1159 Cargas Inmunes IEEE Std 141, IEEE Std 446, IEEE Std 1100, IEEE Std 1159a,

IEEE P1346

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CAPÍTULO 3. DEPRESIONES (SAGS) E INTERRUPCIONES DE VOLTAJE

3.1. Introducción

Los sags e interrupciones de Voltaje son problemas relacionados con la calidad de la energía. Ambos normalmente son el resultado de fallas en el sistema eléctrico y de la acciones de conmutación para aislar las secciones falladas. Se caracterizan por variaciones de tensión rms fuera del rango de operación normal de tensión.

Los sags de voltaje son de corta duración (normalmente de 0,5 a 30 ciclos) en la reducción del voltaje rms causado por fallas sobre el sistema de energía y la puesta en marcha de grandes cargas, tales como motores. Las interrupciones momentáneas (normalmente son de no más de 2 a 5 s) causan una pérdida de total de tensión y son resultado de medidas adoptadas por los servicios públicos para eliminar fallas transitorias en sus sistemas. Las interrupciones de más de un minuto de duración son debido a fallas permanentes.

Los servicios públicos se han enfrentado con el aumento del número de denuncias sobre la calidad de la energía debido a los sags e interrupciones de tensión. Hay una serie de razones para ello, la más importante es que los clientes en todos los sectores (residencial, comercial e industrial) tienen cargas mucho más sensibles. La llegada de los equipos digitales y otro tipo de controles electrónicos son el centro del problema. Los controles por computadora tienden a perder su memoria, y los procesos que están siendo controlados también tienden a ser más complejos y, por lo tanto, toman mucho más tiempo para volver a arrancar. Las industrias se basan más en los equipos automatizados para lograr la máxima productividad para mantener la competitividad. Por lo tanto, una interrupción tiene un considerable impacto económico.

3.2. Fuentes de sags e interrupciones

Los sags de voltaje y las interrupciones son por lo general causadas por fallas (cortocircuitos) en el sistema. Considere un cliente que se abastece del alimentador proporcionado por el circuito 1 en el diagrama que se muestra en la fig. 3.1. Si hay una falla en el mismo enlace, el cliente va a experimentar un sag de voltaje durante la falla seguida por una interrupción cuando el interruptor se abra para librar la falla. Si la falla es de naturaleza temporal, la operación de recierre en el interruptor debe ser acertada para que sea satisfactoria y la interrupción sólo será temporal. Normalmente se requieren unos 5 o 6 ciclos para que el interruptor opere, tiempo durante el cual se produce una sag de voltaje. El interruptor se mantendrá abierto, típicamente con un mínimo de 12 ciclos de hasta 5 segundos dependiendo de las prácticas de recierre de la empresa. El equipo más sensible seguramente quedara fuera de servicio durante esta interrupción.

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Un acontecimiento mucho más común sería una falla en uno de los otros alimentadores de la subestación, es decir, una falla en un alimentador paralelo, o una falla en alguna parte del sistema de transmisión (véase las localizaciones de falla mostradas en la fig. 3.1). En cualquiera de estos casos, el cliente experimentará un sag de voltaje durante el periodo que la falla este presente en el sistema. Tan pronto como los interruptores abran para librar la falla, será restaurado el voltaje normal al cliente.

Observe que para librar la falla mostrada en el sistema de transmisión, los interruptores A y B deben operar. Los interruptores de transmisión requieren típicamente un margen de error de 5 o 6 ciclos. En este caso hay dos líneas suministrando la subestación de distribución y solo una presenta la falla. Por lo tanto, los clientes suministrados de la subestación deben esperar ver solo un sag de voltaje y no una interrupción. La falla en el sistema de distribución del alimentador 4 puede ser liberada por cualquier fusible lateral o por el interruptor, dependiendo de las prácticas de protección con fusibles de la empresa.

Figura 3.1. Zonas de falla en el sistema de potencia. (SLG Falla de fase a tierra)

Cualquiera de las localizaciones de fallas puede causar que el equipo en la instalación del cliente opere mal. La importancia relativa de las fallas en el sistema de transmisión y en el sistema de distribución dependerá de las características específicas de los sistemas (sistemas de distribución subterráneos y aérea, densidades de descargas atmosféricas, la exposición aérea, entre otros.) y de la sensibilidad del equipo a los sags de voltaje.

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La figura 3.2 muestra un ejemplo de los eventos de interrupción que causaron una mala operación del equipo de un cliente industrial. Observe que las fallas del alimentador del cliente solo consideran el 23% de los eventos que dieron lugar a una mala operación del equipo. Esto ilustra la importancia de entender el comportamiento de un sag de voltaje en el sistema y la sensibilidad del equipo a estos eventos.

Figura 3.2. Ejemplo de las zonas de falla que causan mala operación del equipo

sensible de producción en una instalación industrial (el sistema del ejemplo tenía múltiples alimentadores de distribución aérea y un sistema de transmisión aéreo

extenso que suministra la subestación).

En las figuras 3.3 y 3.4 se muestra una falla registrada en un proyecto de PQNODE* de EPRI (Electric Power Research Institute). La gráfica superior en cada una de las figuras es el sag de voltaje rms en función del tiempo, y en la parte inferior se muestran los primeros 175 ms de la forma de onda real. La figura 3.3 muestra las características medidas en una localidad de un cliente sobre una parte sin falla del alimentador. La figura 3.4 muestra la interrupción momentánea (en realidad dos interrupciones separadas) observadas durante la falla. El dispositivo de interrupción en este caso fue el recierre de una línea que fue capaz de interrumpir la falla muy rápidamente en aproximadamente 2.5 ciclos. Este dispositivo puede tener una variedad de ajustes. En este caso, fue puesto para dos operaciones rápidas y dos operaciones de retardo. La figura 3.3 muestra sólo una breve depresión de tensión del 65% para la primera operación rápida. Después hubo un sag idéntico en la segunda operación. Si bien este sag es muy breve es prácticamente imperceptible observando el parpadeo, muchos procesos industriales se habrían interrumpido.

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Figura 3.3. Depresión de voltaje debido a una falla de cortocircuito en un

alimentador paralelo de la empresa.

La figura 3.4 muestra claramente un sag de voltaje antes de librar la falla y las dos subsecuentes operaciones rápidas de recierre. El tiempo de recierre (el tiempo de recierre fue abierto) fue poco más de 2 s, un tiempo muy común para la línea de uso general. Aparentemente, la falla, no se despejo completamente de la rama durante la primera operación, forzando a una segunda operación. El sistema fue restaurado después de la segunda operación.

Hay algunas cosas que se observan sobre este acontecimiento:

1. El voltaje no fue cero durante la falla como se asume a menudo 2. El recierre de las líneas detectaron la falla y operaron muy rápidamente.

Comúnmente existe una idea falsa acerca de que la interrupción de la falla es más lenta en el sistema de distribución que en el sistema de transmisión. Puede ser que sea más lenta, pero también puede ser más rápida.

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3. Puesto que el voltaje no llego a cero durante la falla, las máquinas de inducción continuarán teniendo excitación y seguirán alimentando la falla.

Esto puede ser una consideración especialmente importante para la generación distribuida.

Figura 3.4. Evento de falla de cortocircuito en una empresa con 2 operaciones

rápidas del restaurador de una línea.

3.3. Estimación del comportamiento de los sags de voltaje

Es importante entender el comportamiento esperado de un sag de voltaje del sistema de suministro para que las instalaciones puedan ser diseñadas y las especificaciones del equipo desarrolladas y así asegurar la operación óptima de producción de las empresas.

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Lo siguiente es un procedimiento general para trabajar con consumidores industriales para asegurar compatibilidad entre las características del sistema de suministro y la operación de la instalación industrial:

1. Determinar el número y las características de los sags de voltaje que resultan de las fallas del sistema de transmisión.

2. Determinar el número y las características de sags de voltaje que resultan de las fallas del sistema de distribución (para las instalaciones que están suministradas por el sistema de distribución).

3. Determinar la sensibilidad del equipo frente a depresiones de tensión. Esto determina el desempeño actual de los procesos de producción en base en el desempeño del sag de voltaje calculado en los pasos 1 y 2.

4. Evaluar los aspectos económicos de las diferentes soluciones que podrían mejorar el desempeño, en el sistema de suministro (menos sags de voltaje) o dentro de las instalaciones del cliente (una mejor inmunidad).

3.3.1. Área de vulnerabilidad

El concepto de un área de vulnerabilidad ha sido desarrollado para ayudar a evaluar la probabilidad del equipo sensible que es sometido a una tensión más baja que su mínimo sag de voltaje de salida a través de su capacidad. Este último término se define como la magnitud de voltaje mínima que el equipo puede soportar o tolerar sin fallar o sin dejar de operar. Esto también se conoce como el límite de inmunidad del sag de voltaje del equipo o el límite de susceptibilidad. Un área de vulnerabilidad es determinada por las millas totales del circuito expuesto a fallas que pueden causar magnitudes de voltaje en una instalación del usuario final por debajo del mínimo sag de voltaje de la capacidad del equipo.

La figura 3.5 muestra un ejemplo de un diagrama de un área de vulnerabilidad para el contactor de un motor y un controlador de velocidad, de carga del usuario final que se le suministra del sistema de distribución. Las cargas estarán expuestas a las fallas en el sistema de transmisión y el sistema de distribución. El número real de sags de voltaje que una instalación puede soportar es determinado combinando el área de vulnerabilidad con el desempeño esperado de la falla para esta parte del sistema de energía. El funcionamiento previsto de la falla se determina generalmente de datos históricos.

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Figura 3.5. Ilustración de un área de vulnerabilidad.

3.3.2. Sensibilidad del equipo a sags de voltaje

El equipo dentro de la instalación del usuario puede tener diversa sensibilidad a los sags de voltaje. La sensibilidad del equipo a sags de voltaje es muy dependiente del tipo de carga, los ajustes de control y los usos específicos. Por lo tanto, es difícil identificar las características de un sag de voltaje que puede causarle daño al equipo. Las características más comunes son la duración y la magnitud del sag de voltaje. Otras, menos usadas incluyen características de cambio de fase y desequilibrio, la falta de voltaje, desequilibrio trifásico del voltaje durante la presencia del sag y el punto en el cuál inicia termina la onda del sag de voltaje. Generalmente, la sensibilidad del equipo a los sags de voltaje se puede dividir en tres categorías:

Equipo sensible solamente a la magnitud del sag de voltaje. Este grupo incluye los dispositivos tales como relevadores de baja tensión, controles de proceso, controles de arranque de motores, y varios tipos de máquinas automatizadas (por ejemplo, equipo para la fabricación de semiconductores).

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Los dispositivos en este grupo son sensibles a la magnitud mínima (o máximo) de voltaje experimentado durante un sag de voltaje (o swell). La duración de este disturbio es generalmente de menor importancia para estos dispositivos.

Equipo sensible a la magnitud y a la duración de un sag de voltaje. Este grupo incluye todo el equipo que utilice fuentes de alimentación electrónicas. Así, la característica importante para este tipo de equipos es la duración del voltaje rms cuando está por debajo de un umbral especificado en el cual el equipo queda fuera.

Equipo sensible a otras características que no son de magnitud y de duración. Algunos dispositivos son afectados por otras características del sag de voltaje tales como el desequilibrio de la fase durante el evento del sag, el punto en cuál inicia el sag, o cualquier oscilación transitoria que ocurre durante el disturbio. Estas características son más sutiles que la magnitud y la duración, y sus impactos son mucho más difíciles de generalizar. Consecuentemente, los índices del comportamiento de la variación rms se centran en las características más comunes de la magnitud y de la duración.

Para los usuarios del final con procesos sensibles, el sag de voltaje de salida a través de su capacidad es generalmente la característica más importante a considerar.

Estas cargas generalmente pueden ser afectadas por eventos de corta duración, y prácticamente todas las condiciones del sag de voltaje duran por lo menos 4 o 5 ciclos (a menos que la falla sea eliminada por un fusible limitador de corriente). Así, uno de los métodos más comunes para calcular la sensibilidad del equipo a sags de tensión es utilizando un diagrama de duración de la magnitud según lo mostrado en fig. 3.6. Muestra la magnitud del sag de voltaje que causará que el equipo deje de operar en función de la duración del sag.

La curva CBEMA representa las características típicas de la sensibilidad del equipo. La curva fue desarrollada por el CBEMA y fue adoptado por el IEEE 446 (libro anaranjado). Puesto que la asociación se reorganizo en 1994 y que posteriormente fue renombrada por el Consejo de Trabajo de la Tecnología de Información (ITI), la curva de CBEMA también fue puesta al día y cambio su nombre por la curva de ITI. Las cargas típicas disparan probablemente cuando el voltaje está por debajo del CBEMA, o curva ITI.

La curva nombrada como ASD presenta un ejemplo de un sag de voltaje de salida a través de la capacidad de un dispositivo que es muy sensible a los sags de voltaje. Esté disparara para sags por debajo de 0.9 p.u. que duran solamente 4 ciclos. Esté dispara para sags de voltaje por debajo de 0.5 p.u. que duran más de 1 ciclo.

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El área de vulnerabilidad para los contactores del motor mostrados en la fig. 3.5 indica que las fallas dentro de esta área causarán que el voltaje del usuario caiga por debajo de 0.5 p.u. Los contactores del motor que tienen un sag de voltaje mínima de 0.5 p.u. habrían disparado cuando una falla causada por un sag de voltaje con duración de más de 1 ciclo cuando ocurre dentro del área de vulnerabilidad. Sin embargo, las fallas fuera de esta área no causarán bajadas de voltaje por debajo de 0.5 p.u. La misma discusión aplica el área de vulnerabilidad para las cargas de ASD. Cuanto menos sensible sea el equipo, más pequeña será el área de vulnerabilidad (y el menor número de sags de voltaje causará que el equipo deje de operar).

Figura 3.6. Sag de voltaje típico del equipo por curvas de capacidad.

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3.3.3. Evaluación del desempeño de las depresiones de voltaje en el sistema de transmisión

El funcionamiento de los sags de voltaje para una instalación de un usuario dependerá si el cliente es suministrado del sistema de transmisión o del sistema de distribución. Para un cliente suministrado por el sistema de transmisión, el funcionamiento del sag de voltaje dependerá solamente del funcionamiento de la falla en el sistema de transmisión. Por otra parte, para un cliente suministrado por el sistema de distribución, el funcionamiento del sag de voltaje dependerá del funcionamiento de la falla tanto en el sistema de transmisión como en el de distribución.

Las fallas en una línea de transmisión y la apertura subsecuente de los dispositivos de protección causan raramente una interrupción para cualquier cliente debido a la naturaleza de las interconexiones de la mayoría de las redes de transmisión.

Estas fallas, sin embargo, causan sags de voltaje. Dependiendo de la sensibilidad del equipo, la unidad puede disparar, dando por resultado pérdidas monetarias sustanciales. Por lo tanto la capacidad de estimar los sags de voltaje previstos en una zona del usuario es muy importante.

El área de vulnerabilidad describe todas las localidades de falla que pueden causar que el equipo deje de operar. El tipo de falla también se debe considerar en este análisis. Las fallas de una fase a tierra no darán lugar al mismo sag de voltaje en el equipo del cliente como una falla trifásica. Las características en el equipo también dependen de cómo los voltajes son cambiados por las conexiones del transformador y de cómo el equipo está conectado, es decir, de fase a tierra o de fase a fase. La tabla 3.1 resume los voltajes secundarios en el transformador del cliente para una falla de fase a tierra en el primario.

Las relaciones en la tabla 3.1 ilustran el hecho de que una falla de fase a tierra en el primario de un transformador delta-estrella no da lugar a un voltaje de cero en cualquiera de las fases a tierra o a los voltajes de fase a fase en el secundario del transformador. La magnitud del voltaje secundario más bajo depende de cómo esta conectado el equipo:

1. El equipo conectado de línea a línea experimentara un voltaje nominal mínimo del 33%.

2. El equipo conectado de fase a neutro experimentara un voltaje mínimo de 58%.

Esto ilustra la importancia de las conexiones del transformador y de las conexiones del equipo en la determinación del voltaje real que el equipo experimentará durante una falla en la fuente del sistema.

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Tabla 3.1. Voltajes secundarios del transformador de una sola línea a tierra

Falla primaria

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Las matemáticas de Bollen desarrollaron el concepto de los “tipos” de sags de voltaje para describir las diversas características de los sags de voltaje que pueden ser experimentadas en la localidad del usuario para las diversas condiciones de falla y configuraciones de sistema. Los cinco tipos que pueden comúnmente ser experimentados se ilustra en la fig. 3.7. Estos tipos de falla se pueden utilizar para resumir convenientemente, el funcionamiento previsto en una zona del cliente para diversos tipos de fallas en la fuente del sistema.

Figura 3.7. Tipos de sags de voltaje en el equipo que resultan de diversos tipos de

fallas y de conexiones del transformador.

La tabla 3.2 es un ejemplo de un área de vulnerabilidad que da todas las zonas de falla que pueden dar lugar a sags de voltaje por debajo del 80% en el equipo del cliente (en este caso un cliente con equipos conectados de fase a fase y alimentados a través de un transformador en delta-estrella del sistema de transmisión de 132 kV).

El comportamiento previsto real es determinado combinando el área de vulnerabilidad con el número previsto de fallas dentro de esta área de vulnerabilidad.

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Tabla 3.2. Cálculo del rendimiento del sag de voltaje esperado en una zona específica del cliente para un determinado nivel de tensión.

Tipo de falla

Falla del bus

Tensión en el bus

Monitoreo de tensión en el bus

(p.u.)

Tipo de depresión

3LG Tennessee 132 0 A 3LG Nevada 132 0.23 A 3LG Texas 132 0.33 A 2LG Tennessee 132 0.38 C 2LG Nevada 132 0.41 C 3LG Claytor 132 0.42 A 1LG Tennessee 132 0.45 D 2LG Texas 132 0.48 C 3LG Glen lyn 132 0.48 A 3LG Reusens 132 0.5 A 1LG Nevada 132 0.5 D L-L Tennessee 132 0.5 C 2LG Claytor 132 0.52 C L-L Nevada 132 0.52 C L-L Texas 132 0.55 C 2LG Glen lyn 132 0.57 C L-L Claytor 132 0.59 C 3LG Arizona 132 0.59 A 2LG Reusens 132 0.59 C 1LG Texas 132 0.6 D L-L Glen lyn 132 0.63 C 1LG Claytor 132 0.63 D L-L Reusens 132 0.65 C 3LG Ohio 132 0.65 A 1LG Glen lyn 132 0.67 D 1LG Reusens 132 0.67 D 2LG Arizona 132 0.67 C 2LG Ohio 132 0.7 C L-L Arizona 132 0.7 C 3LG Fieldale 132 0.72 A L-L Ohio 132 0.73 C 2LG Fieldale 132 0.76 C 3LG New H 33 0.76 A 1LG Ohio 132 0.77 D 3LG Vermont 33 0.77 A L-L fieldale 132 0.78 C 1LG Arizona 132 0.78 D 2LG Vermont 33 0.79 C L-L Vermont 33 0.79 C 3LG Minnesota 33 0.8 A

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El funcionamiento de la falla se describe generalmente en términos de fallas por 100 millas/año (mi/yr). La mayoría de los servicios públicos mantienen la estadística del funcionamiento de la falla en todos los diferentes voltajes de transmisión. Estas estadísticas del sistema se pueden utilizar junto con el área de vulnerabilidad para estimar el funcionamiento previsto real del sag de voltaje. La figura 3.8 da un ejemplo de este tipo de análisis. La figura muestra el número previsto de sags de voltaje por año en el equipo del cliente debido a las fallas del sistema de transmisión. El funcionamiento se analiza en los diversos tipos de sags de voltaje porque la sensibilidad del equipo puede ser diferente para los sags que afectan las tres fases contra los sags que afectan solamente una o dos fases.

