Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

Transcripción

1 Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE 0502 Proyecto Eléctrico APLICACIÓN DE LA NORMA AR-NTCVS PARA EL ESTUDIO DE CALIDAD DE ENERGÍA EN UNA EMPRESA DEL SECTOR AGROINDUSTRIAL Por: David Rolando Arias Obando Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Julio del 2005

2 APLICACIÓN DE LA NORMA AR-NTCVS PARA EL ESTUDIO DE CALIDAD DE ENERGÍA EN UNA EMPRESA DEL SECTOR AGROINDUSTRIAL Por: David Rolando Arias Obando Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: Dr. Franklin Chinchilla H. Profesor Guía Ing. Ludbyg J. Novo G. Ing. Donald Villegas B. Profesor Lector Profesor Lector ii

3 DEDICATORIA Dedico este trabajo de graduación a Dios, a mis padres y hermanos, también lo dedico a la persona que estuvo más cerca de mí durante todo este tiempo, mi mejor amiga, mi novia Paula. iii

4 RECONOCIMIENTOS A mi profesor guía Dr. Franklin Chinchilla, mis lectores, el Ing. Donald Villegas y el Ing. Ludbyg Novo, por sus valiosos aportes y contribuciones, que en su momento cada uno realizó, para la conclusión de este trabajo. Al Ing. Manuel Barboza del Programa de Eficiencia Energética del Área de Conservación de Energía del ICE, por su valiosa ayuda, la cual fue clave para la conclusión de este trabajo de graduación. Al Ing. Bernal Muñoz del Programa de Eficiencia Energética ACEN del ICE, por la confianza y el apoyo brindados. A la Ing. Alexandra Arias del Área de Conservación de Energía del ICE, por la confianza y el apoyo brindados. iv

5 ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS...vii ÍNDICE DE TABLAS...ix NOMENCLATURA...xi RESUMEN...xiv CAPÍTULO 1: Introducción Objetivos Objetivo general Objetivos específicos Metodología...7 CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico Frecuencia Eléctrica Simetría de la tensión de fase Amplitud de las variables eléctricas Forma de onda: Transitorios de tensión y de corriente Distorsión armónica (de voltaje y de corriente) Variaciones de voltaje de corta duración Huecos de tensión Picos de tensión...32 CAPÍTULO 3: Diagnóstico (según la norma AR-NTCVS) Frecuencia Eléctrica Amplitud nominal de la tensión Amplitud de la tensión de servicio Variación de la tensión de servicio Asimetría de las tensiones de fase Tensiones armónicas Corrientes armónicas Variaciones de voltaje de corta duración...41 CAPÍTULO 4: Análisis de Resultados Frecuencia eléctrica...43 v

6 4.2 Variaciones de la tensión de servicio Asimetría de las tensiones de fase Tensiones armónicas Corrientes armónicas Variaciones de voltaje de corta duración...54 CAPÍTULO 5 Conclusiones y Recomendaciones Conclusiones Recomendaciones...59 BIBLIOGRAFÍA...61 APÉNDICES...63 Apéndice No 1 Características generales del circuito de alimentación...63 Apéndice No 2 Características del equipo de medición Apéndice No 3 Configuración básica del equipo...65 Apéndice No 4 Programación de los parámetros de medición...67 Apéndice No 5 Históricos de consumo...68 Apéndice No 6 Gráficos de demanda...69 Apéndice No 7 Listado de eventos de corta duración registrados...70 Apéndice No 8 Memoria de Cálculo Apéndice No 9 Cálculo de la frecuencia de resonancia del sistema, al variar las etapas de los bancos de condensadores para la corrección del bajo factor de potencia ANEXOS...76 Anexo No 1 Filtros para corrientes armónicas...76 Anexo No 2 Consideraciones generales sobre la Ley No Anexo No 3 Norma Técnica Calidad del Voltaje de Suministro (AR-NTCVS)...83 vi

7 ÍNDICE DE FIGURAS Figura Representación de un sistema trifásico desbalanceado en componentes simétricas Figura Transitorios de una onda de tensión o de corriente Figura Gráfico de un transitorio impulsivo de corriente...18 Figura Gráfico de un transitorio oscilatorio de corriente...20 Figura Descomposición de una onda distorsionada en una fundamental y sus componentes armónicas...21 Figura Degradación de la tensión de red producida por una carga no lineal...22 Figura Representación de un sistema con cargas lineales Figura Representación de un sistema con cargas no lineales Figura Representación de una onda de corriente de un rectificador de seis pulsos. 25 Figura Representación de una onda de corriente de un balasto electrónico Figura Representación de una onda de corriente de una micro computadora Figura Representación de una onda de corriente de un balasto electromagnético.26 Figura Representación de un hueco de tensión (sag)...30 Figura Representación de un hueco de tensión (sag)...31 Figura Representación de un pico de tensión (swell) Figura Representación de un pico de tensión (swell) Figura Gráfico de variación de la frecuencia eléctrica del sistema Figura Gráfico de variación de la tensión de servicio...44 Figura Gráfico de variación de la asimetría de tensión...47 Figura Gráfico de variación de la tasa de distorsión armónica de tensión por fase.50 Figura Gráfico de variación de la tasa de distorsión armónica de corriente...52 Figura Curva CBEMA para los eventos de corta duración registrados...56 Figura A.1 Diagrama unificar de la empresa...64 Figura A.2 Gráfico de demanda de potencia activa (kw)...69 Figura A.3 Gráfico de demanda de potencia aparente (kva)...69 vii

8 Figura A.4 Cuadro comparativo entre los filtros activos, pasivos e híbridos para la mitigación de corrientes armónicas viii

9 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Clasificación de las cargas generadoras de corrientes armónicas...23 Tabla 3.1 Rango de variación de la frecuencia eléctrica durante el lapso de medición...34 Tabla 3.2 Valores eficaces de tensión nominal en redes de distribución aéreas de carácter general. (Media Tensión)...35 Tabla 3.3. Intervalos Normal y Tolerable del Valor de Tensión de Servicio. (Media Tensión)...35 Tabla 3.4. Voltajes máximos, mínimos y promedios registrados durante el lapso de medición...36 Tabla 3.5. Segregación de los valores registrados por intervalo de voltaje promedio...36 (Cantidad de Registros por Intervalo / Porcentaje)...36 Tabla 3.6. Asimetría de las tensiones de fase (condición cercana a la ausencia de carga)...37 Tabla 3.7. Valores Máximos Registrados de Tensiones Armónicas por fase (Porcentaje)...38 Tabla 3.8. Valores Máximos mínimos y promedios de Tasa de Distorsión Armónica de Voltaje...38 Tabla 3.9. Segregación de clases TDA (cantidad / porcentaje)...38 Tabla Valores de la máxima corriente eléctrica demandada por la empresa...39 Tabla Límites de distorsión armónica de corriente para usuarios del servicio...39 Tabla Valores Máximos de Corrientes Armónicas...40 Tabla Valores (%), máximo, mínimo y promedio de THD I registrados durante la medición...40 Tabla Valores (%), al ocurrir la máxima demanda, de corrientes armónicas registradas durante la medición Tabla Variaciones de voltaje de corta duración...41 Tabla Variaciones de voltaje de corta duración registradas...42 Tabla 4.1 Comparación de los rangos de variación de la frecuencia eléctrica, según la norma de ARESEP, y durante el lapso de medición...43 Tabla 3.3. Intervalos Normal y Tolerable del Valor de Tensión de Servicio. (Media Tensión)...45 Tabla 3.5. Segregación de los valores registrados por intervalo de voltaje promedio...45 ix