Figura 3.8. Estimación del funcionamiento del sag de voltaje en el equipo del

cliente debido a las fallas del sistema de transmisión.

3.3.4. Evaluación del funcionamiento de los sags de voltaje en el sistema de distribución de uso general

Los clientes que son suministrados en niveles de voltaje de distribución son afectados por las fallas tanto del sistema de transmisión como del de distribución. El análisis en el nivel de distribución debe también incluir las interrupciones momentáneas hechas por la operación de dispositivos de protección para librar las fallas. Estos interruptores abrirán muy probablemente y dejaran fuera el equipo sensible. El ejemplo que se representa en esta sección ilustra requisitos de los datos y los procedimientos de cómputo para evaluar los sags de voltaje previstos y el funcionamiento momentáneo del interruptor.

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El funcionamiento total del sag de voltaje en una instalación del usuario final es el total del funcionamiento previsto de sags de voltaje de los sistemas de transmisión y de distribución.

La figura 3.9 muestra un sistema típico de distribución con alimentadores múltiples, ramales y dispositivos de protección. El esquema de protección desempeña un papel importante en el sag de voltaje y el funcionamiento momentáneo de la protección. La información crítica necesaria para conocer el funcionamiento del sag de voltaje puede ser resumida como sigue:

1. Número de alimentadores suministrados por la subestación

2. Longitud media del alimentador.

3. Reactancia promedio del alimentador.

4. Reactancia equivalente del circuitocorto en la subestación.

5. Reactores del alimentador, si los hay.

6. Funcionamiento promedio de la falla del alimentador que incluye las fallas de tres fases a tierra (3LG) y las fallas de fase a tierra (SLG) en fallas por milla/mes. Los datos del funcionamiento del alimentador pueden estar disponibles en registros de la protección. Sin embargo, los datos para las fallas que se despejaron por los fusibles o los dispositivos de protección puede ser difícil de obtener y esta información puede ser estimado.

Figura 3.9. Sistema de distribución típico que ilustra los dispositivos de protección.

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El cálculo del comportamiento previsto del sag de voltaje puede ser realizado como se muestra en la formula 1:

3311)( ppsparalelo ENxENvE (3.1)

Donde N1 y N3 son los datos del funcionamiento de la falla para las fallas SLG y 3LG por millas/mes, y Ep1 y Ep3 son las millas totales del circuito de exposición a fallas SLG y a las 3LG en los alimentadores paralelos que dan lugar a un voltaje por debajo del mínimo contra la zona del usuario.

Fallas en alimentadores en paralelo. El voltaje experimentado en la instalación del usuario después de una falla en los alimentadores en paralelo puede ser estimado calculando la magnitud prevista del voltaje en la subestación. La magnitud del voltaje en la subestación es afectada por la impedancia de falla, la zona, la configuración del sistema de potencia, y el esquema de protección del sistema. La figura 3.10 ilustra el efecto de la distancia entre la subestación y las zonas de falla para las fallas de 3LG y de SLG en un sistema radial de distribución. La curva de la falla SLG muestran el voltaje del bús de las fases A-B en el secundario de un transformador conectado en delta-estrella, con una falla de fase a tierra de A en el primario.

Figura 3.10. Ejemplo de la magnitud del sag de voltaje en una zona del usuario en

función de la zona de falla a lo largo de un circuito del alimentador paralelo.

El funcionamiento del sag de voltaje para un equipo sensible específico que tiene el mínimo voltaje puede ser calculado como se muestra en la formula 2:

3311)( ppsparalelo ENxENvE (3.2)

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Donde N1 y N3 son los datos del funcionamiento de la falla para las fallas SLG y 3LG por millas/mes, y Ep1 y Ep3 son las millas totales del circuito de exposición a fallas SLG y a las 3LG en los alimentadores paralelos que dan lugar a un voltaje por debajo del mínimo contra la zona del usuario.

Fallas en el mismo alimentador. En este paso la magnitud prevista del sag de voltaje en la zona del usuario se calcula en función de la zona de la falla en el mismo alimentador. Observe que, sin embargo, el cálculo está realizado solamente para las zonas de falla que darán lugar a un sag pero no dará lugar a una interrupción momentánea, que será calculada por separado. Los ejemplos de tales zonas incluyen fallas más allá de un recierre de la línea baja o de un fusible ramificado que es coordinado para librar la falla antes del recierre de la subestación. El funcionamiento del sag de voltaje para el equipo sensible específico se calcula como se muestra en la formula 3:

3311)( ssssame ENxENvE (3.3)

Donde Es1 y Es3 son las millas totales del circuito de exposición a SLG y a 3LG en los mismos alimentadores que dan lugar a un voltaje por abajo en la zona del usuario final.

El funcionamiento previsto total del sag de voltaje para el voltaje mínimo de salida a través de su capacidad sería la suma del funcionamiento previsto de la depresión de tensión en el paralelo y los mismos alimentadores. El funcionamiento previsto total de la inmersión se puede calcular para otros valores de voltaje, que entonces se pueden trazar para producir un diagrama similar al de la fig. 3.9.

El funcionamiento previsto del interruptor en la zona específica se puede determinar por la longitud de la exposición que hará que el interruptor o el otro dispositivo de protección en serie con la instalación del cliente para su funcionamiento. Por ejemplo, si la protección se diseña para cualquier falla en el alimentador el interruptor de la subestación operara, entonces esta longitud es la longitud total de la exposición. El número previsto de interrupciones puede ser calculado como se muestra en la formula 4:

)( 31intint NNxLE (3.4)

Donde Lint es el total de circuitos por milla de exposición a SLG y a 3LG que causan interrupciones en la instalación del usuario final.

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3.4. Principios fundamentales de la protección

Varias cosas se pueden hacer por la empresa, el usuario final, y el fabricante del equipo para reducir el número y la severidad de los sags de voltaje y para reducir la sensibilidad del equipo a los sags de voltaje. La figura 3.11 ilustra alternativas para la solución de sags de voltaje y sus costos relativos. Como este gráfico indica, es menos costoso abordar el problema en su nivel más bajo, cerca de la carga. La mejor respuesta es incorporar datos de la salida a través de su capacidad con los datos específicos del equipo. Esto esencialmente significa guardar el equipo fuera del problema de la planta, o por lo menos identificar los requisitos de condicionamiento. Varias ideas, se podrían incorporar fácilmente en las especificaciones de la adquisición del equipo de cualquier compañía para ayudar a solucionar los problemas asociados a sags de voltaje:

1. Los fabricantes de equipo deben tener las salidas por sags de voltaje a través de las capacidad de las curvas (similares a las expuestas anteriormente) disponibles para sus clientes para poder realizar una evaluación inicial del equipo. Los clientes deben comenzar a exigir que estos tipos de curvas estén disponibles de modo que puedan evaluar correctamente el equipo.

2. La compañía que adquiere el equipo nuevo debe establecer un procedimiento que clasifique la importancia del equipo. Si el equipo es crítico en naturaleza, la compañía debe cerciorarse de la magnitud de voltaje con el cual el equipo dejaría de operar, esta información se debe incluir cuando se compra el equipo. Si el equipo no es importante ni causa interrupciones importantes o no compromete la seguridad de la planta y del personal, la protección del sag de voltaje no puede ser justificada.

Figura 3.11. Lineamientos a partir de la salida de sags de voltaje

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3. El equipo debe ser capaz de soportar sags de voltaje con un voltaje mínimo de 70% (curva de ITI). La probabilidad relativa de experimentar un sag de voltaje a 70% del nominal es mucho menor que experimentar un sag al 90% o menor del nominal.

Una mejor idea de la capacidad de los sags de voltaje de corta duración seria el 50%, según lo especificado por la industria del semiconductor en el estándar SEMI F-47.

Mientras que encontremos soluciones en niveles más altos de energía disponible, las soluciones llegan a ser generalmente más costosas. Si la salida requerida no se puede obtener en la etapa de especificación, puede ser posible aplicar un sistema de energía ininterrumpible (UPS) o un cierto tipo de energía que condiciona el control de la máquina.

Esto es aplicable cuando las máquinas pueden soportar el sag de voltaje o la interrupción, pero los controles las cerrarían automáticamente.

En el nivel 3 en la fig. 3.11, se requiere una cierta clase de fuente de alimentación de reserva con la capacidad de apoyar la carga por un breve período. El nivel 4 representa las alteraciones hechas al sistema de energía para uso general para reducir perceptiblemente el número de sags de voltaje y de interrupciones.

3.5. Sags en el arranque del motor

Los motores tienen el efecto indeseable de elevar varias veces su corriente nominal mientras arrancan. Esta corriente que fluye a través de las impedancias del sistema es muy grande y causa un sag de voltaje que puede ser amortiguado, y hace que abran los contactores, e interrumpir para que el equipo sensible quede fuera.

La peor situación por un factor extremadamente pobre del desplazamiento comienza en un rango de 15 a 30 %.

El tiempo requerido para que el motor acelere y aumente a velocidades nominales con la magnitud de sag, y un sag excesivo puede evitar que el motor arranque satisfactoriamente.

Los sags que se presentan cuando el motor arranca pueden persistir por muchos segundos, según lo ilustrado en fig. 3.12.

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Figura 3.12. Sag de voltaje típico de arranque del motor.

3.5.1. Métodos de arranque del motor

La energización del motor en un solo paso proporciona bajo costo y permite la aceleración más rápida. Es el método preferido a menos que el sag de voltaje que resulta o la tensión mecánica sea excesiva.

Los arrancadores de autotransformador tienen dos autotransformadores conectados en delta abierta. Los taps proporcionan un voltaje al motor de 80, 65, o 50% de tensión del sistema durante la conexión en estrella. La corriente de línea y el momento de torsión varían con el cuadrado del voltaje aplicado al motor, entonces el tap del 50% entregará solamente el 25% de la corriente a plena carga y el esfuerzo de torsión. Se selecciona el tap más bajo que proveerá el esfuerzo de torsión requerido.

La resistencia y la reactancia de los arrancadores insertan inicialmente una impedancia en serie con el motor. Después de un tiempo de retraso, esta impedancia se pone en cortocircuito. Las resistencias de arranque se pueden poner en cortocircuito hacia fuera por varios pasos; los reactores se ponen en cortocircuito hacia fuera en un solo paso. La corriente de línea y el esfuerzo de torsión varían directamente con el voltaje aplicado al motor, así que para un voltaje de arranque dado, estos arrancadores dibujan más corriente de línea que con arrancadores de autotransformador, pero proporcionan el momento de torsión más alto de arranque. Los reactores son suministrados con taps de 50, 45 y 37.5%.

Los arrancadores de bobina partida son adecuados para el uso con motores duales nominales (220/440 V o 230/460 V). El estator de un motor dual consiste en dos bobinas conectadas en paralelo en la posición de voltaje inferior, o en serie en la posición de voltaje más alto.

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Cuando está funcionado con un arrancador de bobina partida en la posición de tensión inferior, solamente una bobina se energiza inicialmente, limitando la corriente de arranque y el esfuerzo de torsión a 50% de los valores considerados cuando ambas bobinas se energizan simultáneamente.

Los arrancadores Delta-estrella conectan el estator en la estrella para el arranque y después, vuelven a conectar las bobinas en delta. La conexión en estrella reduce el voltaje de arranque al 57% del voltaje de línea a línea del sistema; reducen la corriente de arranque y el esfuerzo de torsión se reduce al 33% de sus valores para el arranque a tensión plena.

3.5.2. Estimación de la severidad del sag durante el arranque a tensión plena

Según lo mostrado en la fig. 3.12, el arranque de un motor de inducción da lugar a una pendiente inclinada de voltaje, seguido por una recuperación gradual. Si se utiliza el arranque a tensión plena, el sag de voltaje, en por unidad de voltaje del sistema nominal, es calculado con la formula 5:

SCLR

SCMin kVAkVA

xkVApuVpuV

)()(

(3.5)

Donde: V (p.u.) = Voltaje del sistema real, en por unidad

kVALR = motor rotor bloqueado kVA

kVASC =circuito corto en el sistema kVA del motor.

La figura 3.13 ilustra los resultados obtenidos para sags del 90% del voltaje nominal considerando las impedancias y las características típicas del motor. Si el resultado está sobre el voltaje mínimo permisible para el equipo afectado, después del arranque a tensión plena es aceptable. Si no, entonces la magnitud del sag contra las características de la duración se debe comparar sobre la tolerancia de voltaje del equipo afectado.

Figura 3.13. Motor típico contra el transformador para los sags de voltaje durante

el arranque a tensión plena al 90%.

62

CAPITULO 4. MONITOREO DE CALIDAD DE LA ENERGÍA

4.1. Introducción Los servicios vinculados a la Calidad de la Energía incluyen el análisis en sitio, análisis del resultado de las mediciones y la resolución de problemas. Otros servicios pueden incluir la emisión de procedimientos para la prevención, identificación y resolución de estos problemas. Gracias a la tecnología de hardware y al software disponible actualmente, el Monitoreo de la Calidad de la Energía es altamente efectivo para detectar, resolver y aún prevenir problemas en los sistemas de potencia. Los sistemas de monitoreo no sólo pueden proporcionar información acerca de las perturbaciones en los sistemas y sus posibles causas, sino que pueden detectar condiciones de problemas en el sistema antes de que lleguen a provocar el mal funcionamiento o fallas en los equipos. Entre las principales ventajas del monitoreo se pueden mencionar:

La reducción de riesgos, La reducción de esfuerzos de ingeniería y La mayor eficiencia en los procesos.

Los estudios de calidad de energía, a menudo requieren de monitoreo para identificar el problema exacto y posteriormente verificar la solución que se implementará. Existen muchas razones por las que se debe de monitorear la calidad de energía. La razón principal es la económica (posibles daños en el equipo de trabajo ó uso ineficiente de la energía en los procesos). Para el monitoreo de calidad de energía se recomienda tener en cuenta ciertas consideraciones, como son:

Inspección del sitio a monitorear, Puntos de medición, Equipo de medición, Interpretación de los resultados de mediciones, Entre otras.

4.2. Sitio de Inspección El sitio de inspección inicial debe ser designado para obtener la mayor información posible, acerca de los problemas de calidad que se han experimentado.

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La selección del punto o sitio de inspección está basado en las siguientes consideraciones:

La naturaleza de los problemas (pérdida de datos, mal funcionamiento de los sistemas de control, componentes descompuestos, etc.).

Características de la sensibilidad del equipo que está experimentando el problema (información del diseño del equipo, valores nominales de operación).

Fecha y hora exacta en que ocurrió el problema. Coincidencia del problema con las operaciones conocidas (la apertura y/o

cierre de un capacitor) que ocurre en el mismo tiempo. Posibles fuentes de disturbios de calidad de la energía (el arranque de

motores, apertura y/o cierre de capacitores, operación de equipo electrónico, hornos de arco, etc.)

Existencia de condiciones de operación en el equipo usado. Datos del sistema eléctrico (diagramas unifilares, capacidad nominal de los

transformadores e impedancias, información de la carga, información de los capacitores, datos del cable, etc.)

Una vez que se tiene el equipo de medición es importante conocer los puntos en los cuales se deben hacer las mediciones, para poder tener un conocimiento global de los disturbios en la red, o si es el caso específico de la propagación de las armónicas, estas mediciones deben de ser:

Mediciones de las corrientes de fase y neutro. Mediciones de los voltajes de fase.

El lugar de las mediciones deberá de hacerse de acuerdo al sistema. Para un sistema con alimentadores, las mediciones serán en:

Las subestaciones Los alimentadores

Tal y como se muestra en la figura 4.1.

Figura 4.1. Medición en sistemas de distribución

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Para sistemas industriales las mediciones se recomiendan hacerse en:

1. Puntos de conexión con el sistema (PCC- Point of Common Coupling) Nodos internos de la planta Cargas no lineales Bancos de capacitores

Tal y como se muestra en la figura 4.2.

Figura 4.2. Puntos de medición en sistemas industriales

Para el caso general de monitoreo de disturbios como sags, impulsos transitorios, que estén afectando a un determinado equipo sensible, lo mas recomendable es hacer la medición en la alimentación de dicho equipo. Así mismo, cuando se requiere hacer un estudio general de calidad de la energía en una planta, por lo general se hacen las mediciones en los secundarios de los transformadores principales. 4.3. Detalles del Monitoreo de la Calidad de Energía Para el monitoreo de la calidad de energía se deben considerar varios aspectos, uno de ellos el sitio de inspección en donde se llevará a cabo el monitoreo. Los requerimientos de monitoreo dependen sobre todo del problema que va a ser monitoreado o medido.

Para disturbios rápidos en el tiempo, como los sag y swell de voltajes, el equipo debe ser capaz de medir condiciones de falla transitorias, además de que las mediciones deberán hacerse con periodos de tiempo largo, debido a que estos fenómenos son difíciles de predecir.

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Si el problema contempla la apertura y/o cierre de capacitores, el monitoreo se debe hacer por periodos de un par de días debido a que la conmutación de capacitores no es muy frecuente.

Para el problema de distorsión armónica, las condiciones de monitoreo debe llevarse a cabo en periodos menores a una semana, debido a que las cargan varían todo el tiempo en el sistema eléctrico.

4.3.1. Elección del Punto de Monitoreo La mejor opción para empezar es, monitorear tan cerca como sea posible del equipo sensible que ha sido afectado por las variaciones de calidad de energía.

Es importante que el equipo de medición vea la misma variación que el equipo sensible.

Para transitorios de alta frecuencia, en particular, puede ser

significativamente diferente si están a una separación, el monitor con el equipo afectado.

Otro punto de monitoreo muy importante, es en el punto donde se está recibiendo la energía, esto es en el punto donde se encuentran los medidores de energía (PCC).

Con la tecnología existente, el monitoreo de calidad de la energía puede ser en forma local o remoto.

El monitoreo local se hace cerca de la carga a medirse o en paralelo como se observó en la figura 4.3 del sistema industrial.

El monitoreo vía remota se realiza mediante la interconexión de varios aparatos de medición que luego se recopila la información medida enviada a una base de datos principal, ya sea mediante radiofrecuencia, fibra óptica o vía puerto serial (RS232).

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En la figura 4.3 se muestra una medición vía remota.

Figura 4.3. Medición vía remota (Base de red para el monitoreo de calidad de energía de un sistema eléctrico)

4.3.2. Conexión para el Monitoreo de Disturbios La recomendación práctica para la alimentación del equipo de suministro, es alimentarlo de un circuito distinto al circuito monitoreado. Algunos fabricantes incluyen un acondicionamiento del voltaje de alimentación al equipo de monitoreo, con el objeto de prevenir que algún disturbio de la red afecte al equipo de medición. Otra de las recomendaciones es hacer una conexión adecuada del equipo de monitoreo, tomando en cuenta las conexiones a tierra del equipo. 4.3.3. Cantidades a Medir Cuando se monitorea disturbios, usualmente es suficiente monitorear los voltajes del sistema, pero no es adecuado para las mediciones de armónicas. Para el monitoreo de armónicas, es crítico medir ambos, voltajes y corrientes. Si se tiene que escoger uno u otro, la corriente es generalmente más importante para la medición de armónicas. Debido a que las mediciones de corrientes son usadas para caracterizar la generación de armónicas e identificar la fuente que la está generando, por tal motivo es muy importante hacer la medición de las corrientes que circulan en los neutros aterrizados, debido a que es un camino propicio para las armónicas múltiplos de tres, comúnmente asociadas a corrientes de secuencia cero.

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Un ejemplo de medición de voltaje y corrientes armónicas se muestra en la figura 4.4. El mismo equipo de medición es capaz de calcular varios parámetros eléctricos como Potencia, Factor de Potencia, THD, entre otros, tal como se muestra en la Tabla 4.1.