10 (Cantidad de Registros por Intervalo / Porcentaje)...45 Tabla 3.6. Asimetría de las tensiones de fase (condición más cercana a la ausencia de carga)...47 Tabla 3.8. Valores Máximos mínimos y promedios de Tasa de Distorsión Armónica de Voltaje...49 Tabla Valores (%), al ocurrir la máxima demanda, de corrientes armónicas registradas durante la medición Tabla Variaciones de voltaje de corta duración...54 Tabla Variaciones de voltaje de corta duración registradas...54 Tabla A.1. Historial de consumo de la empresa de los últimos doce meses Tabla A.2 Frecuencias de resonancia del sistema al variar las etapas de los bancos de condensadores para la corrección del bajo factor de potencia...75 Tabla A.3. Comparación de filtros activos y pasivos para armónicas...80 x

11 NOMENCLATURA AC (CA): Corriente Alterna. ACEN: Área de Conservación de Energía. ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. AR-NTCVS: Norma Técnica Calidad del Voltaje de Suministro. CBEMA: Computers Business Electrical Manufacturers Association. DC (CC): Corriente Directa. EMI: Interferencia Electromagnética. HVDC: Alto Voltaje de Corriente Directa. Hz: Hertzios (unidad de frecuencia) I a : Corriente de la fase A. I b : Corriente de la fase B. I c : Corriente de la fase C. ICE: Instituto Costarricense de Electricidad. IEEE: Institute Electric and Electronic Engineers I L : Corriente de carga. I SC : Corriente de cortocircuito. kv: kilovoltios (unidad de tensión) kva: kilovoltamperios (unidad de potencia aparente) kvar: kilovoltamperios reactivos (unidad de potencia reactiva) kw: kilowatts (unidad de potencia activa) xi

12 MW: megawatts (unidad de potencia activa) Pf : Factor de potencia. Pfa : Factor de potencia de la fase A. Pfb : Factor de potencia de la fase B. Pfc : Factor de potencia de la fase C. PLC: Controlador Lógico Programable. P lt : Severidad del parpadeo de larga duración. P st : Severidad del parpadeo de corta duración. PU: Por Unidad. RFI: Interferencia de Radio Frecuencias. RLC: Resistivo, Inductivo, Capacitivo. RMS: Raíz Media Cuadrática. SCR`s: Rectificadores controlados por silicio. Std: Standar. TDA (THD V ): Tasa total de distorsión armónica de tensión. TDD (THD I ): Tasa total de distorsión armónica de corriente. THD: Tasa total de distorsión armónica. THDV ab : Tasa total de distorsión armónica de tensión entre las fases A y B. THDV an : Tasa total de distorsión armónica de tensión de la fase A. THDV bc : Tasa total de distorsión armónica de tensión entre las fases B y C. THDV bn : Tasa total de distorsión armónica de tensión de la fase B. THDV ca : Tasa total de distorsión armónica de tensión entre las fases C y A. xii

13 THDV cn : Tasa total de distorsión armónica de tensión de la fase C. UPS: Fuente ininterrumpida de potencia. V ab : Tensión entre las fases A y B. V an : Tensión de la fase A. V bc Tensión entre las fases B y C. V bn : Tensión de la fase B. V ca : Tensión entre las fases C y A. V cn : Tensión de la fase C. V max : Voltaje o tensión máxima. V min : Voltaje o tensión mínima. V n : Voltaje o tensión nominal. V S : Voltaje o tensión de servicio xiii

14 RESUMEN El presente trabajo de graduación responde a la necesidad de monitorear el voltaje suministrado por la compañía eléctrica (ICE) a una empresa del sector agroindustrial Nacional., con el fin de determinar el comportamiento de la tensión durante el lapso de medición. Las principales conclusiones del estudio, fueron las siguientes: 1. La amplitud del voltaje de suministro entregado por el ICE no cumple con lo establecido en la normativa de la ARESEP, ya que el 50.66% y el 39.75% de Vbn y Vcn, respectivamente, están en el intervalo tolerable o fuera de este. Estos valores son mayores al límite máximo del intervalo de operación normal ( V). 2. Los niveles de distorsión armónica de corriente presentados por el cliente están por encima del límite permitido por la ARESEP (THD I menor al 8.0%). Esto exime al ICE a cumplir lo establecido por la norma relativo a la distorsión armónica de voltaje. 3. Los altos valores de distorsión armónica de corriente generan alta distorsión armónica de voltaje. Este problema se ve amplificado por la presencia de la resonancia, provocado al utilizar bancos de capacitores para la corrección del bajo factor de potencia. (véase el Apéndice No 9, y el Anexo No 1). 4. Se registraron un total de 27 eventos de corta duración, que no cumplían con lo establecido por la normativa. El tiempo total de estos eventos fue de segundos. 5. Según la curva CBEMA (figura 4.7.1), se registran eventos que podrían causar un comportamiento anormal en los equipos electrónicos, pero no daño de estos. xiv

15 CAPÍTULO 1: Introducción La frase "calidad de la energía eléctrica" se emplea para describir la variación del voltaje, la corriente, y la frecuencia en un sistema eléctrico. El concepto de calidad de la energía eléctrica tiene relación con: i. Interrupciones de la continuidad del servicio. ii. Alteraciones de las formas de onda de la tensión y/o la corriente (que pueden ser de corta duración o de larga duración, como más adelante se verá). iii. Variaciones de la amplitud de la tensión en el tiempo. Se pueden identificar subconjuntos de disturbios que afectan la calidad del servicio eléctrico, a saber: I. Continuidad en el servicio. II. Calidad de la energía eléctrica o lo que es su equivalente calidad del voltaje de suministro. Dentro de las fluctuaciones de tensión lentas (que se mencionan en iii) están, las ligadas al régimen de las cargas conectadas en la red y a la regulación de tensión de la misma, que mientras se mantengan en un rango, suficientemente estrecho, no son consideradas. Sin embargo entre el centro de generación y la carga (usuario) la tensión sufre otro tipo de alteraciones, unas relativamente permanentes como armónicas, fluctuaciones rápidas, sobrevoltajes inducidos (por descargas atmosféricas por ejemplo), etc. Y otras más esporádicas como superposición con señales espurios, manifestación de picos o escalones transitorios, etc. 1

16 2 Estas alteraciones se indican con el término disturbios, (cada tipo de disturbio se puede analizar por su causa, su efecto y su corrección) incluyendo a veces también interrupciones de breve duración. Actualmente se ha hecho necesario reexaminar en profundidad la generación y la aparición de los disturbios en las redes eléctricas, y sus efectos en los aparatos consumidores, para poder definir una apropiada estrategia de acción, para corregir o mitigar las consecuencias que puedan traer estos disturbios. Dicho plan de acción debe contemplar la participación de todas las partes involucradas, es decir: los distribuidores de energía eléctrica, los constructores, los diseñadores de instalaciones eléctricas en todos los niveles de tensión, y por supuesto, los usuarios finales del servicio. Esto para que la responsabilidad y costo de contención de los mencionados disturbios puedan ser repartidos con equidad y así la acción correctiva o preventiva resulte eficaz. Generalmente las empresas distribuidoras de energía eléctrica atribuían los problemas a fallas o deficiencias en la instalación del usuario, mientras que el mismo asocia estos problemas a deficiencias en el sistema de distribución de energía eléctrica. Sin embargo, la empresa distribuidora de energía eléctrica, no debe ocultar problemas referentes a la forma tal y como se esta proporcionando la energía, ni el cliente puede evadir sus responsabilidades sobre la forma tal y como hace consumo de la energía eléctrica que le suministra la empresa. Últimamente se ha observado que, en la mayoría de los casos, la falta de suministro del servicio y las fluctuaciones de tensión se dan a nivel de la Red de Distribución, dado a que la mayoría de estas variaciones son imputables a algunos tipos de

17 3 cargas a este nivel, mientras que los cortes en el suministro, son problemas asociados a la Red directamente. En la última década las empresas de distribución eléctrica han obligado a los clientes industriales a consumir energía eficientemente, sancionando con multas a aquellas empresas que presenten bajos factores de potencia e incluso, en algunos casos se sanciona la alta tasa de distorsión armónica total o los altos desbalances Ahora bien, tomando en cuenta que el sector industrial costarricense depende en su mayoría (si no es que en su totalidad), de sus sistemas de fuerza motriz e informáticos, las fluctuaciones o disturbios que suceden en el suministro de energía eléctrica, traerá consecuencias graves en la producción de la empresa o en el servicio que presta la misma (como se ha mencionado con anterioridad). La definición de una estrategia de corrección o mitigación de los disturbios relacionados con la calidad de la energía eléctrica debe darse, desde la generación, transmisión y distribución de la misma, que son un servicio generalizado, esencialmente bajo forma de criterios de conexión de cargas particulares, cuya topología se ha ampliado progresivamente. Actualmente las normas internacionales están enfrentando este problema de manera coherente para todos los disturbios y se esta procediendo de la siguiente forma: 1º. Definición de ambientes típicos, indicando para cada tipo de disturbio un nivel de compatibilidad, entendida como nivel de referencia, que tiene cierta probabilidad de ser superado (redes publicas, redes industriales, instalaciones de edificios civiles).

18 4 2º. Fijar límites de emisión, es decir los niveles máximos permisibles de disturbios que un determinado equipo consumidor puede generar o inyectar en el sistema de alimentación de energía eléctrica. 3º. Introducir el concepto de inmunidad, que indica el máximo nivel de disturbio que un determinado equipo puede soportar sin inconvenientes. (traduciendo esta expresión genérica en términos precisos para cada tipo de determinado equipo) Hasta hace algunos años, la mayoría de los equipos eran capaces de operar satisfactoriamente con variaciones relativamente amplias de estos tres parámetros (voltaje, corriente y frecuencia). Sin embargo, en los últimos años, se han agregado al sistema eléctrico un elevado número de equipos, no tan tolerantes a estas variaciones (incluyendo a los controlados electrónicamente). Debido a que se ha dado un incremento de la cantidad de cargas que se encuentran conectadas a la red y en la mayoría de los casos, éstas suelen ser sumamente sensibles a cualquier tipo de variación de voltaje, además de los cortes de suministro que se dan en la misma. Esto afecta, de manera sustancial la labor cotidiana de los consumidores, ya sea a nivel industrial o a nivel residencial, dando cabida a las investigaciones en el campo de la calidad de la energía eléctrica. Los disturbios presentes en el sistema, que hasta hace algunos años se consideraban normales, ahora pueden causar problemas o molestias en el sistema eléctrico a nivel industrial o residencial, como se mencionó anteriormente, con la consecuente pérdida de producción en un caso (lo que generalmente termina con una solicitud de indemnización por equipo o producto dañado por parte del cliente) y con disgusto y malestar en el otro

19 5 caso. Adicionalmente, se deben tomar en cuenta nuevas medidas, para desarrollar un sistema eléctrico de buena calidad, que asegure un transporte y distribución de energía que esté a la altura de las exigencias de los consumidores, cosa que anteriormente no se consideró relevante. Como se mencionó con antelación, las interrupciones en el suministro de energía eléctrica, las fluctuaciones de voltaje y otros problemas asociados con la mala calidad de la energía eléctrica, tienen repercusiones económicas y sociales, pues afectan a gran cantidad de usuarios, es por esta razón que a partir de la década de los ochenta, se intensificaron los estudios e investigaciones en el tema de la calidad de la energía eléctrica, esto debido también a la aparición de nuevas tecnologías presentes en dispositivos y máquinas modernas, que son cada día más sensibles a las variaciones de los parámetros asociados a los sistemas de suministro de energía eléctrica. Se puede entonces deducir que, el objetivo primordial de la calidad de la energía eléctrica es encontrar las soluciones óptimas para los problemas y perturbaciones de tensión a nivel de usuario y proponer soluciones para corregir las fallas y deficiencias presentes a nivel de empresa distribuidora de energía eléctrica y así lograr un trasiego de energía de calidad y con eficacia.

20 6 1.1 Objetivos El presente proyecto de graduación pretende aplicar la metodología establecida por la normativa vigente, para determinar los principales parámetros de calidad relacionados con la entrega de energía eléctrica que está haciendo la compañía distribuidora de electricidad en este caso el ICE, a una empresa del sector agroindustrial nacional Objetivo general Estudiar la calidad del voltaje que suministra la empresa eléctrica (ICE) en el punto de entrega, denominado para efectos de este trabajo como punto de acople común y definido como: El lugar topológico donde se entrega la energía eléctrica a una instalación para su aprovechamiento [10], que para efectos prácticos representa el punto de conexión de la empresa del sector agroindustrial nacional, a la red de distribución en media tensión (34.5 kv). Este estudio se basará en la norma (AR-NTCVS) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) Objetivos específicos 1) Establecer los fundamentos teóricos requeridos para la realización de dicho estudio, mediante una exhaustiva investigación bibliográfica sobre el tema. 2) Investigar la metodología establecida. Que, por ley deben aplicar las empresas distribuidoras de energía eléctrica para determinar los parámetros de calidad de la energía.