(a) Voltaje (b) Corriente

Figura 4.4. Medición monofásica de voltaje y corriente de una computadora

Tabla 4.1. Parámetros medidos por un analizador Fluke 41B Voltage Current Frecuencia 59.96 RMS 119.81 0.87 Potencia Pico 172.41 2.80 Watts 58.04 DC Offset -0.02 -0.04 VA 104.09 Cresta 1.44 3.21 Vars 18.02 THD RMS 1.73 81.48 Fase 18° lead HRMS 2.07 0.71 Total PF 0.56 Factor K 21.83 DPF 0.95 Así como estas mediciones básicas de cantidades armónicas, existen mediciones de disturbios los cuales se obtienen a través de equipos especiales los cuales se describen en la siguiente sección. 4.4. Análisis de los Datos Medidos Cada tipo de perturbación está caracterizada por determinadas “magnitudes típicas”. Por lo tanto, para poder obtener conclusiones válidas, es necesario conocer cual es la que caracteriza a cada una de las perturbación. Las correspondientes a los principales problemas de Calidad de la Energía son:

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Análisis de Datos en Casos de Transitorios Los Transitorios se caracterizan normalmente por su forma de onda instantánea, aunque una descripción completa de los mismos incluye otros parámetros como:

Magnitud Pico. Frecuencia Primaria. Tiempo de Ocurrencia. Tasa de Crecimiento.

Cuando se tienen grandes cantidades de datos es preferible mostrar la información de todos los eventos en un único tipo de gráfico. Quizás la mejor forma de ver la información sobre magnitudes pico en transitorios es con un gráfico de barras, como se observa en la figura 4.5. En este gráfico de barras existe información de gran valor. El sector de datos indica el mínimo y el máximo pico de tensión medidos, en p.u. Otra información estadística que se observa en el sector de datos es la sumatoria de cada evento, que puede ser representada como probabilidad acumulativa sobre el eje Y. Empleando la curva de probabilidades acumulativas, se puede determinar que el 80% de los 561 transitorios registrados tuvieron un pico de tensión menor que 1.3 p.u.

Figura 4.5. Grafico de Barras de Transitorios

Otra posibilidad interesante que involucra a los transitorios es el gráfico de barras con los tiempos de ocurrencia, que puede ayudar a determinar el tipo de transitorio presente en el sistema.

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Análisis de Datos en Casos de Variaciones en la Tensión Eficaz (rms) Las variaciones de la Tensión Eficaz (rms) generalmente son caracterizadas por el valor rms a lo largo del tiempo, o por la magnitud mínima de la tensión durante el evento contra la duración del evento. En la figura 4.6 se observa la evolución en el tiempo de la tensión rms (graficada en un período de 24 horas). Este método es apropiado para determinar los lugares de ocurrencia y los eventos individuales; pero cuando todo el sistema está involucrado, es preferible observar un rango de eventos (ej. un mes, un año, etc.) para múltiples sitios. Otro método para graficar ente tipo de datos es un gráfico de barras tridimensional donde se contabilicen las variaciones en la magnitud y su duración en el tiempo como se ilustra en la figura 4.7.

Figura 4.6. Evolución en el tiempo de la tensión rms

Figura 4.7. Evolución en el tiempo de la tensión rms

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4.5. Instrumentos de Monitoreo Los tipos de instrumentos habitualmente empleados son:

Multímetros Osciloscopios Perturbógrafos o Analizadores de Perturbaciones Instrumentos combinados para Análisis de Perturbaciones

Los instrumentos térmicos se aplican en cargas resistivas, censando el calor generado, permitiendo obtener valores rms verdaderos, pero tienen la desventaja de que el valor se consigue muy lentamente en el tiempo. Los instrumentos analógicos también pueden obtener mediciones rms verdaderas, pero son complejos, lentos y de un uso limitado. Los instrumentos electrónicos permiten obtener los valores rms verdaderos mediante microprocesadores, muestreando la señal de entrada a alta velocidad, generalmente 100 veces la mayor frecuencia Armónica. Por ejemplo, para medir la Armónica 25a (a frecuencia de 1500 Hz.) la tasa de muestreo debe ser de alrededor de 150,000 veces por segundo. 4.5.1. Mediciones con Multímetros Después de las inspecciones iníciales sobre la integridad del cableado, es necesario efectuar revisiones rápidas de los niveles de tensión y/o corriente dentro de una instalación. La sobrecarga de circuitos, problemas de baja y sobre tensión y desbalances entre circuitos, se pueden detectar de la misma manera. Estas mediciones requieren de un simple multímetro, y las señales a revisar son:

Tensión entre fase y tierra. Tensión de fase a neutro. Tensión de neutro a tierra. Tensión de fase a fase. Corrientes de fase. Corrientes de neutro.

El factor más importante a considerar cuando se selecciona y emplea un multímetro es el método de cálculo que emplea en la medición. Los equipos comúnmente empleados están calibrados para proporcionar el valor rms de la señal medida; pero existen diferentes métodos para calcular este valor, los tres más comunes son:

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1. Método de Picos: El instrumento lee el pico de la señal y divide el resultado por 1.414 (raíz cuadrada de 2) para obtener el valor rms.

2. Método de Promedios: El medidor determina el promedio de valores de

la señal rectificadas. Para una señal sinusoidal limpia, este valor promedio se relaciona al valor rms por la constante k=1.1. Este valor k se emplea como escala en todas las mediciones de forma de onda.

3. Valor rms verdadero: El valor rms verdadero de una señal es una medición del calentamiento que se ocasionará si la tensión se aplica a una carga resistiva. Un método para detectar el valor rms verdadero consiste en emplear un detector térmico para medir el valor de calentamiento. Los medidores digitales modernos realizan el cálculo digital del valor rms a través de la raíz de los valores de muestreo, y luego promediándolas en un período, para luego calcular la raíz cuadrada del resultado.

2

0

1( )

T

rmsF f t dtT

(5.1)

Estos diferentes métodos brindan el mismo resultado para una señal senoidal (pura), pero pueden tener diferencias significativas para señales distorsionadas. Esto es muy importante dado que es común encontrarnos con estas distorsiones, especialmente para las corrientes de fase y de neutro dentro de las instalaciones. La tabla 4.2 sirve para una mejor ilustración de este punto. Cada forma de onda en la tabla tiene un valor rms de 1.0 p.u. (100.0%). El valor correspondiente medido, para cada tipo de medición, se muestra asociado a su forma de onda respectiva, pre-inicializados al 1.0 p.u. del valor rms. Tabla 4.2. Forma de onda por el tipo de medición

Tipo de Medición

Circuito Onda Senoidal

Onda Cuadrada

Onda Distorsión

Dimmer De luz

Onda Triangular

Método de

Pico Pico / 1.414 100% 82 % 184 % 113 % 121 %

Promedio

Promedio Seno x 1.1

100% 110 % 60 % 84 % 96 %

RMS Verdadero

Conversión a RMS

100% 100% 100% 100% 100 %

En síntesis, sólo los instrumentos que lean valores rms verdaderos pueden dar una medición correcta para formas de onda no sinusoidales.

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4.5.2. Osciloscopios Los osciloscopios son de gran ayuda cuando se realizan mediciones en tiempo real. Observando la forma de onda de tensión y corriente se puede conocer bastante sobre lo que está sucediendo, aún sin realizar análisis Armónicos detallados de la forma de onda. Se pueden ver las magnitudes de tensión y corriente, observando las distorsiones obvias y detectando variaciones en las señales. Existen muchos modelos de osciloscopios entre los que se puede seleccionar. Los de mayor utilidad son los digitales con almacenamiento de datos, debido a que la forma de onda se puede almacenar y analizar. Los osciloscopios de este tipo suelen permitir también el análisis de la forma de onda (cálculos de energía, análisis espectral, etc.). Así mismo, estos aparatos suelen incluir sistemas de comunicaciones para almacenar los datos de forma de onda en una PC para análisis adicionales por software específicos. Para aplicaciones exigentes los osciloscopios digitales de alto desempeño Scope Meter serie 190 ofrecen especificaciones típicas de instrumentos de banco de alta complejidad. Con anchos de banda de 60, 100 y 200 MHz; de hasta 2.5 GS/s (2.5 Giga muestras por segundo) de muestreo en tiempo real y una capacidad de memoria de 27500 puntos por canal, son ideales para técnicos e ingenieros que necesitan todas las prestaciones de un osciloscopio de alto desempeño pero transportable y operado con baterías. Esta serie incluye un multímetro de valor eficaz verdadero de 5,000 cuentas. Estas especificaciones permitirán al usuario realizar mediciones más confiables y en menor tiempo, y obtener los datos necesarios para la solución de los problemas. Permiten ver formas de onda complejas sin la necesidad de estar ejecutando operaciones desde el panel frontal. Toda variación posterior en la señal, ya sea en amplitud y / o en tiempo se detecta e interpreta por el instrumento, realizando este los ajustes de sus atenuadores, de su base de tiempo y del modo de disparo, para permitir su correcta visualización. 4.5.3. Perturbógrafos Los Perturbógrafos o Analizadores de Perturbaciones constituyen una categoría de instrumentos desarrollados específicamente para mediciones de la Calidad de la Energía. Pueden medir una amplia variedad de perturbaciones en el sistema, desde transitorios de tensión de muy corta duración hasta bajas tensiones o interrupciones de suministro.

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Se puede configurar las tolerancias de los instrumentos para registrar disturbios por un período de tiempo determinado. La información generalmente se registra en papel, pero muchos dispositivos permiten también guardar los datos en medios digitales (discos). Existen básicamente dos categorías de estos dispositivos: 1. Analizadores convencionales, suman información acerca de eventos de una determinada característica, como Bajas o Sobre-tensiones, tanto en magnitud como en duración. 2. Analizadores gráficos, guardan e imprimen la forma de onda actual junto con la información descriptiva que puede ser generada con los analizadores convencionales. Generalmente es difícil determinar las características de una perturbación o un transitorio en base a la información obtenida con un perturbógrafo convencional. Por ejemplo, un transitorio oscilatorio no se puede describir adecuadamente por un pico y su duración; por lo tanto, es necesario disponer de capacidad para capturar la forma de onda en un analizador de perturbaciones para un análisis detallado de la calidad de la energía. No obstante, un simple analizador de perturbaciones puede ser apto para un análisis inicial y para la localización del problema. 4.5.4. Registrador de Eventos Para un análisis simple de las perturbaciones de líneas se utilizan registradores de eventos, como el VR 101S de Fluke (Figura 4.8), apto para el análisis de las perturbaciones en la red de baja tensión. Este sistema permite capturar subidas y caídas (en nivel y duración), transitorios (simples, múltiples, entre fase y neutro, entre neutro y tierra, su posición relativa en la onda senoidal), cortes (ausencia de varios ciclos de la señal) y variaciones de frecuencia de la tensión de red Normalmente se les instala en aquellos tomacorrientes en los que se conectan las cargas más sensibles. Todos estos datos se almacenan con el correspondiente registro de tiempo. Estos equipos suelen estar conformados por el registrador de eventos, un cable de interface óptico y el software necesario, permitiendo obtener información sobre la calidad de la energía.

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Figura 4.8. VR 101S de Fluke

La capacidad de registro suele estar en el orden de los 4,000 eventos, definiendo evento a todo aquel que supere la configuración dada previamente. El software permite emitir un informe de lo sucedido en la línea a través del análisis de dichos eventos como lo muestra la figura 4.9.

Figura 4.9. Pantalla de eventos ( duración y magnitud)

4.5.5. Instrumentos Combinados Los instrumentos mas recientes combinan el muestreo de Armónicas y el monitoreo de las funciones de energía permitiendo el control de todas las fuentes de disturbios. La salida suele ser gráfica y los datos se pueden monitorear en forma remota mediante líneas telefónicas comunicadas a una Base de Datos centralizada. Con esos datos se pueden obtener análisis estadísticos.

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Los datos están también disponibles para su entrada y manipulación por otros programas como hojas de cálculo y otros procesadores gráficos. Entre los instrumentos disponibles se puede mencionar al Analizador de Calidad de Energía eléctrica modelo FLUKE-43 (Figura 4.10), que permite medir parámetros tales como tensión, corriente, potencia, Armónicos, etc., es decir que permite realizar un diagnóstico eficaz de las instalaciones.

Figura 4.10. FLUKE-43

Para los problemas intermitentes en los cuales se requiera un registro en el tiempo de las posibles fallas (como bajas de tensión, entrada y salida de servicio de maquinaria). Estos instrumentos brindan una medida continua en tensión y en corriente ciclo a ciclo durante un periodo de tiempo determinado y la posibilidad de tener hora y fecha de los eventos con la ayuda de los cursores (Figura 4.11).

Figura 4.11. Eventos con la ayuda de los cursores

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4.6. Equipos de Medición de Calidad de la Energía Los equipos de medición de calidad de la energía son muy variados, en este trabajo solo se mostrará uno de ellos, este es el modelo PP1 de la compañía de DRANETZ el cual se describe a continuación. PP1 de Dranetz. Este equipo de monitoreo de calidad de la energía se muestra en la figura 4.12, y tiene las siguientes características de operación:

8 canales, 4 de voltaje y 4 de corriente Start™ fácil para las disposiciones automatizadas (TASKCards PQPlus y

parpadeo) Modo de Alcance Calidad de la energía, armónicos, energía, corrientes de inrush, y flickers Mide voltaje, corriente, potencia activa (W), potencia aparente (VA),

potencia reactiva (VAr), factor de potencia (F.P), la demanda y la energía (TASKCard 8000)

Captura de disturbio ciclo-por-ciclo (TASKCard PQPlus) UPS de dos horas Interfaz en serie RS-232 Captura de forma de onda (TASKCard PQPlus) Captura simultánea de los canales Clasifica disturbios de la calidad de la energía respecto al IEEE 1159

(TASKCard PQPlus) Diagrama en el tiempo de cualquier parámetro medido Interfaz integral de la tarjeta de memoria de la PC Software Dran-View PC para presentación de resultados

Figura 4.12. Equipo de monitoreo de calidad de energía PP1 Modo de operación. Los modos de operación de este equipo son varios, de los cuales solamente se describen los más importantes en este trabajo. La descripción esta en función de los resultados que muestra el equipo PP1. Estos son descritos a continuación.

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Especificaciones: Mediciones de voltaje. 4 canales completamente diferenciados 10-600 Vrms, exactitud de lectura de 0.05 % a 1 %. Transitorios de voltaje. 50-6000 Vpk duración del mismo de un microsegundo, exactitud de lectura de 1 % a 10 %. Mediciones actuales. 4 canales completamente independientes. Frecuencia. Gama fundamental 30- 450 Hz, exactitud del 0.2 % de la lectura. Ambiente. 41º F – 113º F Baterías. 2 horas de operación y 3 horas de recarga completa. Software. Dran-View. Usos típicos del PP1:

Servicio de campo: computadoras, redes y telecomunicaciones. Laboratorios y hospitales médicos. Laboratorios de universidades. Mantenimiento industrial. Interrupciones de la energía.

Se tiene visión de las ondas en tiempo real, de las formas de onda de voltajes trifásico en gráfica.

Se puede ver todos los parámetros medidos de la señal trifásica en tabla.

Registra y clasifica todos los disturbios en su memoria interna, y muestra a detalle los parámetros del disturbio, ya sea en forma gráfica o en forma de tabla. La clasificación es de acuerdo al estándar IEEE 1159

Muestra un gráfico de todos los disturbios ocurridos en cierto tiempo (días, semana) para ver cual fue el disturbio más alto en magnitud y el más bajo en magnitud, estos para saber como se comporta mi sistema

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4.7. Aplicaciones SCADA El avance en las comunicaciones, los sistemas de control, los computadores y sus componentes permitió la creación de un "Sistema de Control de Supervisión y Adquisición de Datos", conocido como SCADA por sus siglas en ingles "Supervisory Control And Data Adquisition". Estos sistemas se pueden aplicar, además del control de redes eléctricas, para agua, telecomunicaciones, transporte y otras aplicaciones. La firma MOTOROLA desarrolló es sistema MOSCAD, que es uno de los mas avanzados en la materia, y cuyas características se observan en las figuras 4.13.

Figuras 4.13. Sistema MOSCAD

Los modernos sistemas SCADA, presentan características como las siguientes:

Unidades Remotas de Terminal (RTU's) inteligentes, modulares, fáciles de instalar y de utilizar.

Soluciones avanzadas de ingeniería con una impresionante versatilidad de comunicaciones.

Sistema on-line de diagnóstico remoto, que simplifica el mantenimiento y garantiza años de funcionamiento fiable del sistema.

Posibilidad de carga a distancia, en ambos sentidos, de programas de aplicación, bases de datos y parámetros, a través de los enlaces de comunicaciones.

Software específico, en función de las necesidades de cada usuario, para realizar las siguientes funciones:

o Configuración para cada emplazamiento y para la red. o Base de datos mediante símbolos fácilmente comprensibles por parte

del usuario. o Vigilancia y comprobación de los programas de aplicación de los

RTU's.

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CAPÍTULO 5. VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN

5.1. Introducción Como se menciono en el capitulo 2 los disturbios de calidad de la energía son más propensos en los sistemas de distribución, principalmente cerca de los clientes. Dentro de los disturbios que más afectan a los clientes están las depresiones de voltaje “sags”, dilataciones de voltaje “swells” y la distorsión armónica. El EPRI- Instituto de Investigación de la Energía Eléctrica (Electric Power Research Institute) reporta que la mayoría de los usuarios de distribución experimenta de 10 a 100 disturbios por año con una duración menor a dos segundos. De estos eventos el 30% es menor a 0.7 p.u. Los problemas más importantes asociados con las variaciones de voltaje de corta duración se dan en procesos de producción automatizados y cargas críticas. Dichas variaciones son causa de grandes daños económicos y ponen en peligro los propios equipos de producción. Por lo que la calidad del servicio no puede ser determinada tan solo por la frecuencia y duración de las interrupciones sostenidas que ocurren en el sistema de distribución. En un ambiente competitivo, es una necesidad de las empresas distribuidoras proporcionar más información acerca de las variaciones de voltajes sags a sus consumidores. En países como Italia, Holanda, Noruega, Portugal, España y Reino Unido, la calidad del voltaje es parte de la regulación de la distribución de energía eléctrica. La calidad del voltaje es regulada a nivel de sistema y a nivel individual mediante zonas geográficas, hay multas si los estándares no son cumplidos y el principal estándar impuesto por regulación es el EN 50160. Las variaciones rápidas de voltaje no han sido consideradas en la mayoría de las regulaciones de la calidad de la energía, pero existe un creciente interés en su consideración. Así mismo, dentro de la regulación de la calidad, una de las directivas de la calidad del voltaje establece la responsabilidad de limitar la cantidad de corriente armónica que un consumidor puede inyectar en la red de distribución, y limitar el nivel de distorsión armónica del voltaje que una compañía distribuidora puede suministrar al consumidor. Organismos internacionales han creado estándares como el IEC 36.05 en Europa, el DIN 57160 en Alemania, el G 5/3 en Inglaterra y el IEEE 519 en Estados Unidos que pueden ser empleados para definir los limites de distorsión de la forma de onda de corriente y voltaje en la regulación de la calidad. Así mismo, existe una reconocida necesidad entre las compañías distribuidoras de electricidad en evaluar la calidad del servicio proporcionado a los consumidores en sus sistemas.