21 7 3) Verificar el voltaje de suministro entregado por parte de la compañía eléctrica en el punto de entrega común al cliente. Del 12/02/2005. Al 23/02/2005, un periodo de 11 días. 4) Determinar los niveles de distorsión armónica de voltaje (en los ordenes de la 3 a a la 11 a ) en el punto de entrega (del 12/02/2005. Al 23/02/2005, un periodo de 11 días) y verificar el cumplimiento del punto respectivo de la norma antes mencionada. 5) Determinar los niveles de distorsión armónica de corriente (en los ordenes de la 3 a a la 11 a ) en el punto de entrega generados por el cliente (12/02/2005. Al 23/02/2005, un periodo de 11 días) y verificar el cumplimiento del punto respectivo de la norma antes mencionada. 6) Determinar el tipo de variación de voltaje de corta duración (sags, swells e impulsos) y si estas se encuentran dentro del intervalo que la norma establece, las mediciones se realizaron en un periodo de 11 días consecutivos. 7) Establecer recomendaciones a nivel de empresa eléctrica y a nivel de cliente para mejorar la calidad de la tensión de suministro en el punto de entrega. 1.2 Metodología 1º. Recopilación de información bibliográfica referente a calidad de la energía eléctrica. 2º. Análisis, interpretación y sistematización de la información recopilada.

22 8 3º. Obtención de los datos procedentes de la medición de campo realizada en una empresa del sector agroindustrial nacional, del 12 de febrero, al 23 de febrero del º. Sistematización de la información obtenida mediante las mediciones en sitio (tablas y gráficos) 5º. Análisis e interpretación de los datos, tablas y gráficos obtenidos de la medición de campo. 6º. Elaboración del informe técnico Calidad del voltaje de Suministro, formulando recomendaciones para el cliente así como para la compañía distribuidora de electricidad (ICE). 7º. Presentación oral del proyecto ante el tribunal calificador del mismo.

23 CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico 2.1 Frecuencia Eléctrica La frecuencia eléctrica es el número de ciclos que suceden en un segundo tanto de la onda voltaje como la de corriente, para la mayoría de los países americanos (incluyendo Costa Rica) la frecuencia de operación de la red eléctrica es de 60Hz (60 ciclos por segundo) excepto algunos países suramericanos que a igual que en los países europeos la frecuencia de operación de la red eléctrica es de 50Hz. Las variaciones de la frecuencia en la red eléctrica están directamente relacionadas con la etapa de generación de la misma, ya que es en esta fase que el torque de los generadores determina la potencia de salida, estrictamente, a pesar que la velocidad en un generador sincrónico es constante, se sabe que el torque tiene pequeñas variaciones que están relacionadas con la demanda de potencia que haga la carga al generador. Entre más baja sea la constante de inercia (del sistema turbina-generador), más sensible será el sistema a la variación de la velocidad y más frecuentes serán las variaciones, en la frecuencia eléctrica de la red. Generalmente las variaciones de la frecuencia no representan mayor problema para los sistemas eléctricos de distribución, ya que como se mencionó anteriormente las máquinas sincrónicas que generan la energía eléctrica prácticamente no tienen variaciones considerables de velocidad, sin embargo cuando se trabaja en condiciones normales operación y se presentan situaciones como por ejemplo, una demanda excesiva o la desconexión repentina de grandes cargas se produce en el primer caso una reducción de la 9

24 10 velocidad lo cual traerá como consecuencia una disminución de la frecuencia, y en el caso contrario, un aumento de la velocidad, por perdida repentina de carga, que implicará un aumento en la frecuencia eléctrica de la red. Los límites de variación de la frecuencia en una red de distribución de energía eléctrica en Costa Rica (60Hz) se encuentran establecidos por ley (norma AR-NTCVS [10]) de la manera siguiente: Para redes acopladas a un sistema interconectado: 60Hz ± 0.5%. Para redes no acopladas a un sistema interconectado: 60Hz ± 2%. Por lo tanto, para un cliente servido por cualquiera de las ocho empresas comercializadoras de energía eléctrica, en este caso por el ICE, la frecuencia eléctrica no debe ser menor de 59.7Hz, ni mayor de 60.3Hz. 2.2 Simetría de la tensión de fase Un sistema trifásico perfectamente balanceado se puede representar mediante tres fasores desfasados entre sí, ya sean estos de voltaje o de corriente. En el caso de sistemas desequilibrados estos tres fasores están separados por ángulos diferentes a y las magnitudes de las tensiones de fase no necesariamente son las mismas, por lo que esto se considera como una condición de asimetría del sistema. Para el análisis de este tipo de sistemas se utilizan las componentes simétricas, que representan un sistema real, como la suma de dos sistemas trifásicos perfectamente balanceados, el de secuencia positiva y el de secuencia negativa, más el sistema homopolar de secuencia cero, como se muestra en la figura

25 11 Figura Representación de un sistema trifásico desbalanceado en componentes simétricas. Fuente: En Costa Rica la norma de la ARESEP establece que: en el caso de sistemas trifásicos la empresa distribuidora deberá diseñar y operar la red de distribución, de tal forma que la asimetría de la tensión de servicio (valor eficaz de la tensión en el punto de conexión del cliente con la red de la empresa) no exceda el 3% en condiciones de ausencia de carga. El porcentaje de asimetría de tensión se puede obtener con la siguiente relación: Maxima _ desviación _ del _ voltaje _ promedio Asimetria _ de tension = *100 (2.2-1) Voltaje _ promedio % _

26 Amplitud de las variables eléctricas Las relaciones de voltaje y corriente en el tiempo en un sistema de corriente alterna están dados por: V = V I = I P P * sen( ω * t + θ ) * sen( ω * t + θ ) I V (2.3-1) Donde: V: voltaje en función del tiempo V P : voltaje pico I: corriente en función del tiempo I P : corriente pico θ V : ángulo de fase de V θ I : ángulo de fase de I ω : frecuencia angular Donde V P se conoce también con el nombre de amplitud de la onda de voltaje e I P como amplitud de la onda de corriente. En Costa Rica [10] se establecieron como, límites normales de variación de la amplitud de la tensión de servicio un ± 5% de la tensión nominal en baja tensión, mientras que en media tensión los límites van desde -2.64% hasta +5% para el voltaje de 4160/2400V, desde -2.5% hasta +5%, para el voltaje de 34500/19920V. Se pueden considerar algunos tipos particulares de perturbaciones de amplitud que afectan la calidad de la energía eléctrica. Estos tipos se presentan a continuación [1], [2], [12], [14]:

27 13 i. Perturbaciones de baja frecuencia (menos de 2.5kHz) Dentro de este tipo de disturbio destaca el parpadeo ( flicker ), el cual consiste en variaciones rápidas de la amplitud de la onda de voltaje, la cual puede descender hasta en un 6% ó 7% de su valor nominal reestableciéndose unas decenas de ciclos después, es de tipo conducido y no simétrico (distinto en cada fase). Este tipo de disturbio se traduce en parpadeos de la luminosidad del alumbrado incandescente, el cual es perceptible por el ojo humano provocando una sensación de molestia y cansancio visual. Se le considera una sensación subjetiva visual del individuo sometido a fluctuaciones de la intensidad de la iluminación, es por esto que al parpadeo (flicker) se le trata de caracterizar en modo objetivo, a través de un instrumento que realice el modelo de percepción visual de un observador medio, suficientemente representativo. Para obtener este resultado se han desarrollado experimentalmente curvas (como por ejemplo la mostrada en la figura 2.3.1), que relacionan determinado tipo de fluctuación de tensión, con la amplitud del parpadeo (flicker) generado, y la frecuencia correspondiente. Para medir el efecto del parpadeo (flicker) se ha debido realizar investigaciones sobre como partiendo de las fluctuaciones de tensión se simula mediante circuitos electrónicos la percepción visual de este disturbio. La medición del parpadeo dada como sensación instantánea se expresa en P.U (por unidad) entendiéndose igual a 1 la salida que el instrumento (fliker-meter) produce cuando su entrada es el umbral de perceptibilidad. La severidad del parpadeo, es por lo

28 14 tanto, un número que indica cuánto por arriba del umbral de perceptibilidad se presenta la sensación visual correspondiente. a) Severidad de parpadeo de corta duración (P st ) El lapso debe ser suficientemente largo para permitir que un observador perciba el parpadeo (flicker), advirtiendo su persistencia. En Costa Rica se utiliza una severidad del parpadeo de corta duración medida en un lapso base de 10 minutos definido por la norma IEC b) Severidad de parpadeo de larga duración (P lt ) Hay aparatos generadores de disturbios que tienen un ciclo de funcionamiento prolongado, para los cuales la evaluación de la severidad del parpadeo (flicker) de corta duración no es suficiente (por ejemplo: los hornos de arco). Para estos casos es necesario definir una metodología de evaluación de la severidad del parpadeo de larga duración, y es posible adoptar una técnica de elaboración estadística de los datos, a manera de caracterizar el fenómeno con un sólo parámetro que indique la severidad de larga duración. Aún así, ha parecido más práctico subdividir el periodo de observación en muchos lapsos de 10 minutos y obtener para cada uno de ellos el P st correspondiente. Obteniendo así una serie de valores de P st se podría construir una curva de duración (con probabilidades acumuladas) y caracterizarla a través de percentiles apropiadamente elegidos, sin embargo se utiliza un método de media que ha demostrado producir buenos resultados. En Costa Rica la severidad de larga duración

29 (P lt ) se calcula a partir de una secuencia de 12 valores de P st en un intervalo de dos horas ( Psti) 3 i P lt = (2.3-2) 12 Y según la normativa establecida por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos [10]: En condiciones normales de explotación, durante el 95% del tiempo, para cada periodo de una semana (siete días consecutivos), el nivel de severidad de larga duración del parpadeo, ligado a las fluctuaciones de la tensión, debe ser inferior a 1pu. ii. Perturbaciones de alta frecuencia (entre 10kHz y 30MHz) En inglés conocidas como EMI ( Electromagnetic Interference en inglés) que fluyen a través del cableado de fuerza e inducen en los microprocesadores y demás sistemas electrónicos de control, un funcionamiento inadecuado del software, disparos inoportunos de protecciones y alarmas. Se trata de interferencias conducidas, ya sea en modo común (entre los conductores de fase y el neutro) o en modo diferencial (entre los conductores de fase) estas perturbaciones son producidas, generalmente, por la conmutación de SCR s ( Silicon Controlled Rectifier en inglés) en rectificadores de corriente y en los convertidores estáticos, accionamiento de interruptores, soldadoras de arco, etc. Esta sensibilidad de equipos electrónicos a la radiación electromagnética se llama susceptibilidad electromagnética.

30 16 A este tipo de disturbio también se le conoce con el nombre de ruido eléctrico o interferencia de frecuencia de radio (RFI para interferencias con frecuencias que van desde 30MHz hasta 300MHz), el ruido eléctrico altera la onda senoidal uniforme produciendo una deformación de la misma, ocasionando con esto interferencias, errores y pérdidas en los programas ejecutables (software) y demás dispositivos sensibles a las EMI. 2.4 Forma de onda: Los disturbios relacionados con la forma de onda se engloban en una gama muy variada de fenómenos que afectan a la calidad del la energía eléctrica y que se pueden agrupar como sigue: Transitorios de tensión y de corriente. En el lenguaje de calidad de energía, un transitorio de tensión se define como aquella perturbación eléctrica caracterizada por, alto voltaje, alta corriente y energía, y baja frecuencia. La figura muestra una onda senoidal, con transitorios generados en ambas direcciones. Figura Transitorios de una onda de tensión o de corriente. Fuente:

31 17 Pueden ser oscilatorios o de tipo impulsivos, se representan con un decaimiento exponencial producidos por la conexión o desconexión abrupta de cargas importantes en el sistema, o incluso líneas de transmisión y distribución que entran y salen de operación inesperadamente. Pueden además, ser producidos por descargas atmosféricas, directas o inducidas sobre las líneas de distribución y transmisión. Generalmente la duración de este tipo de fenómenos no supera el orden de los milisegundos. Independientemente de la fuente por la cual se están originando los transitorios la condición de alto voltaje transitorio se puede modelar matemáticamente como sigue: di E = I * R + L (2.4-1) dt Donde: E: es el voltaje transitorio. I: es la corriente de falla. R: es la resistencia del conductor. L: es la inductancia del conductor. di : es la tasa de cambio de la corriente respecto al tiempo. dt De la ecuación anterior se puede notar que, para un disturbio de tipo transitorio, di caracterizado por una alta corriente en un tiempo muy corto, el término dt tenderá a valores muy elevados teniendo como repercusión un voltaje transitorio (E) muy elevado.

32 18 Estadísticamente se ha comprobado que los transitorios constituyen cerca del 9% del total de las perturbaciones a las que puede estar expuesto una red eléctrica. Transitorios impulsivos Un transitorio impulsivo es un cambio repentino de la frecuencia en condiciones de estado estacionario del voltaje, corriente, o ambas, que además es unidireccional en polaridad (positivo o negativo). Los transitorios impulsivos se caracterizan normalmente por sus tiempos de subida y de decaimiento. Estos fenómenos se pueden también describir por su contenido espectral. Por ejemplo, un transitorio impulsivo de 1.2 / 50ms, 2000 V, se levanta a su valor máximo de 2000 V en 1.2ms, y después decae a la mitad de su valor máximo en 50ms [13]. Las causas más comunes de transitorios impulsivos son las descargas atmosféricas directas o inducidas sobre las líneas de distribución y/o transmisión, las conexión o desconexión abrupta de grandes cargas, incluso circuitos de distribución y/o transmisión que salen de operación intempestivamente. Figura Gráfico de un transitorio impulsivo de corriente. Fuente: IEEE Std : Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality

33 19 La figura ilustra, un transitorio impulsivo típico, causado por un relámpago. Debido a las componentes de alta frecuencia implicadas, los transitorios impulsivos son amortiguados rápidamente por los componentes resistivos del circuito y no son conducidos lejos de su origen. Transitorios oscilatorios Un transitorio oscilatorio consiste en un voltaje o una corriente cuyo valor instantáneo cambia de polaridad rápidamente. Es descrito por su contenido espectral (frecuencia predominante), su duración, y su magnitud. Como los transitorios impulsivos, los transitorios oscilatorios se pueden medir con, o sin, la componente de la frecuencia fundamental incluida. Al caracterizar el transitorio, es importante indicar la magnitud, con y sin la componente fundamental. Los transitorios oscilatorios con una frecuencia primaria mayor de 500kHz y una duración típica en el orden de microsegundos, se consideran transitorios oscilatorios de alta frecuencia. Los transitorios oscilatorios de alta frecuencia son a menudo el resultado de una respuesta del sistema local ante un transitorio impulsivo. Los dispositivos electrónicos de la energía producen transeúntes oscilatorios del voltaje como resultado de la conmutación de los circuitos RLC. Las magnitudes características de estos fenómenos rondan 0.1 PU (menos la componente de 60Hz). Un transitorio con una componente primaria de frecuencia entre 5 y 500kHz, con una duración aproximada de 10 microsegundos (o varios ciclos de la frecuencia fundamental) se llama un transitorio de frecuencia media.