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Por lo que, los índices de variaciones rms y de propagación de armónicas permiten cuantificar la calidad del voltaje suministrado por una empresa distribuidora a sus clientes. En este capitulo se presentan las directivas del análisis de los principales problemas de la calidad del voltaje en redes eléctricas de distribución; la distorsión armónica y las variaciones de voltaje de corta duración. Se describen las técnicas de evaluación de la propagación de armónicos en sistemas eléctricos de distribución y se presenta un ejemplo con el método de inyección de corrientes. Así mismo se describe la caracterización de las variaciones voltaje corta duración; depresiones de voltaje “sags”, elevaciones “swells”, e interrupciones cortas. Se presentan las directivas del análisis de las variaciones rápidas de voltaje y se muestra un caso de estudio para el cual se evalúan los índices rms mediante un método de predicción. 5.2. Variaciones de Voltaje de Corta Duración Los voltajes sags normalmente no causan daño a los equipos pero pueden fácilmente interrumpir la operación de equipo sensible. Por lo que, los voltajes sags son conocidos como el problema mas importante que afecta a los consumidores industriales debido a que pueden causar que equipo sensible como computadoras “PCs”, controladores de velocidad “ASDs” y controladores lógicos programables “PLCs” falle, afectando los procesos industriales de producción. La cooperación entre empresas, organismos reguladores y consumidores, esta ayudando a entender y desarrollar soluciones a los problemas de las variaciones rms de voltaje de corta duración. Por lo que, es evidente la necesidad de contar con estándares, índices y metodologías apropiados para la regulación de la calidad de energía y los asuntos relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y empresas distribuidoras con respecto a variaciones de voltaje de corta duración. Es por esto que, actualmente grupos de investigación se están enfocando en establecer índices que caractericen el desempeño de los voltajes sags y en creación de estándares de comparación del desempeño de las empresas (benchmarking). Uno de estos índices es el Índice de Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS (System Average RMS Variation Frequency Index) SARFIX. Este tipo de índice permite a los consumidores realizar evaluaciones económicas y elaborar especificaciones apropiadas para los equipos. Actualmente existe una campaña para el uso del SARFIX en algunos países, entre ellos Singapur. 5.2.1. Definiciones de las variaciones de voltaje Las variaciones de tensión, son desviaciones de la forma de onda senoidal de voltaje que ocurren dentro del rango de frecuencia a la que opera el sistema, estas se clasifican en variaciones de corta y larga duración.

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Las variaciones de voltaje de larga duración se clasifican como, interrupciones sostenidas, sobre voltajes y bajos voltajes con una duración mayor a 1 minuto (IEEE) o 3 minutos (EN-50160). Las variaciones de voltaje de corta duración se clasifican en elevaciones “sags”, dilataciones “swells” e interrupciones cortas que pueden ser instantáneas (0.5 a 30 ciclos), momentáneas (30 ciclos a 3 seg.) y temporales (3 seg. a 1 min.). El estándar IEEE 1159 proporciona una terminología para discutir y evaluar las variaciones cortas de voltaje rms. Este estándar define rangos de magnitud para sags, swells e interrupciones cortas. También, sugiere que el termino sag, swell e interruption este precedido por un modificador describiendo la duración del evento (instantáneo, momentáneo, temporal, o sostenido). Como se indica en la tabla 2.2, las variaciones rms se clasifican por la magnitud y duración de los disturbios. Interrupciones de Corta Duración Las interrupciones cortas, se definen como la interrupción repentina del voltaje rms (menor a 0.1 p.u.) en una o más fases en cierto punto del sistema, seguida por su restauración después de un intervalo de tiempo, hasta 3 minutos (EN 50160). Se clasifican como momentáneas (0.5 ciclos a 3 seg.) y temporales (3 seg. a 1 min.). Se pueden considerar como una depresión de voltaje con 100% de amplitud. Dilataciones de Voltaje “Swells” Es un incremento temporal del voltaje rms de entre el 1.1 y 1.8 p.u. a la frecuencia del sistema con una duración de ½ ciclo a un minuto en un punto de acoplamiento común PCC del sistema eléctrico por arriba de los limites. Depresiones de Voltaje “sags” o “dips” Es una reducción del nivel de tensión rms con una duración entre un ciclo y varios segundos. El voltaje sag (EUA), es una variación rms con una magnitud entre 10% y 90% del nominal y una duración entre 0.5 ciclos y un minuto (IEEE 1159). Mientras que el voltaje dip (Inglaterra), es una reducción temporal del voltaje en un punto en el sistema eléctrico por debajo del nominal. Si durante un sag de voltaje, este cae hasta el nivel de una interrupción 10%, el evento se considera depresión e interrupción (IEC 61000-4-30). La duración de estos sags puede dividirse en tres categorías: instantáneos, temporales y momentáneos. Esta duración corresponde al tiempo de operación de un equipo de protección típico, así como a la duración recomendada por organizaciones técnicas internacionales.

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5.2.2. Causas y efectos de las variaciones de voltaje Short interruption Las causas de las interrupciones de voltaje de corta duración, pueden ser un fusible fundido, la apertura de interruptores, la interrupción del suministro que va de unos cuantos ciclos a unos cuantos segundos. Las interrupciones de corta duración ocasionan que los equipos paren y arranquen sistemáticamente disminuyendo así su vida útil. Pueden afectar a equipo electrónico (ASDs, PLCs, PCs) causando su mala operación o su salida de operación. Aunque sólo el 20% de los clientes industriales y comerciales son afectados por interrupciones con una duración menor a 1 segundo, estas interrupciones son muy problemáticas para estos usuarios. Algunos clientes ven las interrupciones cortas de sólo unos pocos ciclos como críticas (estas afectan las PCs). El arrancar un proceso de producción puede tomar hasta 17 horas, esto explica por qué muchos países dan tanta importancia a la evaluación de los sags e interrupciones cortas. Swells Los swells pueden ocurrir como picos temporales de voltaje en las fases no falladas durante fallas de corto circuito, por la conexión y desconexión de grandes cargas o por la energización de grandes bancos de capacitores, también pueden ser ocasionados por rechazos de carga. Los voltajes swells no son tan comunes como los voltajes sags. El efecto de los swells en el equipo esta relacionado con su duración y magnitud, por el porcentaje en el que el voltaje exceda los limites. Este puede llegar a romper el aislamiento y dañar los equipos. Su severidad durante condiciones de falla es función de la localización de la falla, la impedancia del sistema y el aterrizamiento. Los swells pueden ocasionar fallas en componentes de equipo como ASDs, PCs y PLCs, mal funcionamiento en equipo de protección. Así como también, que equipo como transformadores, cables, buses, interruptores, TCs, TPs y maquinaria rotativa reduzca su vida útil. Sags Los sags de voltaje son principalmente causados en condiciones de falla, por el flujo de la corriente de cortocircuito ocasionando caídas de voltaje en circuitos cercanos, siendo los sags de mayor magnitud y de mayor duración.

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Los sags, también pueden ser causados por el flujo de corriente asociado con el arranque de grandes motores de inducción, debido a que los motores demandan una mayor corriente cuando están arrancando, causando un voltaje sag mientras se está acelerando para alcanzar la velocidad máxima, estos tienen una duración de uno a diez segundos. Los cambios de carga excesiva por operaciones de maniobras asociadas con la desconexión temporal del suministro pueden ocasionar voltajes sags. La energización de transformadores de gran tamaño también es causa de voltajes sags. La conexión de transformadores modifica su magnitud. Estos eventos pueden venir de consumidores o de la red de suministro. En la mayoría de los sags la caída de voltaje es hasta un 20% del valor nominal. Los sags son altamente dependientes de la configuración de los sistemas de suministro, y de las prácticas de la protección, entre otros. Los sags causan la interrupción de numerosos procesos. Sus posibles efectos son: el funcionamiento defectuoso de lámparas disminuyendo su capacidad de iluminación y su vida útil, operación incorrecta de dispositivos de control; variaciones de velocidad o paro de motores; operación incorrecta de contactores; fallas y errores de calculo en computadoras e instrumentos de medición, y fallas de conmutación en inversores. Algunos de estos procesos se interrumpen cuando el voltaje rms se abate por debajo del 90% por más de uno o dos ciclos, tal es el caso de los procesos en las papeleras, en las que se presentan perdidas cuantiosas debido a este tipo de problemas. Equipos de cómputo y controles pueden perder su energía dependiendo de la duración y de la magnitud del voltaje sag. Equipos como los transformadores, cables, buses, interruptores, TC´s y TP´s no incurren en daños o mal función debido a sags, pero si pueden ocasionar un pequeño cambio en la velocidad o paro en las máquinas de inducción y errores de conteo de motores o relevadores. El efecto de los sags en los equipos depende de la magnitud y duración; en aproximadamente el 40% de los casos son suficientemente severos, que exceden las tolerancias de los estándares adoptados por los fabricantes de equipos. 5.2.3. Caracterización de los sags de voltaje La caracterización de las variaciones es el proceso de extraer la información de una medición que describe el evento sin tener que retener cada detalle del evento. Para poder calcular los índices de variaciones rms, se deben caracterizar cada una de las variaciones rms. Los voltajes sags pueden ser caracterizados por su magnitud (voltaje durante la falla) y su duración. La magnitud se determina por la distancia eléctrica a la falla y la duración por el tiempo de liberación de la falla. La magnitud y duración son dos esenciales e importantes características los cuales determinan el comportamiento del equipo.

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En la figura 5.1 se puede ver que la magnitud y la duración no caracterizan totalmente a los sags. El voltaje durante el sag contiene una gran cantidad de componentes de alta frecuencia. Así mismo el voltaje muestra un pequeño pico inmediatamente después del sag.

Figura 5.1. Voltaje sag en una fase en función del tiempo.

Existen métodos para extraer información de la forma de onda del voltaje. Características como magnitud, salto de ángulo de fase, duración y desbalance trifásico de voltajes medidos como resultado del monitoreo de la calidad. También existen técnicas analíticas para calcular las características de los sags debidos a una falla determinada. El primer paso es distinguir entre los eventos debidos a arranques de motores, a la energización de transformadores, y a fallas. Una segunda clasificación debido al tipo de falla, monofásicas, dos fases y trifásicas, etc. Magnitud del voltaje sag La magnitud se obtiene del voltaje rms neto durante la falla, expresado en porciento o por unidad del voltaje nominal del sistema. La magnitud del voltaje sag debido a fallas de corto circuito en la red, varía en función de ciertos parámetros como la longitud a la que se presenta la falla (una falla cercana a la subestación produce sags más severos que una mas alejada de la subestación), el tipo de falla (fallas trifásicas y de fase a tierra se consideran normalmente en el análisis), impedancia de falla (un corto circuito directo impedancia de falla de cero resulta en el valor más alto de corriente de falla), la conexión de los transformadores y cargas. La magnitud del voltaje sag debido al arranque de motores varía de acuerdo a la capacidad de los motores y a la robustez del sistema.

85

Duración del voltaje sag La duración del sag es el tiempo que el voltaje se mantiene por a bajo de limites, usualmente menor que 1 segundo. La duración del sag depende del equipo de protección. Cada voltaje sag dura tanto como el equipo de protección permita que la corriente de falla fluya. Hay muchos tipos de equipo de protección. Cada uno tiene un tiempo mínimo absoluto que toma para liberar las fallas. Comúnmente se agrega un tiempo de retardo intencional para realizar la coordinación entre dispositivos en serie. Además, muchas fallas de línea son temporales. Re-cierres automáticos pueden usarse para re-energizar la línea y restaurar el servicio dentro de unos pocos segundos. En la tabla 5.1, se muestran los tiempos de operación y número posible de re-cierres para re-cierres automáticos de algunos dispositivos comúnmente utilizados. El 60 a 80% de los sags reportados dura menos de 0.1 segundos. Reportar la duración de los sags presenta problemas para sags no rectangulares. Las fallas por cortocircuito se presentan principalmente en redes aéreas, las mas comunes son las de fase a tierra aproximadamente corresponden al 70% del total de las fallas y las fallas trifásicas son muy severas y corresponden al 5% del total. Tabla 5.1. Tiempos típicos de operación de dispositivos de protección.

Tipo de Protección

tiempo de operación en ciclos tiempo típico

mínimo tiempo típico de

retardo número de re-cierres

Fusible de Expulsión 0.5 0.5 a 60 - Fusible limitador de I 0.25 o menos 0.25 a 6 - Re-cierre Electrónico 3 1 a 30 0 a 4 Interruptor en Aceite 5 1 a 60 0 a 4 Interruptor en SF6 3–5 1 a 60 0 a 4 Sobre-corriente Z1(20%) 18 18-60 - Sobre-corriente Z2 (80%) 48 48-60 - Las empresas distribuidoras diseñan sistemas de protección para aislar las fallas permanentes y buscan aislar el área fallada más pequeña posible. En un sistema de distribución el esquema principal de protección esta integrado por fusibles y relevadores de sobrecorriente, esto requiere frecuentemente algún tiempo utilizado para la coordinación, el cual incrementa el tiempo de liberación de la falla, una excepción es el uso de fusibles limitadores de corriente. De esta manera, si el esquema de protección detecta la falla de corto circuito, la detección y la correspondiente operación del interruptor tomarán un tiempo, mismo que tendrá la duración de las variaciones rápidas de voltaje.

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Por otro lado si, el esquema de protección cuenta con restaurador ya sea instantáneo o con retardo entonces, cada vez que se realiza la operación de re-cierre cuando la falla aún permanece en el sistema, se tendrá una repetición de la variación de voltaje. En las redes de distribución la tendencia de los esquemas de protección ha sido aplicar disparos instantáneos en 5 a 35 kV con el fin de salvar el fusible, minimizar daño al equipo y permitir la coordinación entre los dispositivos de protección. Lo mas común es emplear entre 1 y 3 re-cierres, sin importar el nivel de tensión, de aquí se puede ver que las compañías que recurren a esta técnica de protección, tienen mayor probabilidad de someter a sus usuarios a depresiones de voltaje que aquellas que no emplean tantos re-cierres. Los tiempos de retardo entre los re-cierres varían, para el primer re-cierre hay preferencia a que sea instantáneo, y poca tendencia para dar un tiempo de retardo grande (1 minuto) para el tercer re-cierre el tiempo preferido de operación es entre 10 y 30 segundos; para el cuarto re-cierre en caso de existir se aplica en menos de 10 segundos. Estas prácticas de protección muestran la forma en que las compañías realizan la protección de las líneas aéreas principalmente, lo cual afectará los tiempos de liberación de las fallas en las redes eléctricas. En el caso de los sags de voltaje causados por arranques de motores, la duración promedio es de aproximadamente 10 segundos que es el tiempo en alcanzar su velocidad nominal. En términos de duración, los sags se agrupan en 3 tipos: 4 ciclos tiempo típico de apertura para fallas, 30 ciclos tiempo de re-cierre de interruptores y 120 ciclos tiempo de retardo de re-cierre de interruptores. Los sags que duran menos de medio ciclo se conocen como transitorios. Salto de ángulo de fase Un corto circuito en un sistema eléctrico no solo ocasiona una caída en la magnitud del voltaje, sino también un cambio en el ángulo de fase del voltaje (salto de ángulo de fase) que es el ángulo entre el voltaje previo al sag y el voltaje durante el sag. Este puede calcularse como el argumento del voltaje complejo Vsag. La magnitud y salto de ángulo de fase están directamente relacionados a la fase fallada, o entre las fases falladas en el PCC entre la carga y la falla. El salto de ángulo de fase se manifiesta como un cruce al pasar el voltaje por cero, y puede expresarse por la diferencia en la relación x/r de los componentes del sistema, una segunda causa del salto de ángulo de fase es la transformación del sag a niveles de bajo voltaje (paso de voltaje sag por un transformador). El salto de ángulo de fase debido a una falla de corto circuito trifásico se muestra en la figura 5.2. El defasamiento del voltaje sag en terminales de equipo dependerá de la relación x/r en los elementos del sistema, del tipo de falla de corto circuito y del tipo de conexión de la carga, la cual esta en función de la conexión del transformador.

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Figura 5.2. Salto de ángulo de fase debido a un voltaje sag

Frecuencia de ocurrencia Es importante estimar que tan frecuentemente los sags pueden afectar las cargas sensibles. Predecir la frecuencia de los sags requiere un método probabilístico, dado que es imposible predecir donde y cuando ocurrirá una falla e inclusive múltiples fallas al mismo tiempo. El predecir la frecuencia de ocurrencia de las variaciones cortas de voltaje requiere de información de confiabilidad del sistema. Esta información, frecuentemente es determinada por el número de salidas temporales y/o permanentes de la operación de los equipos por unidad de longitud (millas o km.) en un periodo de tiempo (un año). Las empresas distribuidoras usualmente tienen una estimación confiable del número de fallas por kilómetro por año para cada uno de los dispositivos (líneas, transformadores, interruptores) que conforman el sistema. El total del número de fallas se clasifica de a cuerdo a su tipo para reflejar su probabilidad de ocurrencia. En la tabla 5.2 se presentan valores típicos de tasas promedio de falla para redes de distribución en EUA en un periodo de 5 años. Donde se observa que la causa más común de los sags son las fallas de fase a tierra. Tabla 5.2. Valores típicos de tasas promedio de falla para redes de distribución.

Tipo de Falla Prob. ocurrencia a 34.5 kV a 13.8 kV Fase-Tierra 70% 10.6 1.4 Fase-Fase 15% 2.3 0.3

2 Fases-Tierra 10% 1.5 0.2 3 Fases 5% 0.8 0.1 Total 100% 15.2 2.02

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El método más común para determinar la frecuencia de ocurrencia de los sags en un sistema de distribución, consiste en sumar las tasas individuales de falla de cada uno de los elementos del sistema. Las frecuencias de ocurrencia de los sags se combinan con los resultados del análisis de fallas, cada falla tendrá una frecuencia y un perfil de voltaje en el bus de carga sensible. Las fallas se pueden agrupar de acuerdo al perfil de voltaje, una forma común de agruparlos consiste en agrupar los sags por arriba y por abajo de los limites de las cargas sensibles. La determinación de la probabilidad de ocurrencia de un determinado sag puede hacerse de dos formas. Una es de los índices de confiabilidad de todos los componentes del sistema, llamado evaluación de la confiabilidad, y el otro de datos experimentales del sistema bajo estudio o un sistema similar, conocido como confiabilidad histórica. 5.2.4. Voltajes sags en sistemas trifásicos En los sags generados por una falla desbalanceada en sistemas trifásicos, la caída de voltaje es típicamente diferente en las tres fases como se muestra en la figura 5.3 a), mientras que en fallas balanceadas las tres fases tienen la misma magnitud de sag de voltaje como se muestra en la figura 5.3 b). La magnitud y el defasamiento de los voltajes dependen del tipo de falla y de la conexión de la carga (conexión del transformador). Por lo que, es posible clasificar el comportamiento basico de las características del voltaje de los sags trifásicos. El arranque de motores trifásicos y la energízación de transformadores también son causa de sags en sistemas trifásicos, como se muestra en las figuras 5.3 c) y d) respectivamente.

a) Fallas desbalanceadas b) Fallas balanceadas

89

c)Arranque de motores d) Energización de transformadores

Figura 5.3. Voltajes sags en sistemas trifásicos.

Para sags balanceados (arranque de motores y fallas trifásicas), los tres voltajes son iguales (sag tipo A). Para sags ocasionados por fallas desbalanceadas, las fallas monofásicas darán lugar a tres tipos de sag (B, C y D), las fallas de fase a fase contribuyen a dos tipos de sag (C y D), y las fallas de dos fases a tierra a tres tipos (E, F y G), considerando la conexión ó de las cargas trifásicas y el tipo de conexión de los transformadores. Los sags tipo B y E contienen una componente de secuencia cero la cual es raramente transferida a terminales del equipo. Los sags tipo F y G se consideran versiones distorsionadas de los tipos C y D debido a la presencia de cargas de motores de inducción. En la figura 5.4, presenta el diagrama fasorial para cada tipo de evento, el voltaje de prefalla con líneas punteadas y las líneas sólidas representan la magnitud de la depresión. Estos sags pueden ser transformados de un tipo a otro debido a la conexión de la carga.

Figura 5.4. Diagramas fasoriales de sags trifásicos desbalanceados.

La tabla 5.3 muestra la relación entre el tipo de falla y los sags para cargas trifásicas (transformadores).