34 20 La puesta en marcha de un banco de condensadores da lugar a corrientes transitorias oscilatorias en el orden de decenas de kilohercios. Este fenómeno ocurre cuando un banco de condensadores se energiza eléctricamente cerca de otro banco de condensadores ya en servicio. El banco energizado ve al banco desenergizado como una trayectoria de baja impedancia. Figura Gráfico de un transitorio oscilatorio de corriente. Fuente: IEEE Std : Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality La figura 2.4.3, ilustra el transitorio que resulta debido a la conmutación de un banco de condensadores, para la corrección del bajo factor de potencia. Un transitorio con una componente primaria de frecuencia menor a 5kHz, y una duración entre 0.3 y 50ms, se considera un transitorio de baja frecuencia. Esta categoría de fenómenos se encuentra en sistemas de subtransmisión y de distribución, y es causada por muchos tipos de acontecimientos, sobre todo la puesta en marcha de los bancos de condensadores, para la corrección del factor de potencia.

35 21 Los transeúntes oscilatorios con frecuencias principales menores a 300Hz se pueden también encontrar en el sistema de distribución de energía. Éstos se asocian generalmente a la ferroresonancia y a la magnetización de los transformadores. [5], [8], [11] Distorsión armónica (de voltaje y de corriente). Las corrientes armónicas son quizás los disturbios más frecuentes que afectan la forma de onda, ya sea de tensión o de corriente. La figura muestra, por ejemplo, la descomposición de una onda distorsionada en una fundamental y sus componentes armónicas. Figura Descomposición de una onda distorsionada en una fundamental y sus componentes armónicas. Fuente: Son corrientes múltiplos (como se ilustra en la figura 2.4.4) de la frecuencia fundamental de la red (60Hz), y son producidas, generalmente, por consumos no lineales de energía, que a la postre, al circular a través de una impedancia producen las mencionadas tensiones armónicas, (véase la figura 2.4.5) que pueden perturbar el funcionamiento de otros usuarios conectados a la misma red de alimentación.

36 22 Figura Degradación de la tensión de red producida por una carga no lineal. Fuente: Ferraci, Ph. Cuaderno Técnico n 0 199, La Calidad de la Energía Eléctrica. Schneider Electric, Co. a. Cargas lineales: Las cargas lineales son aquellas que están compuestas por componentes pasivos (resistencias, inductancias y capacitancias), como por ejemplo el sistema mostrado en la figura Este tipo de cargas se caracterizan por no deformar la onda de la señal de alimentación. Esto es si se alimentan con una fuente de tensión senoidal, la corriente que demandan es de tipo senoidal también, lo que implica que no son productoras de corrientes armónicas. 2 1 Figura Representación de un sistema con cargas lineales. b. Cargas No lineales: A diferencia de las cargas lineales, las cargas no lineales están compuestas tanto por componentes pasivos como por componentes activos. Se caracterizan por consumir corriente de forma pulsante, lo que es lo mismo cuando la forma de onda de la señal de

37 23 alimentación (senoidal) alcanza su valor máximo o su mínimo la carga no lineal conduce, provocando así la típica señal pulsante. Las mismas se pueden caracterizar, también, por que deforman la onda de corriente, hasta perder totalmente la similitud con la onda de tensión de alimentación (senoidal), por lo que se conocen también como cargas generadoras de corrientes armónicas. Figura Representación de un sistema con cargas no lineales. La figura muestra un sistema con cargas del tipo no lineal, las cuales se caracterizan por generar consumos no lineales de energía. c. Fuentes emisoras de corrientes armónicas: Los armónicos son ocasionados por cargas no lineales conectadas al sistema de potencia. Las cargas no lineales producen corrientes no sinusoidales, como se menciono anteriormente. Tabla 2.1 Clasificación de las cargas generadoras de corrientes armónicas. Categoría Descripción A Dispositivos electrónicos de potencia. B Dispositivos productores de arcos eléctricos. C Dispositivos ferromagnéticos. D Motores eléctricos que mueven cargas de par torsor bruscamente variable. Fuente: Novo, L. Armónicas en Redes de Baja Tensión. 2002

38 24 Hay muchos tipos de cargas no lineales que producen corrientes armónicas, a continuación se presenta una breve descripción de cada una de las categorías de este tipo de cargas, presentadas en las tabla 2.1. Categoría A La fuente más grande de armónicas son los convertidores estáticos de potencia. Los convertidores oscilan desde enormes subestaciones inversoras de 1000 MW para líneas HVDC (del inglés High Voltage DC) hasta rectificadores de 75 W encontrados en una televisión común. La mayor aplicación de los convertidores estáticos está en los dispositivos variadores de velocidad para el control de motores (la figura muestra la forma de onda de corriente que genera un convertidor de seis pulsos). Estos dispositivos (drive) estáticos se usan ahora en todos los motores industriales, ofreciendo mayor eficiencia, mejor control de la velocidad, y mejor operación, libre de mantenimiento en comparación a otros dispositivos convencionales. Los convertidores usan dispositivos de switcheo (dispositivos de on/off) de estado sólido para convertir la potencia de una frecuencia a otra (comúnmente entre CA y CC). Estos dispositivos pueden ser diodos, tiristores, o muchos otros dispositivos de electrónica de potencia como los rectificadores de seis pulsos, los balastos electrónicos, etc.

39 25 Figura Representación de una onda de corriente de un rectificador de seis pulsos. Fuente: Figura Representación de una onda de corriente de un balasto electrónico. Fuente: Figura Representación de una onda de corriente de una micro computadora. Fuente:

40 26 Las figuras y , muestran respectivamente las formas de onda que genera, un balasto electrónico, y una micro computadora. Categoría B En esta categoría se encuentran los hornos de arco, las máquinas soldadoras de arco, etc. Por lo general se trata de cargas bastante complejas que presentan grandes fluctuaciones de potencia reactiva, además de presentar una corriente altamente distorsionada. Categoría C Acá se encuentran dispositivos tales como transformadores, balastos (magnéticos) de luminarias fluorescentes, los cuales producen una forma de onda como la presentada en la figura , etc. Los transformadores producen básicamente armónicas, múltiplos de tres de la frecuencia fundamental, son debidas a la corriente de magnetización de la máquina y sus niveles son mayores en horas donde hay poca carga (horas de la madrugada). Categoría D Figura Representación de una onda de corriente de un balasto electromagnético. Fuente: En esta clasificación figuran los molinos de laminación, trituradores, quebradores y demás tipo de motores que muevan cargas con un par torsor bruscamente variable.