Tipo A Tipo C Tipo DTipo B

90

Tabla 5.3.Depresión de voltaje y conexión de la carga (transformador). Tipo de Falla Conexión de la carga trifásica

3 fases A A

fase – fase C D 1 fase B C

El equipo monofásico en baja tensión normalmente se conecta entre fase y tierra, pero el número de sags en baja tensión es pequeño. El equipo trifásico normalmente se conecta en delta o estrella sin neutro. Por lo que, la gran mayoría de sags trifásicos desbalanceados en terminales del equipo son de tipo C o D, así que es suficiente distinguir entre la magnitud y salto de ángulo de fase de estos sags.

La magnitud y ángulo de fase no cambian cuando el sag se transfiere de un voltaje a otro. La magnitud y ángulo de fase se definen como el valor absoluto y el argumento del fasor de voltaje de la fase con el sag para el tipo D, y el voltaje entre las dos fases con sags para el tipo C. En el sag tipo D, el voltaje característico es el voltaje de la fase afectada. Para el tipo C, este es el voltaje entre las fases afectadas. En este caso se puede emplear un factor de raíz cuadrada de 3 para hacer compatibles los resultados de los dos tipos. Definir la característica de magnitud en esta forma es independiente de la conexión de equipo de monitoreo y de la conexión del transformador. 5.2.5. Normas y Estándares de las variaciones de voltaje

En la actualidad muchas empresas monitorean y registran las variaciones de voltaje y calculan índices locales y de sistema de igual forma que lo hacen para la confiabilidad. El desarrollo y uso apropiado de estándares para regular los asuntos relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y empresas distribuidoras con respecto a sags es muy importante. Estos Estándares contemplan los criterios y metodologías para el análisis de los sags en las en la etapas de diseño, planeación y operación de los sistemas eléctricos. Los criterios para monitoreo, niveles de compatibilidad de la empresa y clientes; los niveles de inmunidad del equipo sensible. Los estándares de sags de voltaje presentado en la tabla 5.4, son usados como restricciones.

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Tabla 5.4. Estándares de sags de Voltaje del IEEE e IEC. Estándar Área de Aplicación Aplicación

IEEE 1346 Sistema eléctrico en general Guía y metodología para evaluación de sags

IEEE 493 Sistemas industriales y comerciales

Criterios para evaluación de confiabilidad

IEEE 446 Sistemas industriales y comerciales

Rango de sensitividad de cargas (CBEMA)

IEEE 1159 Sistema eléctrico en general Voltaje sags definiciones y monitoreo IEEE 1100 Sistema eléctrico en general Voltaje sags monitoreo IEEE 1250 Equipo Guía para equipo electrónico IEC 1000-2-2

Empresa suministradora -

IEC 1000-2-4

Sistemas industriales y comerciales

Limites de compatibilidad

IEC 1000-2-11

Equipo Pruebas de inmunidad

La diferencia entra la descripción de sag de voltaje dado por los estándares del IEEE y del IEC se presenta en la figura 5.5.

Figura 5.5. Descripción de voltaje sag.

IEEE: Sag de V2; el valor del sag es igual a valor del voltaje V2 medido en porciento de Vn. IEC: Sag de ΔV; el valor del sag es igual a la variación del voltaje, medido in porciento de Vn. Donde: Vn es el voltaje nominal El estándar IEC describe el sag de voltaje o dip como una reducción súbita del voltaje en un punto en el sistema eléctrico, seguido por una recuperación del voltaje después de un periodo de tiempo corto, de 05 ciclos a unos pocos segundos. La amplitud del sag es la diferencia entre el voltaje durante el sag y el voltaje nominal del sistema expresado como un porcentaje del voltaje nominal.

Vrms

V

Vn

V2

t

92

El estándar IEEE describe el sag de voltaje como un decremento entre 0.1 a 0.9 p.u. del valor rms de voltaje o corriente a la frecuencia del sistema, con una duración de 0.5 ciclos a un minuto. El IEEE también recomienda el uso de la terminología “sag de voltaje a 20%” del valor nominal. Estándares Aplicados a Sistemas. Los estándares aplicados a sistemas eléctricos presentan los criterios de evaluación y metodologías para el análisis de voltajes sags.

El Estándar IEEE 1564 presenta índices y procedimientos recomendados para caracterizar el voltaje sag y comparar el desempeño a través de diferentes sistemas.

El Estándar IEC 61000-2-8 titulado Medio Ambiente – Depresiones de voltaje e interrupciones cortas (Environment - Voltage Dips and Short Interruptions) describe las expectativas y caracterizaciones del desempeño del sistema.

El Estándar IEEE 1346-1998 describe un procedimiento de evaluación para que clientes individuales pueden usar información del desempeño de los voltajes sags para evaluar la economía de varias alternativas para mejorar el desempeño del sistema.

El Estándar IEEE 493 presenta los fundamentos del análisis de confiabilidad asociado a las interrupciones sostenidas en el diseño y la planeación de sistemas de distribución. En el que, se ha propuesto un método para el análisis de voltajes sags. La técnica propuesta puede usarse para predecir las características de los voltajes sags (magnitud, duración y frecuencia), para evaluar alternativas de configuración y prevenir futuros problemas.

El Estándar IEC 1000-2-2 tiene que ver con los niveles de compatibilidad para los disturbios de baja frecuencia en empresas eléctricas. No recomienda límites para sag, ni presenta una metodología de evaluación. Establece que los sag deben de ser tratados en términos estadísticos y limitarse por el nivel de ocurrencias que un consumidor puede sufrir en un promedio mensual.

Estándares Aplicados a Equipo. Son estándares aplicados a equipo sensible a voltajes sags presentan rangos de sensibilidad que pueden ser usados como un valor de referencia.

El Estándar IEEE 1250 describe los efectos de los voltajes sag en equipo sensible. Uno de los propósitos de esta guía es proveer al diseñador con datos de referencia de equipo sensible, se recomienda la curva CBEMA con referencia a computadoras y equipo electrónico.

93

El Estándar IEEE 446 también recomienda la curva CBEMA como limite para equipo electrónico. Esta curva de aceptabilidad fue generada por experiencia por los usuarios y fabricantes. Recientemente la curva CBEMA ha sido reemplazada por su sucesor, la curva ITIC-El Consejo de la Industria de Tecnología de Información (The Information Technolgy Industry Council).

El Estándar IEC 1000-2-4 presenta los requerimientos para niveles de compatibilidad de disturbios de baja frecuencia en sistemas de distribución mediante una clasificación a empresas y usuarios comerciales e industriales.

Estándares Aplicados a Monitoreo y Pruebas. El monitoreo es una de las formas mas importantes de obtener información de los voltajes sags. El equipo actual tiene la posibilidad de monitorear sistemas de gran escala. Para lograrlo es necesario definir cuidadosamente la metodología de monitoreo considerando los puntos a ser monitoreados y los tipos de medidores.

Los Estándares IEEE 1159 y IEEE 110 son una recomendación practica de monitoreo de la calidad de un sistema eléctrico de corriente alterna. Presentan técnicas de medición, aplicación de técnicas para la colección de eventos, y técnicas para la interpretación de resultados de monitoreo de voltajes sags, siendo el estándar IEEE 1159 el mas completo.

5.2.6. Índices de las variaciones de voltaje. El límite entre una interrupción sostenida y momentánea varia con la empresa, en rangos de 1 a 5 minutos. Siendo 1 minuto el más típico. Los índices de confiabilidad tradicionales cubren solo interrupciones sostenidas, pero MAIFI- Índice promedio de la frecuencia de interrupciones momentáneas (Momentary Average Interruption Frequency Index) fue desarrollado para reconocer la importancia de las interrupciones momentáneas. Las interrupciones momentáneas afectan muchos tipos de clientes. Los índices para cuantificar interrupciones momentáneas proporcionan una herramienta para evaluar otro tipo muy importante de variaciones rms. Por lo que es de gran importancia usar nuevos índices de calidad de la energía para evaluar voltaje sags, armónicos y otros problemas de calidad de energía. El índice SARFI- Índice de Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS (System Average RMS Variation Frequency Index) evalúa diferentes niveles de sags y swells. SARFI es también normalizado con el número de consumidores.

Servidos

Sag

N

N

xSARFI

(5.1)

94

Donde NSag es el número de consumidores afectados por un voltaje sag de nivel x en porciento. El nivel de sag x puede ser de 10, 50, 70, 80 o 90% para un sag. Y 110, 120, o 140% para un swell. Estos niveles de sag son típicos con los cuales ciertos tipos de equipos pueden afectarse. Un sag de 10% significa una interrupción. Variantes de SARFI puede definirse para considerar el número de fases afectadas en un sag (1, 2 o 3), y la duración, instantánea, momentánea, temporal o de larga duración [12]. Estos índices pueden expandirse para cubrir las fase, duración, swells, y normalizados por el tamaño de los consumidores.

Indices locales para Variation rms.

Los índices locales se obtienen de la magnitud y la duración del todos los eventos registrados en un punto dado sobre un período de tiempo. SARFI. Es un índice de calidad de energía que proporciona a una medida del voltaje sags, swell y short interruption para un punto especifico o para todo el sistema. El tamaño del sistema es escalable: se puede definir para un solo punto de monitoreo, un solo servicio a un cliente, un alimentador, una subestación, grupos de subestaciones, o para un sistema entero. Hay dos tipos de índices de SARFI. SARFIX y SARFICurva. SARFIX. Corresponde a la cantidad de voltaje sags, swells y/o interrupción por debajo del límite de voltaje. Por ejemplo, SARFI90 considera voltajes sags e interrupciones que están abajo 0.90 por la unidad, o 90% del voltaje base del sistema. SARFI110 considera los voltajes sags arriba de 1.1 por unidad, o 110% del voltaje base del sistema. Considere el resumen de eventos de variaciones rms de la tabla 2, que fueron hipotéticamente medidos en un solo sitio. Los voltajes sags e interrupciones que se pueden incluir en SARFI90 son 8, como hay 8 sags e interrupciones medidas en esta ubicación que se tuvieron un voltaje mínimo debajo de 0.9 por unidad (90%) y entre ½ ciclo y 60 segundos de duración. Esto se puede expresar como una tasa de 3.93 eventos en 30 días. Esto se calcula dividiendo los 8 acontecimientos por el de 92 días entre Jul-01-2000 y Oct-01-2000, y multiplicados por 30 para normalizar el índice a acontecimientos en 30 días.

95

Tabla 5.5. Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2000 09:48:52 73% 9 ciclos Jul-01-2000 09:50:16 73% 9 ciclos Jul-07-2000 14:20:12 0% 82 ciclos Jul-10-2000 15:55:23 13% 100 ciclos Jul-21-2000 09:48:52 0% 2.6 segundos Aug-08-2000 07:35:02 49% 34 ciclos Sep-02-2000 08:30:28 0% 41 segundos Sep-08-2000 10:30:40 59% 40 ciclos Tabla 5.6. Índices SARFIX Calculados a partir de la Tabla 5.5.

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 8 2.61 SARFI-70 6 1.96 SARFI-50 5 1.63 SARFI-10 3 0.98

La curva de tolerancia de voltaje pude ser utilizada como un método de cuantificar la inmunidad del equipo contra los sags. Los dos tipos mas comunes de equipos sensitivos son: rectificadores monofásicos y trifásicos. Los sags debidos a fallas trifásicas son muy graves para los ADS’s de c.a. SARFICurva. Corresponde a una tasa de voltajes sags por debajo de la curva de compatibilidad de un equipo. Por ejemplo SARFICBEMA considera sags e interrupciones que están debajo de la curva más baja de CBEMA. SARFIITIC. Considera voltajes sags e interrupciones que están debajo de la curva más baja de ITIC. Finalmente, SARFISEMI considera voltajes sags e interrupciones que están debajo de la curva SEMI más baja. CBEMA. La curva CBEMA de la figura 5.6, presenta la dispersión de la magnitud del voltaje y la duración del evento para cada variación rms. El área entre las curvas define la región de tolerancia de operación de los equipos y fue desarrollada por la CBEMA- Asociación de Fabricantes de Equipo del Negocio de Computadoras (Computer Business Equipment Manufacturers Association), descrita en el IEEE Libro naranja (Orange book). El grupo de CBEMA creó el gráfico como un medio para predecir la mala operación del equipo debido a variaciones rms. Una variación rms con una magnitud y duración que cae encima de la curva superior o debajo de la curva inferior tiene una probabilidad alta de causar una mala operación en el equipo de cómputo.

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En este ejemplo, la cantidad de eventos que están debajo de la curva inferior de CBEMA son 7, dando un SARFICBEMA de 7 acontecimientos. ITIC. La Curva de ITIC de la figura 5.7, describe el límite de voltaje que se puede tolerar típicamente (sin una interrupción) por los equipos de informática. La Curva de ITIC como su antecesor, la Curva CBEMA consiste de grafica de la dispersión de las variaciones de voltaje rms en términos de magnitud y duración del evento. La grafica también incluye dos curvas que representan los límites superior e inferior. Los eventos encima de la curva superior o debajo de la curva inferior causan la mala operación de equipos de informática (computadoras, componentes de red y redes de comunicación). La curva describe las condiciones de estado estable, y transitorias. En este ejemplo, el conteo de los eventos que están debajo de la curva inferior de ITIC es 6, dando un SARFIITIC de 6. SEMI. En 1998, el SEMI- Grupo Internacional de Materiales Semiconductores y Equipo (Semiconductor Equipment and Materials International Group) Calidad de la Energía y Equipo Instalado- Power Quality and Equipment Ride recomendó la Curva SEMI de la figura 5.8, para predecir los problemas de sags en equipo de fabricación de semiconductores. En este ejemplo, el conteo de eventos que están debajo de la SEMIcurva es 5, dando un SARFISEMI de 5.

Figura 5.6. Curva CBEMA

97

Figura 5.7. Curva ITIC.

Figura 5.8. Curva SEMI

Índices de Sistema para Variaciones rms. Los índices del sistema son un promedio de los índices locales. El principal problema para llevar a cabo su determinación es contar con un esquema de monitoreo en los alimentadores o utilizar herramientas de predicción con base en estadísticas de tasas de fallas y tiempos de operación de los esquemas de protección. Los índices pueden aplicarse a registros de medición a través de toda una empresa distribuidora, a un alimentador o un consumidor en el PCC.

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Como resultado de esta escalabilidad de los índices, se pueden calcular valores para varias partes del sistema de distribución y compararlos con los valores calculados en el sistema completo. Existen muchas propiedades de las variaciones rms que pueden ser empleadas para su cuantificación, propiedades como la frecuencia de ocurrencia, la duración de los disturbios, el número de fases involucradas, entre otras. Consecuentemente, muchos índices de variaciones rms se han definido con base a estas propiedades. Solo se presenta un subconjunto de estos índices. Los índices presentados son los que ya están siendo usados por empresas tales como la Unión de Iluminación-United Illuminating para evaluar la calidad del servicio. La susceptibilidad de varios dispositivos y procesos a las variaciones rms difiere. Muchos dispositivos son susceptibles a la magnitud de la variación. Otros son susceptibles a la combinación de magnitud y duración. Lista de índices (PQView) que pueden calcularse para variaciones rms. Estos índices son: SARFIX, SARFICBEMA, SARFIITIC, SARFISEMI, RVFI, SIARFI, SMARFI, STARFI, S1PARFI, S2PARFI, S3PARFI, SAUFI, SAOFI, SASIFI, SATIFI, SAODI, SAUDI, SASIDI, ARDI, ARVSI, AIRVSR, AIRVSSR, AMRVSR, AMRVSSR, CARFI, ASIDI. SARFIx - Índice Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS (System Average RMS Frequency IndexVoltage ). representa el numero promedio de eventos medidos de variaciones rms que ocurrieron en un periodo de evaluación por consumidor servido, donde los eventos son aquellos que tienen una magnitud x menor para sags o x mayor para swells.

T

ix N

NSARFI (5.2)

x voltaje rms; valores posibles - 140, 120, 110, 90, 80, 70, 50, y 10 NT numero de consumidores servidos en la sección del sistema a ser evaluada. Ni numero de consumidores que experimentan una desviación de voltaje de

corta duración con magnitudes arriba de x% para x >100 o abajo x% para x<100 debido al evento medido i

SARFI esta definido con respecto al voltaje limite x. Esto se muestra para una evaluación de las variaciones rms de un nivel de voltaje específico. Por ejemplo, si una empresa tiene consumidores los cuales son solo susceptibles a sags por debajo del 70% del voltaje nominal, este grupo de disturbios puede ser evaluado usando SARFI70. Todos los índices de las variaciones rms están definidos usando este límite de voltaje.

99

Note también, que los 8 valores definidos para el índice límite de voltaje no son valores arbitrarios. Están seleccionados para coincidir con valores de 140, 120, y 110 para sobrevoltaje, y 90, 80, y 70 para bajo voltaje de norma, 50 que el valor típico para el punto de ruptura de los contactores de un motor y 10 que el IEEE Std. 1159 lo define como una interrupción. Este grupo de índices es similar al valor del SAIFI- Índice Promedio de Interrupción de la Frecuencia del sistema (System Average Interruption Frequency Index) que muchas empresas han calculado por años. SARFIx, sin embargo, evalúa más que solo interrupciones. La frecuencia de ocurrencia de las variaciones rms. La frecuencia de ocurrencia de variaciones rms de diversas magnitudes puede ser evaluada usando SARFIx. Los siguientes tres índices son un subconjunto de SARFIx. Estos índices evalúan variaciones de una especificada magnitud y duración. SIARFIx –Índice Promedio de la Frecuencia Instantánea RMS del Sistema (System Instantaneous Average RMS Frequency IndexVoltage). Representa el número promedio de eventos medidos de variaciones rms instantáneas en el rango de 0.5 - 30 ciclos.

T

ix N

NISIARFI (5.3)

NIi Número de consumidores que experimentan variaciones instantáneas. SMARFIx -Índice Promedio de la Frecuencia Momentánea del Sistema (System Momentary Average Frequency IndexVoltage). En la misma forma que SIARFIx se define para variaciones instantáneas, en el rango de 30 ciclos a 3 segundos.

T

ix N

NMSMARFI (5.4)

NMi Número de consumidores que experimentan desviaciones momentáneas.

STARFIx. –Indice Promedio de la Frecuencia Temporal del Sistema (System Temporary Average RMS Frequency IndexVoltage). Está definido para variaciones temporales que tienes una duración en el rango de 3 - 60 segundos.

T

ix N

NTSTARFI (5.5)

NTi Número de consumidores que experimentan desviaciones temporales.

100

La principal desventaja de estos índices es que se requiere de muchos índices para evaluar la severidad de los sags, y estos no consideran voltajes sags trifásicos. Índices para Variaciones rms para eventos Trifásicos. Detroit Edison Sag Store. Este método es probablemente el primero usado por una empresa en un contrato.

Sag Score = 1 - 3

VCVBVA (5.6)

Donde VA, VB y VC son los voltajes rms en cada fase en p.u. La ventaja de este método es su simplicidad. Sin embargo, este método no considera la duración del sag. Average Voltage Sag Energy Index (AVSEI). Este índice esta basado en la energía que no fue entregada por el sistema a la carga durante el voltaje sag. La energía perdida en el sag W puede calcularse como.

W = (1 – Vpu)2 * t (5.7) Donde: Vpu es la magnitud del voltaje de fase en p.u. durante el sag y t es la duración del sag. Para eventos trifásicos

N

kkW

NAVSEI

1

1 (5.8)

Wk es la energía pérdida durante el evento sag k y N el número de eventos. Los eventos sags mostrados en la tabla 5.7, se emplean para ejemplificar el cálculo de AVSEI. Tabla 5.7. Sags empleados para el cálculo de AVSEI.