41 27 d. Tasa de distorsión armónica total Al tratar de analizar ondas con gran contenido de armónicas es común utilizar el término Tasa de Distorsión Armónica Total (o THD por sus iniciales en inglés). [2], [3], [10], [12] La THD se define como: la raíz cuadrada de la suma de las magnitudes al cuadrado de las componentes armónicas de frecuencia, divida por la magnitud de la componente de frecuencia fundamental [2]. La misma es un indicador que ayuda a determinar qué tan alto es el contenido de armónicas que inyecta a la red una carga o un conjunto de cargas no lineales, o sea que tan distorsionada se encuentra la señal, ya sea de tensión o de corriente. La misma se determina mediante las siguientes relaciones: ( 2 THD V = Vh ) (2.4-2) Donde: THDv: tasa de distorsión armónica total de voltaje. h: es el orden de la armónica (2 a, 3 a, 4 a, etc.). Vh: es la amplitud de la tensión armónica individual, en relación la fundamental 2 THD = I ) (2.4-3) Donde: THD I : tasa de distorsión armónica total de voltaje. h: es el orden de la armónica (2 a, 3 a, 4 a, etc.). I h : es la amplitud de la tensión armónica individual, en relación la fundamental. I ( h

42 Variaciones de voltaje de corta duración. Las variaciones de voltaje de corta duración de origen transitorio (interrupciones momentáneas, huecos y picos de tensión) aunque son inevitables por parte de la empresa distribuidora, ya que obedecen a los cambios de la operación del sistema de distribución eléctrica y de la influencia de descargas eléctricas de origen atmosférico; se deben tratar de limitar en lo posible por parte de la empresa eléctrica en cuanto a su amplitud, duración y frecuencia, minimizando los efectos que estos provocan al cliente. Para el caso de estudio se establecen como eventos. [2], [4], [6], [7], [8] Este tipo de disturbio, se origina por la conexión o desconexión de cargas importantes en redes débiles (poca potencia de cortocircuito), utilización de equipo inapropiado para la conmutación de líneas, cortocircuitos momentáneos, fallas a tierra, arranque (simultáneo) de motores grandes, etc. En general son eventos, de corta duración, que aun sin provocar una interrupción sostenida del servicio eléctrico, traen graves consecuencias a equipos sensibles Huecos de tensión Según la norma Nacional Calidad del Voltaje de Suministro un hueco de tensión (sag) es una Disminución del valor eficaz (rms) de voltaje entre un 10 y un 90 % del valor de tensión nominal a la frecuencia fundamental de la red de distribución, con una duración entre medio ciclo y un minuto [10] Los dispositivos electrónicos funcionan correctamente mientras el voltaje (o la fuerza impulsora) de la electricidad que alimenta el dispositivo permanece dentro de un intervalo

43 29 constante. Hay varios tipos de fluctuaciones de tensión que pueden causar problemas, incluyendo transitorios, huecos, distorsiones armónicas, e interrupciones momentáneas, etc. Como se ha mencionado anteriormente. Un hueco de voltaje no es una interrupción completa de la energía; es una disminución temporal debajo del 90 % del voltaje nominal. La mayoría de los huecos de tensión no caen debajo del 50% del voltaje nominal, y normalmente duran de 3 a 10 ciclos o 50 a 170 milisegundos, aproximadamente. Los huecos de voltaje son probablemente el problema más común de la mala calidad de la energía para los clientes industriales en la actualidad, y pueden ser un problema significativo para los grandes clientes comerciales y residenciales también. Los huecos de voltaje son causados por aumentos precipitados en cargas, cortocircuitos, fallas a tierra, arranque de grandes motores, los grandes calentadores eléctricos, o son causados por aumentos precipitados en la impedancia de la fuente (causada típicamente por alguna conexión floja). La figura muestra el efecto de un hueco de tensión sobre el valor rms del voltaje que se suministra a una luminaria. Hay dos fuentes principales de huecos de tensión: Externas (los generados en la red de distribución) e Internas (los generados dentro de la instalación del cliente).

44 30 Figura Representación de un hueco de tensión (sag). Fuente: IEEE Std : Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality Las compañías se esfuerzan continuamente para proporcionar la energía eléctrica más confiable, constante y de mayor calidad posible. En general, muchos fenómenos pueden causar huecos de tensión. Por ejemplo las tormentas eléctricas son la causa externa más común de los huecos de tensión (sags) e interrupciones momentáneas en la mayoría de las áreas del norte de América. Otras causas externas que comúnmente originan huecos de voltaje son: animales (particularmente ardillas), y el arranque de cargas grandes en las redes vecinas. Las causas internas más comunes de los huecos de voltaje pueden incluir el arranque de cargas importantes en la red, fallas a tierra u otro similar. Los huecos de tensión (sags) pueden llegar desde la red de la empresa distribuidora, como ya se mencionó. Sin embargo, en la mayoría de los casos, se generan dentro del edificio mismo. Por ejemplo, en el cableado residencial, la causa más común de los huecos de tensión es la corriente de arranque de los motores del refrigerador y del aire acondicionado.

45 31 Figura Representación de un hueco de tensión (sag). Fuente: ACEN (Área de Conservación de Energía. ICE) Si un hueco de tensión es causa de problemas o no, dependerá de la magnitud y de la duración del mismo y de la sensibilidad de los equipos. Muchos tipos de equipos electrónicos son sensibles a los huecos de tensión (sags), incluyendo variadores de velocidad, contactores de arranque de motores, los equipos de robótica, controladores lógico-programables (PLC s), fuentes reguladas de alimentación, y relees de control múltiple. Mucho de este equipo se utiliza en procesos críticos como parte de un gran total, que puede conducir a tiempos muertos, los cuales resultan ser muy costosos cada vez que ocurren los huecos de tensión, pues implican una salida momentánea de operación de la planta, si es el caso, o el cese de prestación de un servicio. Las soluciones para los problemas relacionados con los huecos de tensión empiezan por entender y establecer la sensibilidad del equipo electrónico ante las interrupciones momentáneas y a los huecos de tensión (sags). Esta información se obtiene generalmente consultando las especificaciones del fabricante del equipo y los datos de prueba. También se puede probar la sensibilidad del equipo a los huecos de voltaje usando un aparato de

46 32 medición llamado un generador de huecos de tensión (sags), el cual genera huecos de voltaje y registra las respuestas del equipo. La figura muestra un ejemplo de un hueco de tensión registrado por un analizador de energía llamado Power Logic de la marca Schneider Electectric. [15] En Costa Rica se considera (según la normativa establecida por la ARESEP [10]) que un hueco de tensión (sag) con una magnitud entre 0% y 87% del voltaje nominal, con una duración mayor a 8.33ms, como no permitido (o sea fuera de la norma) Picos de tensión También conocidos como impulsos ( swells, en inglés), un pico es un aumento drástico instantáneo en el voltaje. Figura Representación de un pico de tensión (swell). Fuente: Los picos de tensión (swells) de voltaje son breves aumentos del valor eficaz (RMS) de voltaje entre un 10% y un 80% del valor de tensión nominal a la frecuencia fundamental de la red de distribución y normalmente duran de 3 a 10 ciclos o 50 a 170 milisegundos, aproximadamente en el mismo intervalo de tiempo que los huecos de tensión (obsérvense las figuras y 2.5.4).