Voltaje (p.u.) Tiempo (milisegundos)

1 – Vpu (1 – Vpu)3.14 * t

0.8 66.7 0.2 0.43 0.6 50 0.4 2.81 0.5 41.7 0.5 4.73

El número de sags es 3, por lo que el índice AVSEI se determina como:

AVSEI = 1/3 (0.43+2.81+4.73) = 2.32

101

5.2.7. Evaluación de sags en redes de distribución La calidad del suministro de electricidad de una empresa distribuidora en lo que a variaciones de voltaje de corta duración se refiere, puede obtenerse a través de monitoreo o de técnicas de predicción estocástica. El monitoreo requiere un cierto número de equipos que observen y registren el comportamiento del sistema por un cierto tiempo, para obtener resultados adecuados, es necesario un gran numero de puntos de monitoreo durante el periodo de tiempo mas grande posible. Los métodos estocásticos usan un modelo del sistema para predecir características como magnitud, duración, frecuencia de los eventos y determinar su impacto en las cargas sensibles de los usuarios, con lo que, se pueden calcular índices para un periodo de tiempo pasado y futuro en todos los puntos del sistema. Estos Estudios, permiten evaluar la sensibilidad del voltaje en los nodos ante condiciones de falla, arranque de grandes motores y energización de grandes transformadores, entre otros. Así mismo permite tomar acciones en la planeación y operación en cuanto a la localización de cargas sensibles y dispositivos de protección. En la predicción estocástica de los voltajes sags se han propuesto varios métodos para predecir el número de voltajes sags originados en redes eléctricas. Los más usados son el “Método de Posiciones de falla” y el “Método de Distancias Criticas”. Estos métodos pueden ser estocásticos en cuanto a la localización de la falla, resistencia de falla, tipo de falla, tiempo de inicio y duración de la falla. El método de Monte Carlo es empleado para genera aleatoriamente esta información en base una función de densidad de probabilidad en donde se emplean las funciones normal y uniforme. Un programa de cálculo de cortocircuito convencional es usado para determinar la amplitud. La duración de los sags la define, el tiempo de operación de los dispositivos de protección. La frecuencia de ocurrencia de los sags se determina de la información estadística de las tasas de ocurrencia anual de las fallas. La combinación de los resultados de fallas localizadas en toda la red, proporciona un esquema de en cuales áreas impactan los voltajes sags a las cargas criticas. Finalmente las curvas de sensibilidad de frecuencia de los sags de los equipos pueden ser usadas para estimar el impacto en la interrupción de los procesos.

El Estándar IEEE 1346 presenta una metodología para el análisis técnico y financiero de la compatibilidad del equipo con los sistemas eléctricos, con respecto al voltaje sag. Este documento no establece límites para las empresas de distribución o equipo.

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1. La información necesaria para el análisis de sags (magnitud, duración y frecuencia) puede obtenerse por monitoreo con una cierta tasa de muestreo y resolución, o mediante análisis predictivo o incluso por la información de un sistema representativo.

2. Determinar el desempeño del equipo referente a sags, mediante la información de los fabricantes a través de graficas de dispersión magnitud-duración de las variaciones rms: Curvas CBEMA, ITIC, y SEMI. que especifican la curva de sensibilidad de las cargas de los consumidores. La susceptibilidad a los sags se puede obtener de pruebas de inmunidad.

3. IEEE 1346 describe la creación de graficas de compatibilidad magnitud-duración, graficas de magnitud y frecuencia acumulada, graficas de duración y frecuencia acumulada, graficas de probabilidad acumulada de magnitud-duración para voltajes sags por punto de monitoreo.

4. Calcular índices para cada evento a partir de sus características, índices locales a partir de los índices de todos los eventos medidos durante un cierto periodo de tiempo e índices de sistema a partir de todos los índices locales dentro de un cierto sistema eléctrico. SARFI, SIARFI, SMARFI, STARFI, SARFICBEMA, etc.

El Estándar IEEE 493 presenta los fundamentos del análisis de confiabilidad asociado a las interrupciones sostenidas en el diseño y la planeación de sistemas de distribución. En el que se propone un método para el análisis de sags. La técnica propuesta puede usarse para predecir las características de los voltajes sags (magnitud, duración y frecuencia), para evaluar alternativas de configuración y prevenir problemas mediante la identificación de áreas de vulnerabilidad:

1. Por medio de un programa de análisis de fallas de cortocircuito se determina la magnitud del voltaje sag en una carga sensible para un tipo de falla en cualquier punto del sistema. Conociendo la impedancia de la red, la impedancia de falla y la localización de la falla relativa a la carga sensible.

2. Para determinar la duración del voltaje sag es necesario considerar el tiempo de liberación de la falla por el equipo de protección.

3. La predicción de la frecuencia de los voltajes sag requiere de un modelo adecuado de las impedancias de la red y datos de confiabilidad (tasas de falla) de todos los equipos.

5.2.8. Identificación de áreas de vulnerabilidad. El concepto de “área de vulnerabilidad” ha sido desarrollado para evaluar la probabilidad de tener un voltaje sag con un valor crítico. En la figura 5.9 se muestra la representación de las áreas de vulnerabilidad “Zonas de Sags” de las cargas sensibles de un sistema eléctrico industrial.

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El perfil esperado de los voltajes sags se obtiene mediante la simulación de fallas de corto circuito, determinando los voltajes en función de la localización de la falla en todos los puntos del sistema. El área de vulnerabilidad se determina para un nivel de voltaje sag en particular (ej. sag de 70%). Los daños ocasionados al equipo dependen de su sensibilidad. Por ejemplo, los contactores desconectan a un 50% del voltaje nominal teniendo un área relativamente pequeña de vulnerabilidad, mientras que los ASDs dejan de funcionar a un 90% del voltaje nominal, por lo que son sensibles a un amplio rango de fallas en el sistema eléctrico.

Figura 5.9. Diagrama de áreas de vulnerabilidad a los sags. Históricamente la probabilidad de ocurrencia de las fallas expresada como el número de fallas por año puede emplearse para determinar el número de sags que pueden ocurrir en un año. Finalmente se puede construir una grafica como la que se muestra en la figura 5.10 por magnitud y causa del voltaje sag expresados en porciento del voltaje nominal. Esta información puede emplearse para determinar la necesidad de equipo de acondicionamiento en cargas sensibles.

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Figura 5.10. Gráfica cuantificación de la magnitud y duración de voltajes sag. De la definición de área de vulnerabilidad de sags se puede comprender que el rango de magnitud de voltaje de post falla, para determinar las diferentes áreas de sags, es relativo dependiendo de las exigencias del equipo del usuario, por lo que se dividen los decrementos en el voltaje, después de la falla, en áreas de 10% en 10%. Por lo general los sags que mantienen su magnitud de voltaje por encima del 90% de su nominal después de la falla, pueden ser exentos de áreas de sags debido a que muchos equipos tienen un rango operación de 10%. El análisis para la predicción de variaciones de voltaje de corta duración en redes de distribución es un problema estocástico, debido a que es imposible predecir cuando y donde ocurrirá una falla. Las predicciones más exactas requieren cálculos de sags para todas las posibles fallas en el sistema eléctrico, y estimar la frecuencia con que ocurre cada una de ellas. Existen dos de técnicas de predicción estocástica, el método de posiciones de falla que es un método muy exacto y el método de distancias criticas que es un método muy rápido.

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5.3. Caso de estudio En esta sección se describe el estudio de un caso de variaciones de voltaje que se presentan en un sistema eléctrico. Dentro de un proceso industrial muy conocido, por su sensibilidad, es la extrusión de plásticos en la industria textil. En este proceso se funde el granulado de plástico, transformándose en filamentos que finalmente se arrollan en carretes. Con objeto de tener una idea clara de la importancia del problema de las variaciones de voltaje en esta industria, se realizo un estudio de este proceso. En este estudio se encontraron los puntos de mayor sensibilidad del equipo causado por las variaciones de voltaje. En el problema se describen los siguientes puntos:

Análisis del problema

Colocación de los aparatos de monitoreo para la detección de variaciones de voltaje

Cálculo de los índices de calidad de la energía debido a variaciones de

voltaje

Interpretación de los datos

Posibles soluciones para mitigar los daños

Análisis del problema. Se requiere mitigar los daños económicos desde el punto de vista técnico económicos dentro de una instalación eléctrica de una empresa textil de extrusión de plásticos. Por lo que es de vital importancia la interpretación de los datos que muestra el monitoreo de la red En un periodo de tres meses a partir de del 01-Julio-2008 al 01-Oct-2008 se registraron información en los puntos de monitoreo y se obtienes datos de magnitud y duración de cada evento. Con la información registrada se pretende enfocar cuales eventos afectan con mayor severidad a los equipos más sensibles y que evento se presenta con mayor ocurrencia.

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Colocación de los aparatos de monitoreo para la detección de variaciones de voltaje. El primer componente, se impulsa mediante un motor de c.c. el motor esta equipado con un control de velocidad variable analógico. Con objeto de proteger los dispositivos electrónicos de potencia en el impulsor, la protección contra voltajes bajos se ajusta a un nivel no muy sensible para no bloquear todo el proceso al llegar a variaciones demasiado bajas. El estirado, la deformación y el bobinado se realizan por medio de impulsores de velocidad variable, que se alimentan desde un bus de C.C. común. Estos impulsores están equipados con protección cinética: los motores actúan como un generador durante la bajada de voltaje y suministra energía eléctrica al bus de C.C. La conclusión es que tanto el impulsor de la extrusora como el impulsor de la bomba de torsión deben tenerse en cuenta a la hora de analizar los métodos de mitigación. Otros dos posibles puntos de preocupación son el control del aire del proceso y el control de procesos electrónico. La mejor opción para empezar es, monitorear tan cerca como sea posible del equipo sensible que ha sido afectado por las variaciones de calidad de energía.

Es importante que el equipo de medición vea la misma variación que el equipo sensible.

Otro punto de monitoreo muy importante, es en el punto donde se está recibiendo la energía, esto es en el punto donde se encuentran los medidores de energía (PCC).

La figura 5.11 muestra el diagrama unifilar de la red eléctrica. La red se basa entres conexiones a la red general de 400kV, las etiquetas muestra la fecha de la falla mas reciente que han producido una variación de mayor severidad del periodo analizado de 3 meses. La figura 5.12 muestra las áreas de vulnerabilidad y donde se puede observar que las fallas en la red de distribución de 150 kV son los que han provocado la mayoría de los paros del proceso. Además con una intervención de las curvas CBEMA, IUTIC y SEMI se tiene una especificación mas optima para los equipos más sensibles.

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Figura 5.11. Diagrama unifilar de la red eléctrica

Dentro de la figura 5.12 se observan los puntos de monitoreo, estos fueron puestos a disposición además de las premisas anteriores con un análisis de los equipos más sensibles durante otro periodo ya que monitoreo durante un mes cada unos de los puntos de mayor incidencia de variaciones llegando a la conclusión de los puntos que reciben con mayor frecuencia las variaciones de voltaje.

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Figura 5.12. Áreas de vulnerabilidad de la red eléctrica y puesta de los aparatos de

monitoreo Cálculo de los índices de calidad de la energía debido a variaciones de voltaje. Del monitoreo de los 10 aparatos se tuvieron las siguientes tablas donde se registran los eventos que presentan variaciones de voltaje.

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Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 1 Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2008 09:48:52 73% 9 ciclos Jul-01-2008 09:50:16 73% 9 ciclos Jul-05-2008 14:20:12 0% 82 ciclos Jul-08-2008 15:55:23 13% 100 ciclos Jul-11-2008 09:08:20 0% 2.6 segundos Jul-16-2008 14:15:52 50% 50 ciclos Jul-21-2008 19:48:15 0% 3 segundos Jul-24-2008 09:43:52 45% 12 ciclos Ago-03-2008 07:35:02 49% 34 ciclos Ago-08-2008 17:15:00 10% 9 ciclos Ago-15-2008 14:01:09 22% 90 ciclos Ago-22-2008 25:45:52 35% 5 ciclos Ago-27-2008 14:45:28 15% 38 ciclos Ago-29-2008 02:18:03 83% 2 segundos Ago-30-2008 12:05:00 92% 2.5 segundos Sep-02-2008 08:30:28 22% 4.1 segundos Sep-05-2008 22:50:40 59% 40 ciclos Sep-08-2008 18:30:15 13% 33 ciclos Sep-15-2008 10:30:43 45% 12 ciclos Sep-19-2008 12:00:08 70% 5 segundos Sep-22-2008 21:09:20 96% 33 ciclos Sep-26-2008 05:08:16 25% 24 ciclos Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 2

fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2008 02:40:22 13% 10 ciclos Jul-08-2008 13:25:50 25% 2.8 segundos Jul-11-2008 14:18:53 0% 55 ciclos Jul-15-2008 07:16:05 19% 4.3 segundos Jul-18-2008 22:15:01 0% 11 ciclos Jul-21-2008 01:00:12 75% 33 ciclos Ago-05-2008 18:25:22 0% 9 ciclos Ago-08-2008 06:16:32 45% 9 ciclos Ago-09-2008 14:12:35 29% 4 ciclos Ago-11-2008 03:22:11 40% 33 ciclos Ago-12-2008 07:35:02 0% 2.5 segundos Sep-05-2008 01:24:08 39% 2.5 segundos Sep-15-2008 15:31:23 26% 4 segundos Sep-19-2008 06:28:15 12% 30 ciclos Sep-24-2008 05:08:59 35% 32 ciclos Sep-27-2008 04:15:02 0% 11 ciclos Sep-30-2008 02:11:47 20% 3.5 segundos

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Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 3 Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2008 02:18:50 23% 30 ciclos Jul-11-2008 15:48:52 0% 32 ciclos Jul-18-2008 21:18:15 0% 2 segundos Jul-21-2008 09:00:28 11% 2.5 segundos Jul-27-2008 01:13:19 0% 9 ciclos Jul-30-2008 04:16:54 56% 9 ciclos Ago-02-2008 13:14:09 0% 4 ciclos Ago-07-2008 20:14:22 50% 33 ciclos Ago-13-2008 05:33:00 10% 2.5 segundos Ago-18-2008 22:40:11 42% 2.5 segundos Ago-22-2008 14:31:10 05% 4 segundos Ago-25-2008 06:09:25 29% 30 ciclos Ago-28-2008 19:48:15 32% 32 ciclos Sep-02-2008 14:45:28 53% 2 segundos Sep-06-2008 11:15:02 85% 2.5 segundos Sep-10-2008 05:32:11 90% 4.1 segundos Sep-14-2008 24:12:20 32% 40 ciclos Sep-18-2008 09:22:58 95% 33 ciclos Sep-21-2008 13:04:10 18% 12 ciclos Sep-24-2008 12:02:35 41% 5 segundos Sep-27-2008 20:45:18 70% 33 ciclos Sep-30-2008 18:51:33 69% 2 segundos Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 4

Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento Jul-01-2008 10:47:52 23% 2 segundos Jul-03-2008 11:50:16 35% 9 ciclos Jul-05-2008 13:24:18 05% 9 ciclos Jul-10-2008 15:53:25 13% 4 ciclos Jul-13-2008 07:35:20 0% 2.8 segundos Jul-17-2008 14:14:51 50% 2.5 segundos Jul-20-2008 15:44:15 0% 9 ciclos Jul-26-2008 11:43:45 45% 9 ciclos Jul-29-2008 21:58:59 30% 4 ciclos Ago-03-2008 08:35:06 49% 33 ciclos Ago-10-2008 13:15:56 10% 2.5 segundos Ago-15-2008 17:01:09 22% 2.5 segundos Ago-23-2008 21:45:52 35% 4.1 segundos Ago-27-2008 14:43:24 15% 40 ciclos Ago-29-2008 02:18:03 83% 33 ciclos Ago-30-2008 13:05:00 92% 12 ciclos Sep-03-2008 13:30:28 22% 5 segundos Sep-05-2008 22:53:40 59% 5 segundos Sep-15-2008 23:24:03 0% 33 ciclos

111

Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 5

Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento Jul-01-2008 09:48:52 10% 34 ciclos Jul-01-2008 09:50:16 35% 9 ciclos Jul-05-2008 14:20:12 80% 90 ciclos Jul-08-2008 15:55:23 73% 5 ciclos Jul-11-2008 09:08:20 05% 38 ciclos Jul-16-2008 14:15:52 0% 2 segundos Jul-21-2008 19:48:15 10% 2.8 segundos Jul-24-2008 09:43:52 12% 2.5 segundos Jul-29-2008 21:58:16 72% 7 ciclos Ago-03-2008 07:35:02 93% 9 ciclos Ago-08-2000 17:15:00 10% 4 ciclos Ago-15-2008 14:01:09 0% 33 ciclos Ago-22-2000 21:45:52 43% 2.5 segundos Ago-27-2000 19:40:49 51% 2.5 segundos Ago-29-2008 22:13:01 80% 4.1 segundos Sep-19-2008 10:00:05 70% 40 ciclos Sep-22-2008 20:49:22 90% 30 ciclos Sep-26-2008 01:03:16 20% 32 ciclos Sep-29-2008 17:50:33 30% 2 segundos Sep-30-2008 14:35:21 0% 2.5 segundos Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 6

Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento Jul-02-2008 17:08:02 35% 100 ciclos Jul-05-2008 11:55:15 53% 2.6 segundos Jul-09-2008 20:20:21 2% 50 ciclos Jul-11-2008 11:17:37 10% 3 segundos Jul-16-2008 07:05:21 08% 12 ciclos Jul-19-2008 24:10:35 55% 78 ciclos Jul-22-2008 19:41:10 0% 3.1 segundos Jul-25-2008 15:13:38 65% 60 ciclos Jul-30-2008 21:34:14 90% 2.8 segundos Ago-03-2008 05:35:00 95% 2.5 segundos Ago-11-2008 17:45:06 18% 7 ciclos Ago-16-2008 15:06:23 25% 9 ciclos Ago-22-2008 21:40:55 55% 80 ciclos Ago-28-2008 10:54:26 23% 33 ciclos Ago-29-2008 02:15:05 40% 12 ciclos Ago-30-2008 10:50:00 70% 5 segundos Sep-05-2008 04:35:18 85% 5 segundos Sep-19-2008 20:55:45 60% 73 ciclos Sep-27-2008 21:05:13 35% 3.3 segundos

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Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 7 Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2008 07:08:50 15% 73 ciclos Jul-05-2008 09:50:16 30% 3.3 segundos Jul-08-2008 14:20:12 28% 12 ciclos Jul-08-2008 15:55:23 13% 78 ciclos Jul-13-2008 09:08:20 92% 3.1 segundos Jul-16-2008 14:15:52 72% 60 ciclos Jul-20-2008 18:58:13 85% 2.8 segundos Jul-28-2008 19:40:22 05% 9 ciclos Jul-30-2008 11:50:54 0% 4 ciclos Ago-05-2008 01:30:00 23% 33 ciclos Ago-08-2008 19:55:05 12% 2.5 segundos Ago-11-2008 22:01:01 78% 2.5 segundos Ago-21-2008 25:40:32 80% 4.1 segundos Ago-25-2008 18:45:09 92% 2.5 segundos Ago-29-2008 01:10:03 43% 33 ciclos Ago-30-2008 11:04:10 82% 50 ciclos Sep-01-2008 21:35:21 22% 33 ciclos Sep-04-2008 05:12:39 50% 12 ciclos Sep-07-2008 22:33:55 25% 5 segundos Sep-15-2008 10:35:43 0% 5 segundos Sep-15-2008 12:50:08 75% 73 ciclos Sep-21-2008 01:00:25 91% 3.3 segundos Sep-23-2008 05:08:16 52% 4 ciclos Sep-26-2008 02:14:10 89% 33 ciclos Sep-30-2008 21:34:20 75% 2.5 segundos Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 8

Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento Jul-02-2008 05:18:22 56% 60 ciclos Jul-05-2008 07:45:10 90% 52 ciclos Jul-11-2008 11:05:00 08% 2 segundos Jul-14-2008 18:35:20 85% 33 ciclos Jul-14-2008 19:48:28 73% 2.5 segundos Jul-19-2008 18:10:52 54% 2.5 segundos Jul-21-2008 04:48:55 80% 4.1 segundos Jul-28-2008 01:44:57 08% 40 ciclos Jul-29-2008 14:50:45 0% 33 ciclos Ago-01-2008 04:30:09 38% 3.5 ciclos Ago-06-2008 18:13:05 05% 50 ciclos Ago-15-2008 04:58:33 68% 33 ciclos Ago-21-2008 24:40:53 35% 12 ciclos Ago-27-2008 12:40:30 10% 2.5 segundos Ago-28-2008 02:08:03 52% 5 segundos Ago-30-2008 24:05:20 12% 3 ciclos Sep-19-2008 13:30:18 02% 1.5 segundos

113

Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 9 Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento

Jul-01-2008 07:18:50 33% 90 ciclos Jul-04-2008 04:55:36 13% 73 ciclos Jul-09-2008 11:25:00 10% 60 ciclos Jul-13-2008 15:35:53 92% 2.8 segundos Jul-29-2008 12:08:25 0% 9 ciclos Ago-08-2008 07:15:03 98% 4 ciclos Ago-15-2008 09:35:19 73% 33 ciclos Ago-19-2008 22:40:52 80% 2.5 segundos Ago-20-2008 04:40:28 60% 15 ciclos Ago-27-2008 02:11:00 52% 3.2 segundos Ago-30-2008 12:55:35 75% 33 ciclos Sep-01-2008 18:06:48 20% 2.5 segundos Sep-04-2008 22:55:10 89% 2.5 segundos Sep-09-2008 08:33:25 33% 4.1 segundos Sep-17-2008 22:35:13 15% 40 ciclos Sep-19-2008 12:00:01 0% 80 ciclos Sep-21-2008 11:59:24 93% 33 ciclos Sep-24-2008 15:35:23 25% 12 ciclos Sep-26-2008 21:05:13 44% 5 segundos Sep-29-2008 13:50:20 80% 5 segundos Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 10

Fecha Voltaje Mínimo Duración del Evento Jul-01-2008 19:45:52 11% 85 ciclos Jul-03-2008 09:55:10 70% 100 ciclos Jul-04-2008 11:20:00 0% 60 ciclos Jul-05-2008 15:15:33 15% 2.8 segundos Jul-13-2008 09:59:40 0% 9 ciclos Jul-14-2008 15:11:58 50% 4 ciclos Jul-22-2008 12:40:10 0% 33 ciclos Jul-24-2008 19:40:00 48% 2.5 segundos Jul-29-2008 01:54:11 10% 35 ciclos Ago-04-2008 05:30:00 20% 2.5 segundos Ago-08-2008 07:11:08 15% 2.5 segundos Ago-11-2008 22:59:38 28% 4.1 segundos Ago-12-2008 24:40:50 34% 40 ciclos Ago-27-2008 21:40:30 0% 80 ciclos Ago-29-2008 09:11:03 80% 33 ciclos Ago-29-2008 13:04:05 92% 12 ciclos Sep-01-2008 01:33:20 25% 80 ciclos Sep-06-2008 08:00:15 39% 3.3 segundos Sep-08-2008 19:35:05 59% 2 segundos Sep-11-2008 07:33:20 98% 2.5 segundos Sep-19-2008 22:35:20 85% 9 ciclos Sep-27-2008 18:30:18 0% 9 ciclos

114

Índices SARFIx: Corresponde a la cantidad de voltaje sags, swells y/o interrupción por debajo del límite de voltaje. Esto se calcula dividiendo los 8 acontecimientos por el de 92 día (julio agosto y septiembre), y multiplicados por 30 para normalizar el índice a acontecimientos en 30 días. Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC 1

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 20 6.52173913 SARFI-70 17 5.543478261 SARFI-50 15 4.891304348 SARFI-10 4 1.304347826

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC2

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 17 5.543478261 SARFI-70 16 5.217391304 SARFI-50 16 5.217391304 SARFI-10 5 1.630434783

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC3

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 21 6.847826087 SARFI-70 19 6.195652174 SARFI-50 15 4.891304348 SARFI-10 6 1.956521739

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC4

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 18 5.869565217 SARFI-70 17 5.543478261 SARFI-50 16 5.217391304 SARFI-10 5 1.630434783

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC5

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 19 6.195652174 SARFI-70 14 4.565217391 SARFI-50 12 3.913043478 SARFI-10 7 2.282608696

115

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC6 Índice No. eventos Eventos en 30 Días

SARFI-90 18 5.869565217 SARFI-70 16 5.217391304 SARFI-50 10 3.260869565 SARFI-10 4 1.304347826

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC7

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 22 7.173913043 SARFI-70 14 4.565217391 SARFI-50 13 4.239130435 SARFI-10 3 0.97826087

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC8

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 17 5.543478261 SARFI-70 13 4.239130435 SARFI-50 9 2.934782609 SARFI-10 6 1.956521739

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC9

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 17 5.543478261 SARFI-70 12 3.913043478 SARFI-50 10 3.260869565 SARFI-10 3 0.97826087

Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC10

Índice No. eventos Eventos en 30 Días SARFI-90 20 6.52173913 SARFI-70 18 5.869565217 SARFI-50 16 5.217391304 SARFI-10 6 1.956521739

116

Tabla para el cálculo del SIARFIx, SMARFIx y STARFIx en base a las tablas de las listas de variaciones.

INSTANTANEAS MOMENTANEAS TEMPORALES variaciones 0,5 – 30 ciclos 30 ciclos – 3 seg. 3 – 60 segundos

Tabla 1 7 13 2 Tabla 2 7 7 3 Tabla 3 6 13 3 Tabla 4 7 9 3

Tabla 5 6 13 1 Tabla 6 4 11 4 Tabla 7 5 14 6 Tabla 8 3 12 2 Tabla 9 4 12 4 Tabla 10 5 15 2

SIARFIx Representa el número promedio de eventos medidos de variaciones rms instantáneas en el rango de 0.5 - 30 ciclos [9].

T

ix N

NISIARFI

NIi ≡ Número de consumidores que experimentan variaciones instantáneas. SIARFIx tabla 1 = 0.318 SIARFIx tabla 2 =0.411 SIARFIx tabla 3 =0.272 SIARFIx tabla 4 =0.368 SIARFIx tabla 5 =0.3 SIARFIx tabla 6 =0.210 SIARFIx tabla 7 =0.2 SIARFIx tabla 8 =0.176 SIARFIx tabla 9 =0.2 SIARFIx tabla 10 =0.227

117

 ∑NINT

 54203

0.266

SMARFIx En la misma forma que SIARFIx se define para variaciones instantáneas, en el rango de 30 ciclos a 3 segundos.

T

ix N

NMSMARFI

NMi ≡ Número de consumidores que experimentan desviaciones momentáneas.

SMARFIx tabla 1 =0.590 SMARFIx tabla 2 =0.411 SMARFIx tabla 3 =0.590 SMARFIx tabla 4 =0.473 SMARFIx tabla 5 =0.65 SMARFIx tabla 6 =0.578 SMARFIx tabla 7 =0.56 SMARFIx tabla 8 =0.705 SMARFIx tabla 9 =0.6 SMARFIx tabla 10 =0.681

 ∑NTNT

 119203

0.586

STARFIx Está definido para variaciones temporales que tienes una duración en el rango de 3 - 60 segundos.

118

T

ix N

NTSTARFI

NTi ≡ Número de consumidores que experimentan desviaciones temporales. STARFIx tabla 1 =0.09 STARFIx tabla 2 =0.176 STARFIx tabla 3 =0.136 STARFIx tabla 4 =0.157 STARFIx tabla 5 =0.05 STARFIx tabla 6 =0.210 STARFIx tabla 7 =0.24 STARFIx tabla 8 =0.117 STARFIx tabla 9 =0.2 STARFIx tabla 10 =0.09

 ∑NTNT

 30203

0.147

SMARFIx  STARFI x SIARFIx 0.266 0.586 0.147 0.999

119

CAPÍTULO 6. ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN Norma EN 50160 -Características del voltaje suministrado por las redes generales de distribución 6.1. Introducción La energía eléctrica es un producto y, como tal, debe satisfacer unos requisitos de calidad adecuados. Para que un equipo funcione correctamente, es preciso que se le suministre energía eléctrica a un voltaje que esté dentro de un determinado intervalo alrededor del valor nominal. Una importante parte de los equipos que se utilizan actualmente, especialmente los dispositivos electrónicos y ordenadores, requieren una buena calidad de la energía (PQ). Sin embargo, con frecuencia, estos mismos equipos causan una distorsión en el voltaje que alimenta a la instalación, debido a sus características no lineales, es decir, producen una corriente no senoidal con un voltaje de entrada senoidal. Por lo tanto, mantener una Calidad de la Energía satisfactoria es una responsabilidad conjunta del suministrador y del usuario de la electricidad. Según la Norma EN 50160 el proveedor es la parte que proporciona electricidad a través de un sistema de distribución público y el usuario o cliente es el comprador de la electricidad al proveedor. El usuario tiene derecho a recibir del proveedor una calidad de la energía adecuada. En la práctica, el nivel de la Calidad de la Energía es un compromiso entre el usuario y el suministrador. Cuando la Calidad de la Energía disponible no es suficiente para satisfacer las necesidades del usuario, será necesario aplicar medidas de mejora de la misma que deberán ser objeto de un análisis de coste-beneficio. Sin embargo, el coste de una mala Calidad de la Energía normalmente supera el coste de las medidas necesarias para su mejora; se estima que las pérdidas causadas por la mala calidad de la energía cuestan a la industria y al comercio de la unión Europea (UE) unos 10.000 millones de € por año. Por otro lado, la energía eléctrica es un producto muy específico. La posibilidad de almacenar electricidad en una cantidad significativa es muy limitada, por lo que debe consumirse a medida que se genera. La medición de la Calidad de la Energía es complicada, ya que el proveedor y el usuario, cuyos equipos eléctricos sensibles son también fuente de perturbaciones, tienen perspectivas diferentes. La Norma IEC 038- Voltajes Normalizados distingue dos tensiones diferentes en las redes e instalaciones eléctricas:

Voltaje de entrada, que es el voltaje entre fases o entre una fase y neutro en el PCC- Punto de Acoplamiento Común (Point of Common Coupling), es decir, en el punto principal de suministro a la instalación.

120

Voltaje de servicio, que es el voltaje entre fases o entre fase y neutro en la toma de corriente o terminal del dispositivo eléctrico.

El documento principal que trata de los requisitos relativos exigibles a los proveedores la Norma EN 50160, que determina los parámetros de voltaje de la energía eléctrica que deben presentar los sistemas de distribución públicos. Se trata de una norma europea que, en algunas regiones o países se ha complementado con otras normas suplementarias, como Requisitos técnicos de conexión en Alemania, o Reglamento de las condiciones de conexión de los consumidores a la red de energía eléctrica y los requisitos de calidad en Polonia. Muchas normativas regionales, como el TAB Alemán Requisitos técnicos de conexión se refieren a un servicio concreto, pero actualmente están siendo unificadas en el marco de la liberalización del mercado de la electricidad alemán. Según IEC 038, tanto la Norma EN 50160 como las normas anteriores se refieren al voltaje de entrada, es decir, a la que se mide en el punto de acoplamiento común (PCC) o punto de suministro. Desde el punto de vista del usuario, lo importante es la calidad de la energía disponible para sus equipos. El correcto funcionamiento de dichos equipos exige que el nivel de las perturbaciones electromagnéticas que lleguen a ellos se mantenga por debajo de ciertos límites. Los equipos se pueden ver afectados por perturbaciones que procedan del suministro o de otros equipos presentes en la instalación, así como los propios equipos pueden afectar a la calidad del suministro. Estos problemas están contemplados en las normas EMC de la serie EN 61000, en los que se especifican los límites de las perturbaciones conductivas admisibles. En esta sección se presenta una descripción detallada de la Norma EN 50160. 6.2. Definiciones básicas de los parámetros de voltaje En la Norma EN 50160 se definen varios parámetros de voltaje. Los más importantes son: Voltaje de alimentación. Es el valor eficaz del voltaje en un momento determinado, en el punto de acoplamiento común, medido durante un determinado intervalo de tiempo dado. Voltaje nominal de una red (Vn). Es el voltaje por la cual se designa o identifica un sistema y que sirve de referencia para determinadas características de funcionamiento.

121

Voltaje de entrada declarada (Vc). Generalmente es el voltaje nominal Vn del sistema. Si, por acuerdo entre el suministrador y el usuario, se aplica al terminal un voltaje diferente de la nominal, este voltaje es el voltaje de entrada declarada. Condiciones normales de funcionamiento. Son las condiciones que permiten satisfacer la demanda de la carga, las maniobras de la red y la eliminación de los fallos por el sistema automático de protección, en ausencia de condiciones excepcionales debidas a influencias externas o a causas de fuerza mayor. Variación de voltaje. Es un aumento o disminución del voltaje debido normalmente a la variación de la carga total de la red de distribución o de una parte de esa red. Parpadeo (flicker). Impresión de inestabilidad de la sensación visual debida a un estímulo luminoso, en el cual la luminancia o distribución espectral fluctúan en el tiempo. Severidad del parpadeo. Intensidad de la molestia producida por el parpadeo, definida mediante el método de medición del parpadeo de UIE-IEC y evaluada por medio de las magnitudes siguientes: Severidad de corta duración (Pst). Medida en un período de diez minutos. Severidad a largo plazo (Plt). Calculada a partir de una secuencia de 12 valores de Pst

medidos en un intervalo de dos horas según la siguiente expresión:

∑ (6.1)

Hueco de voltaje de alimentación. Disminución brusca del voltaje de alimentación hasta un valor situado entre el 90% y el 1% del voltaje declarado Vc, seguida del restablecimiento del voltaje después de un período de tiempo cortó. Convencionalmente la duración de un hueco de voltaje está comprendida entre 10 ms y 1 minuto. La profundidad de la caída de voltaje se define como la diferencia entre el voltaje eficaz mínima durante el hueco de voltaje y el voltaje declarada. Las variaciones de voltaje que no reducen el voltaje de entrada a menos de un 90% del voltaje declarado Vc no se consideran huecos de voltaje. Interrupción del suministro. Es una condición en que el voltaje en las terminales de entrada es inferior al 1% del voltaje declarado Vc. Las interrupciones de suministro se clasifican en:

Previstas, cuando los usuarios son informados de antemano para permitir la ejecución de trabajos programados en la red de distribución.

122

Accidentales, cuando están provocados por fallos permanentes

(interrupciones de más de 3 min.) o transitorios (interrupciones de hasta 3 min.), relacionadas principalmente con incidentes externos, fallos de equipos o interferencias.

Sobrevoltajes temporales a la frecuencia de la red. Tienen una duración relativamente larga, normalmente de unos cuantos periodos de frecuencia de la red, y se originan principalmente por operaciones o fallos de conmutación, p.ej. una reducción brusca de la carga, o por la desconexión de cortocircuitos. Sobrevoltajes transitorias. Son sobrevoltajes oscilatorios o no oscilatorios de corta duración, generalmente fuertemente amortiguadas que duran como máximo unos pocos milisegundos, o menos, originadas por rayos o por algunas operaciones de conmutación, por ejemplo la interrupción de una corriente inductiva. Voltaje armónico. Es un voltaje senoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental del voltaje de alimentación. Los voltajes armónicos pueden evaluarse en:

Individualmente, por su amplitud relativa Vh con relación al voltaje fundamental V1, donde h es el orden del armónico.

Globalmente, es decir, según el valor de la tasa de distorsión armónica total

de la tensión THDU, calculada mediante la siguiente expresión:

∑ (6.2)

Voltaje interarmónico. Es un voltaje senoidal cuya frecuencia se sitúa entre las frecuencias de los armónicos, es decir, la frecuencia es un múltiplo no entero de la fundamental. Desequilibrio de voltaje. Es una condición en la que los valores eficaces de los voltajes de fase o de los ángulos de fase entre fases consecutivas de un sistema trifásico no son iguales.

123

6.3. Requisitos principales de la norma EN 50160 La norma EN 50160 proporciona los principales parámetros de voltaje y los correspondientes márgenes de desviación permisibles en el punto de acoplamiento común (PCC) del usuario en sistemas públicos de distribución de electricidad en baja tensión (BT) y de media tensión (MT), en condiciones de funcionamiento normales. En este contexto, BT significa que el voltaje eficaz nominal entre fases no supera los 1000 V y MT significa que el valor eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 35 kV. La comparación de las exigencias de la Norma EN 50160 con las especificaciones de las normas EMC de la serie EN 61000, que se relacionan en las tablas 6.1 y 6.2, muestra diferencias significativas en varios parámetros. Estas diferencias se deben a dos razones principales:

Las especificaciones de las normas EMC se refieren a la tensión de servicio, según IEC 038, mientras que la Norma EN 50160 hace referencia a la tensión de suministro. Las diferencias entre estas tensiones se deben a las caídas de tensión en la instalación y a las perturbaciones que se originan en la red o en otros equipos de la instalación. Por este motivo, en muchas normas de la serie EN 61000 la corriente del equipo es un parámetro importante, mientras que la corriente de carga no es relevante para la norma EN 50160.

La EN 50160 sólo proporciona límites generales que son técnica y

económicamente factibles de mantener por el proveedor en sistemas de distribución públicos. En aquellos casos en que se requieran unas condiciones más rigurosas, será preciso negociar un acuerdo detallado entre el proveedor y el consumidor. Las medidas para mejorar la Calidad de la Energía implican costes y la utilización de equipos adicionales, que se abordan en otras secciones de esta guía.

124

Tabla 6.1. Comparación de los requisitos de voltaje de suministro según la Norma EN 50160 y la serie EN 61000 de EMC No Parámetro Características del voltaje de entrada según la

Norma EN 50160 Características de Baja Tensión según la serie EN 61000 de EMC EN 61000-2-2

Otras normas

1 Frecuencia BT, MT: valor medio de la fundamental medida a lo largo de 10 seg. ±1% (49,5 – 50,5 Hz) durante el 99,5% de la semana - 6%/+4% (47 – 52 Hz) durante el 100% de la semana

2%

2 Variaciones de voltaje Suministrada

BT, MT: ±10% durante el 95% de la semana, media de valores eficaces medidos en periodos de 10 minutos (Figura 1)

±10% aplicado durante 15 minutos

3 Cambios bruscos de Voltaje

BT: 5% normal 10% infrecuente Plt ≤ 1 para el 95% de la semana MT: 4% normal 6% infrecuente Plt ≤ 1 para el 95% de la semana

3% normal 8% infrecuente Pst < 1,0 Plt < 0,8

3% normal 4% máximo Pst < 1,0 Plt < 0,65 (EN 61000-61, 6-2) hasta 60% durante 1000 ms (EN 61000-6-2)

4 Huecos en el voltaje suministrado.

La mayoría: duración <1 seg., caída <60% Caídas locales limitadas causadas por una carga al conectarse: BT: 10 – 50%, MT: 10 – 50% (Figura 1)

Zonas urbanas: 1 – 4 meses

Hasta el 30% durante 10 ms Hasta el 60% durante 100 ms (EN 61000-6-1, 6-2) hasta 60% durante 1000 ms (EN 61000-6-2)

5 Interrupción breve del voltaje de suministro

BT, MT: (hasta 3 minutos) Pocas decenas – pocas centenas / año Duración del 70% de las interrupciones < 1 seg.

Reducción del 95% durante 5 seg. (EN 61000-6-1, 6-2)

6 Interrupción prolongada Del voltaje de Suministro

BT, MT: (mayor de 3 minutos) <10 – 50/año

7 Sobrevoltaje temporal a la frecuencia de la red

BT: <1,5 KV rms MT:1,7 Uc (directamente a tierra o a través de una impedancia) 2,0 Uc (sin toma de tierra o tierra compensada)

8 Sobrevoltajes transitorios BT: generalmente < 6kV, ocasionalmente mayor, tiempo de subida: ms - μs. MT: No definido

± 2 kV, fase a tierra ± 1 kV, fase a fase 1,2/50(8/20) Tr/Th μs (EN 61000-2-12)

9 Desequilibrio de voltaje de suministro

BT, MT hasta 2% durante el 95% de la semana, media de valores eficaces medidos en periodos de 10 minutos, hasta el 3% en algunos lugares

2% 2% (IEC 61000-2-12)

10 Voltaje armónico BT, MT: véase Tabla 2 6%-5º; 5%-7º; 3,5%- 11%; 3%-13º; THD < 8%

5%-3º; 6%-5º; 5%-7º; 1,5%-9º; 3,5%-11º; 3%-13º; 0,3%-15º; 2%-17º (EN 61000-3-2)

11 Voltaje interarmónico BT, MT: en estudio 0.2%

125

La EN 50160 presenta limitaciones adicionales. No se puede aplicar en condiciones de funcionamiento anormales, entre las que se encuentran las siguientes:

Condiciones que se producen como consecuencia de un fallo temporal o de una avería en el suministro.

En el caso de avería de una instalación o del equipo del cliente, que

impida que se puedan cumplir las especificaciones correspondientes o no cumpla los requisitos técnicos requeridos para la conexión de las cargas a la red de suministro.

En el caso de dificultades de la instalación generadora para cumplir las

normas relativas o las prescripciones técnicas para su interconexión con el sistema de distribución de electricidad.

En situaciones excepcionales fuera del control del suministrador de

electricidad, en particular:

Condiciones climatológicas excepcionales u otros desastres naturales. Interferencias de terceros. Actuaciones de las autoridades públicas. Acción industrial (sometida a requerimientos legales). Causas de fuerza mayor. Cortes de energía causados por incidentes externos.

Como muestra el análisis de los parámetros presentados en la tabla 6.1, estos requisitos no son especialmente rigurosos para el suministrador. Las numerosas situaciones en las que la norma no es aplicable pueden excusar la mayoría de los cortes de energía y la perturbación del voltaje que se presentan en la práctica. Por lo tanto, muchos suministradores interpretan los requisitos de EN 50160 como meramente informativos y no aceptan responsabilidad alguna cuando se superan los límites. Por otra parte, normalmente el punto de vista de los consumidores es totalmente distinto consideran los límites establecidos por la Norma EN 50160 como requisitos que deben ser garantizados por el suministrador. Sin embargo, como ya hemos mencionado, para muchos consumidores, incluso el cumplimiento de los requisitos dados por EN 50160 no asegura un nivel satisfactorio de Calidad de la Energía. En estos casos el nivel de Calidad de la Energía requerido debe definirse en un acuerdo pactado entre suministrador y consumidor.

126

Tabla 6.2. Valores de los voltajes armónicos individuales en los terminales de entrada para órdenes de hasta 25, dados en porcentaje de Vn

Armónicos impares Armónicos pares No múltiplos de

3 Múltiplos de 3

Orden h

Voltaje relativo

(%)

Orden h Voltaje relativo

(%)

Orden h Voltaje relativo (%)

5 6 3 5 2 2 7 5 9 1,4 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

Figura 6.1. Ilustración de un hueco de voltaje y de una interrupción breve del

suministro eléctrico, clasificadas según EN 50160. Vn – Voltaje nominal del sistema de alimentación eléctrica (rms), VA – Amplitud del voltaje de suministro, V(rms)–

Valor eficaz del voltaje de entrada.

127

6.4. Funcionamiento de los equipos y prescripciones de la EN 50160 El funcionamiento correcto de los equipos eléctricos requiere un voltaje de suministro tan próximo al voltaje nominal como sea posible. Incluso desviaciones relativamente pequeñas respecto al valor nominal pueden provocar un funcionamiento no óptimo de los equipos; por ejemplo una reducción de su rendimiento, o un mayor consumo de energía con calentamientos adicionales y reducción de su vida útil. A veces, desviaciones prolongadas pueden provocar el funcionamiento intempestivo de los dispositivos de protección, interrumpiendo el suministro de energía. Por supuesto, el correcto funcionamiento de los equipos depende también de muchos otros factores, como las condiciones medioambientales y su adecuada selección e instalación.

Figura 6.2. Valor relativo del flujo luminoso F de una lámpara incandescente y de una lámpara de descarga en función de la tensión de entrada según la fórmula 6.3

La investigación, por separado, de la influencia de cada parámetro del voltaje de suministro sobre el funcionamiento de los equipos se lleva a cabo con facilidad, pero cuando los parámetros varían simultáneamente la situación es mucho más compleja. En algunos casos, tras un detallado análisis de los efectos de cada uno de los diferentes parámetros de voltaje, los resultados pueden superponerse con el fin de estimar la influencia total de varios de ellos.

128

La influencia de un determinado parámetro de voltaje sobre el funcionamiento de los equipos se determina en base a determinadas formulas matemáticas que describen los fenómenos físicos analizados. A continuación se presentan dos simples ejemplos relativos a iluminación y motores: Para las fuentes de luz de incandescencia, el voltaje de entrada tiene una influencia muy importante sobre el flujo luminoso, como se muestra en la figura 6.2 y con la fórmula 6.3. Las variaciones aceptables de voltaje de suministro, de acuerdo con EN 50160 pueden producir, por tanto, notables variaciones del flujo luminoso. La EN 50160 permite, por ejemplo, que la tensión de suministro pueda ser igual a Vn-±10% durante un período prolongado, por lo que una lámpara de incandescencia puede emitir desde un mínimo del 70% hasta un máximo del 140% de su flujo luminoso nominal, respectivamente. Además, con Vn+10%, la vida útil de estas lámparas se reduce aproximadamente al 25% de su valor nominal (Figura 6.3), es decir, a unas 250 horas en lugar de las 1000 horas que son su duración normal. (Recuérdese que la durabilidad de las lámparas fluorescentes y de descarga depende principalmente del número de ciclos de activación. El efecto de las variaciones de voltaje de entrada es pequeño.) Los valores mostrados en las figuras 6.2 y 6.3 están calculados para un voltaje de funcionamiento constante al valor dado.

Figura 6.3. Valor relativo de la vida útil (durabilidad) de una lámpara incandescente en función del voltaje de entrada, según la fórmula 6.4

129

En la práctica el valor del voltaje varía continuamente según las condiciones de funcionamiento y de carga en la red, como se muestra en el ejemplo de la Figura 4. Las expresiones matemáticas de las curvas de las figuras 6.2 y 6.3 son:

 

(6.3) Donde: F= flujo luminoso V= tensión de entrada Fn = flujo luminoso correspondiente al valor nominal del voltaje de entrada Vn b= coeficiente igual a 3,6 para lámparas incandescentes y 1,8 para lámparas de descarga

(6.4)

Donde: D= vida útil (durabilidad) de la lámpara incandescente Dn = durabilidad correspondiente al valor nominal del voltaje de entrada Vn

Como se puede ver, los requisitos de la EN 50160 relativos a las variaciones de voltaje no son muy rigurosos. Incluso si se mantienen las variaciones de tensión dentro de los límites permisibles de ±10% se puede producir un bajo rendimiento de las fuentes de iluminación. En la práctica estas variaciones deben limitarse en torno a ±(3-4)% a fin de evitar consecuencias negativas en la iluminación. Las fluctuaciones de voltaje mostradas en la figura 6.4 ilustran la influencia de la tensión en la severidad del parpadeo (flicker), que puede ser medida y calculada por medio de la fórmula 6.1

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Figura6.4. Ejemplos de caídas de voltaje (voltajes eficaces de fase a neutro);

oscilogramas que muestran las variaciones de voltaje de entrada (traza superior) y de la frecuencia (traza inferior) en el punto de acoplamiento común de una

pequeña fábrica. Para los motores eléctricos el factor más importante es la fluctuación del par motor, que depende del cuadrado del valor del voltaje de entrada. Pueden presentarse problemas durante el arranque de grandes cargas, porque el elevado corriente incidente provoca una caída de voltaje adicional en la instalación (Figura 6.5). En la práctica, en la mayoría de los motores eléctricos trifásicos el arranque se produce normalmente como mínimo al 85% del voltaje nominal con cargas de arranque grandes y como mínimo al 70% para cargas de arranque pequeñas. Por lo tanto, en este caso, los requisitos de fluctuación de voltaje de la EN 50160 son satisfactorios. Sin embargo, el funcionamiento prolongado de un motor a un valor de tensión eficaz de –10% o de +10% de Un puede producir otras consecuencias negativas: sobrecarga y entrada en funcionamiento de la protección térmica en el primer caso, o funcionamiento con una potencia excesiva y la desconexión de la protección en el segundo caso. Todas las caídas de voltaje pueden provocar una actuación anómala de la protección del motor. La influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada en la instalación depende de la impedancia de la red de alimentación. El voltaje de utilización en el equipo depende de la impedancia de la red de alimentación y de la de la instalación del cliente. En la figura 6.6 se ilustra la influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada.

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Figura 6.5. Ejemplo de variaciones de voltaje (traza superior) en el arranque de un motor asíncrono. Traza inferior – corriente de carga en la instalación alimentada de una pequeña fábrica. El pico al final de la traza de corriente corresponde al proceso

de irrupción La influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada en la instalación depende de la impedancia de la red de alimentación. El voltaje de utilización en el equipo depende de la impedancia de la red de alimentación y de la de la instalación del cliente. En la figura 6.6 se ilustra la influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada. Otra causa de problemas importantes en los motores son los armónicos de voltaje y el desequilibrio del voltaje de entrada. El desequilibrio del voltaje de entrada en un sistema trifásico produce un par motor opuesto proporcional a la componente de voltaje de secuencia negativa. Cada armónico de voltaje produce la correspondiente corriente armónica y su propio par motor, que puede ser coherente u opuesto al par motor principal para distintos valores del desplazamiento de fase. Los más importantes aquí son los 5º y 7º armónicos. La figura 6.7 ilustra un caso en que el par motor del 7º armónico puede producir problemas durante el arranque del motor, donde se cruzan las curvas características del par motor y del par de frenado.

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Figura 6.6. Ilustración de la influencia de la corriente de carga sobre las caídas de

voltaje de entrada en la instalación eléctrica Para otros equipos eléctricos la relación entre el voltaje de alimentación y su potencia o eficiencia puede ser significativa. Para la mayoría de los equipos, los cambios de voltaje en el rango (0,9 – 1,1) no producen ninguna consecuencia negativa, especialmente en el caso de dispositivos de calefacción comunes. Para equipos con una mayor sensibilidad al voltaje de entrada debe instalarse una protección adecuada. 6.5. Métodos de medida La medida y verificación de la calidad del voltaje de entrada, según EN 50160, requiere el empleo de aparatos y métodos de medida. Este procedimiento permite la supervisión continua, a lo largo de 7 días, de los parámetros siguientes:

Voltaje en las tres fases. Frecuencia. Coeficiente de distorsión armónica total THDV. Coeficiente de desequilibrio de voltaje, que es un múltiplo de las

componentes de voltaje de secuencia negativa y positiva. Variaciones de voltaje rápidas y lentas, que se definen como factores de

severidad de oscilación a corto plazo (Pst) y a largo plazo (Plt) (ecuación 1).

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Figura 6.7. Influencia del par asíncrono producido por los armónicos sobre la

curva característica del para principal de un motor asíncrono

Este tipo de equipos permite también la medición de las caídas y cortes de voltaje, así como su frecuencia y duración. Los parámetros medidos se procesan y registran en segmentos de 10 minutos (1008 segmentos a lo largo de 7 días). En cada segmento se calcula el valor medio del parámetro medido. Tras el periodo de 7 días se obtiene el llamado “diagrama ordenado”, que muestra la suma de la duración de un determinado nivel de distorsión en el período de tiempo observado. (Para la medida de frecuencia, la duración de cada segmento individual es de 10 segundos). En la figura 6.8 se muestra un ejemplo de diagrama ordenado. En él se ve claramente si los parámetros de voltaje medidos se han mantenido al nivel permisible durante el 95% del tiempo de la prueba. (Tabla 1).

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Figura 6.8. Ejemplo de diagrama ordenado del coeficiente de distorsión armónica

total medido en subestaciones que suministran a redes de baja tensión industriales (1 y 3) y municipal (2)

6.6. Normativas de algunos países Como ya hemos mencionado, mientras que la serie de normas EN 50160 da unos límites generales para las redes de distribución pública, algunos países europeos disponen de normativas adicionales que regulan las condiciones del suministro. Muchas de estas normativas nacionales cubren áreas no incluidas en EN 50160, tal como la máxima carga armónica permisible para conectarse al punto de acoplamiento común. La norma nacional alemana VDE 0100 establece que los parámetros de voltaje definidos en la Norma DIN EN 50160 reflejan situaciones extremas en la red y no son representativos de las condiciones normales. En la planificación de las redes se deben seguir las recomendaciones de la VDE 0100. Uno de los requisitos técnicos de conexión (Tabla 3) establece valores máximos (por unidad) para las cargas resistivas controladas por ángulo de fase (1700 VA en monofásico, 3300 VA en bifásico y 5000 VA en trifásico equilibrado). También se cita la norma para equipos VDE 0838 (EN 60555). En Polonia, las normas de distribución de energía eléctrica establecidas por el gobierno establecen los parámetros fundamentales del voltaje de entrada (Tabla 3) y no se hace referencia a la EN 50160.

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Además, los consumidores están divididos en seis grupos, para los que se definen distintos tiempos totales permisibles de corte de suministro eléctrico. El documento también trata en detalle diversos aspectos económicos del mercado de la energía, principios de resolución de conflictos entre la red y las compañías de distribución, etc. Tabla 6.3. Requisitos relativos a la Calidad de la Energía del voltaje de suministro en la red de distribución polaca, según los requerimientos técnicos de conexión. Parámetro de voltaje de entrada Límites según [4] Frecuencia BT y MT: 50 Hz nominales (49,5 – 50,2 Hz)

Magnitud de voltaje

BT y MT: -10% - +5% del valor eficaz en 15 minutos

Armónicos

BT: THDV ≤ 8%, cada armónico / V1 ≤ 5% MT: THDV ≤ 5%, cada armónico / V1 ≤ 3%

Interrupciones prolongadas

BT y MT: 48h/año

En Italia existe un importante documento que trata de la continuidad del suministro eléctrico. La Autoridad Reguladora de la Electricidad y del Gas (AEEG) ha establecido de hecho un sistema uniforme de indicadores de la continuidad del servicio y ha implantado un sistema de incentivos y penalizaciones a fin de mejorar progresivamente los niveles de continuidad hasta ajustarlos a la normativa europea. La Autoridad ha dividido el territorio nacional en 230 zonas geográficas, subdividas por áreas de densidad de población y ha establecido objetivos de mejora para cada área sobre la base de los niveles alcanzados en el año anterior. Las distribuidoras que consigan mejoras superiores al nivel requerido pueden recuperar los mayores costes en que hayan incurrido. Del mismo modo, las compañías deberán pagar una penalización si no consiguen alcanzar el objetivo de mejora previsto. El objetivo general es llevar los niveles de continuidad de los rendimientos nacionales hasta alcanzar unos valores basados en los estándares europeos: 30 minutos de interrupciones totales por usuario y año en las grandes ciudades (alta densidad de población); 45 minutos en ciudades de tamaño medio (densidad media); y 60 minutos en áreas rurales (baja densidad). Otros países tienen regímenes similares impuestos por sus autoridades reguladoras. El Reino Unido dispone de diversos documentos que conforman la normativa de distribución. Uno de los más importantes es el documento G5/4, que se trata en otra sección de esta Guía, que regula la conexión de las cargas armónicas al punto de acoplamiento común. Las medidas para fomentar la mejora de la continuidad son responsabilidad de la Oficina de los Mercados de Gas y Electricidad (OFGEM).

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Conclusiones La calidad de la energía puede ser usada como parámetro de comparación y los estándares de calidad pueden proporcionar las bases para eso. Es necesario que las empresas distribuidoras proporcionen información acerca de las variaciones de voltaje, las variaciones de voltaje de corta duración no han sido tomadas en cuenta en la mayoría de las regulaciones de la calidad de la energía, pero existe un creciente interés en su consideración. Para calcular los índices de variaciones rms se deben caracterizar cada una de estas variaciones. Existen métodos para extraer información de la magnitud y duración del evento durante una falla. Dentro de lo cual se deben distinguir los disturbios de mayor relevancia y los equipos más sensibles en una red eléctrica y considerar las consecuencias de cada evento. Es muy importante el uso apropiado de los estándares para regular los asuntos relacionados con el suministrador, el cliente y el fabricante del equipo, considerando dentro de las etapas de diseño, planeación y operación de los sistemas eléctricos las metodologías y criterios de análisis de variaciones de voltaje. Existe una reconocida necesidad entre las compañías distribuidoras de electricidad en evaluar la calidad del servicio proporcionado a los consumidores en su sistema. La calidad del suministro de electricidad en lo que se refiere a variaciones de corta duración puede obtenerse a través de técnicas de monitoreo. Con los índices marcados se pretende afrontar el diagnóstico de la calidad de la energía, siendo importante que los niveles de referencia inicialmente adoptados deban ser revisados a partir de los resultados obtenidos. Se recomienda que se implementen en un sistema para que la información relacionada con las reclamaciones de los usuarios pueda ser relacionada con la de los registros de la compañía suministradora. Es importante comparar los registros de eventos de voltaje, región por región, para encontrar la correlación y que factores externos a los sistemas eléctricos. De esto depende en buena medida que puedan adoptarse a futuro, valores de referencia para indicadores como el SARFI. En base a los resultados obtenidos se pretende crear conciencia de las perdida económicas que se tienen con problemas de variaciones de voltaje dentro de la calidad de la energía; además de tener una referencia sobre el monitoreo de las redes eléctricas a partir de zonas de vulnerabilidad, para tener mejores resultados en los PCC y restringir las lectura de los aparatos dentro del marco de estándares de calidad de la energía.

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Bibliografía y Fuentes ROGER C. Dugan, Mark F. MC GRANAGHAN; Surya Santoso H. Wayne Beaty. Electric Power Systems Quality: Capitulo 1. Introduction Capitulo 2. Voltaje Sags and Interruptions, Edition Second. HENRYK Markiewicz; Antoni KLAJN WROCLAW. Norma EN 50160 -Características del voltaje suministrado por las redes generales de distribución; Leornardo Power Quality Initiative, University of Technology, Julio 2004. DIDDEN KATHOLIEKE Marcel. Perturbaciones de voltaje- Bajadas de voltaje en los procesos continuos: Estudio de Caso; Universiteit; Leornardo Power Quality Initiative, Junio 2003. JIMÉNEZ GUZMÁN Miguel. Calidad en el Suministro de Energía en Sistemas Eléctricos de Distribución: Monitoreo y Análisis de la calidad de la energía; SEPI-ESIME-IPN. DR. W. D’HAESELEER; Dr. R. BELMANS. Techno-Economic Analysis of Methods to Reduce Damage Due to Voltage Sags, December 2003. DIDDEN LABORELEC Marcel. Voltage Disturbances Considerations for Choosing the Appropriate Sag Mitigation Device, April 2005. JIMÉNEZ GUZMÁN Miguel; Ricardo Octavio MOTA PALOMINO; Manuel MADRIGAL MARTÍNEZ. Calidad de la Energía en Empresas Eléctricas Distribuidoras: Características de Variaciones de Voltaje de Corta Duración, SEPI-ESIME-Instituto Politécnico Nacional, PGIIE-Instituto Tecnológico de Morelia. DAN SABIN. Indices Used to Assess RMS Voltage Variations; Electrotek Concepts, Inc.

Voltage Sag Indices – Draft 2 working document for IEEE P1564 November 2001. IEEE 1159 General Power System Guide and methodology to Voltage Sag evaluations; dsabin@electrotek.com. CFE-Calidad de la Energía: Depresiones de Voltaje (sag) Unidad de Ingeniería Especializada.