47 33 Los incrementos de voltaje (swells) son causados casi siempre por una reducción precipitada en la carga conectada a un circuito con una mala regulación de voltaje, aunque pueden también ser causadas por haber eliminado la conexión al neutro. Figura Representación de un pico de tensión (swell). Fuente: IEEE Std : Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality De acuerdo a su ubicación en la curva ITI CBEMA (véase figura 4.7.1), un pico de tensión ubicado por encima del límite superior de la curva, puede ingresar en un equipo electrónico a través de las líneas de CA, las líneas de cableado serial o telefónicas de la red y dañar, o hasta incluso destruir por completo los componentes del equipo. En Costa Rica se considera (según la normativa establecida por la ARESEP) que un pico de tensión (swell) con una magnitud mayor a 115% del voltaje nominal, de cualquier duración, como no permitido (o sea fuera de la norma).

48 CAPÍTULO 3: Diagnóstico (según la norma AR-NTCVS) Para la ejecución de un análisis de calidad del voltaje de suministro (calidad de energía), la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos ARESEP establece en su norma AR- NTCVS Calidad del voltaje de suministro, que el mismo se debe llevar a cabo durante un período de siete días de forma continua. Para el presente estudio se realizó un registro de parámetros, el cual tuvo una duración total de 11 días comprendidos entre el 12/02/2005, y el 23/02/ Frecuencia Eléctrica Los límites de variación de la frecuencia eléctrica en una red de distribución de energía eléctrica en Costa Rica (60Hz) se encuentran establecidos por ley (norma AR-NTCVS [10]), como anteriormente se mencionó. Por lo tanto para un cliente servido por cualquiera de las ocho empresas comercializadoras de energía eléctrica, en este caso por el ICE la frecuencia eléctrica no debe ser menor de 59.7Hz, ni mayor de 60.3Hz. La tabla 3.1 muestra el rango en el que varió la frecuencia eléctrica durante la medición realizada a la empresa. Tabla 3.1 Rango de variación de la frecuencia eléctrica durante el lapso de medición. Tipo de red / Mínimo Promedio Máximo Valor Red acoplada Hz Hz Hz Fuente: Medición de campo. ACEN 34

49 Amplitud nominal de la tensión El sistema de distribución del cual esta servida la empresa en estudio es en media tensión (se considera media tensión aquella que se encuentra entre 1kV y 34.5kV), para lo cual la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en su norma AR-NTCVS establece lo que se presenta en la tabla 3.2. La empresa a la que se refiere el presente estudio se encuentra servida a 34.5/19.92kV. Tabla 3.2 Valores eficaces de tensión nominal en redes de distribución aéreas de carácter general. (Media Tensión) Sistema/Tensión Entre líneas activas (Voltios) Entre líneas activas y neutro (voltios) Trifásico 4 conductores Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, Amplitud de la tensión de servicio En condiciones normales de explotación, la amplitud de la tensión de servicio (Vs) de valor eficaz (rms), en redes generales de distribución a media tensión, debe estar (según la normativa de ARESEP) comprendida en los intervalos que se muestran en la tabla 3.3. Tabla 3.3. Intervalos Normal y Tolerable del Valor de Tensión de Servicio. (Media Tensión) Sistema Intervalo Normal (Voltios) Tolerable (Voltios) Trifásico 4 conductores V mín V máx V mín V máx 34500/ / / / /21080 Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, 2002.

50 3.4 Variación de la tensión de servicio El estudio de la variación de la tensión de servicio se llevó a cabo por un lapso de 11 días, mientras que la ARESEP dicta que En condiciones normales de explotación, para cada período de una semana (7 días consecutivos), el 95 % de los valores eficaces, promediados en diez minutos, deben situarse en el intervalo normal del valor de tensión de servicio (Vs) [10]. En la tabla 3.4 se pueden notar los valores máximos, mínimos y promedios registrados para las tensiones tanto de fase como de línea, durante la medición, realizada en la empresa. Tabla 3.4. Voltajes máximos, mínimos y promedios registrados durante el lapso de medición. Valores Van(V) Vbn(V) Vcn(V) Vab(V) Vbc(V) Vca(V) Máximo 20795, , , , , ,88 Promedio 20506, , , , , ,59 Mínimo 20795, , , , , ,88 Fuente: Medición de campo. ACEN Tabla 3.5. Segregación de los valores registrados por intervalo de voltaje promedio (Cantidad de Registros por Intervalo / Porcentaje). Intervalo (V) Van Vbn Vcn Vab Vbc Vca Vn> (3.07%) 71(4.45%) <Vn<= (47.59%) 563(35.30%) <=Vn<= (100%) 787(49.34%) 961(60.25%) <=Vn< Vn< Vn> (8.5%) 15(1%) 36230<Vn<= (61.6%) 217(13.6%) 33640<=Vn<= (100%) 476(29.84%) 1363(85.4%) 32780<=Vn< Vn< Fuente: Medición de campo. ACEN 3.5 Asimetría de las tensiones de fase En cuanto a la asimetría de las tensiones de fase la norma de ARESEP establece que En el caso de sistemas trifásicos, la empresa distribuidora deberá diseñar y operar la red de 36

51 distribución, de tal forma que la asimetría de la tensión de servicio no exceda el 3%, en condiciones de ausencia de carga [10]. Sin embargo, tomando en cuenta la característica operativa de la empresa en estudio, no es posible realizar esta medición en una condición de ausencia total de carga, por lo que se tomará la condición más cercana a la ausencia de carga. En la tabla 3.6 se presentan las condiciones más cercanas a la ausencia de carga a la fecha y hora que se registraron. Tabla 3.6. Asimetría de las tensiones de fase (condición cercana a la ausencia de carga) Fecha Hora Ia (A) Ib (A) Ic (A) Van (V) Vbn (V) Vcn (V) % de asimetría 13/2/2005 6:00pm 3,903 9,953 2, , , ,101 1,10% Fuente: Medición de campo. ACEN Para realizar el cálculo de la asimetría de tensión correspondiente se utilizó la ecuación 2.2-1: Maxima _ desviación _ del _ voltaje _ promedio Asimetria _ de tension = *100 (2.2-1) Voltaje _ promedio % _ 3.6 Tensiones armónicas 37 En el caso de las tensiones armónicas, la normativa establece que En condiciones normales de explotación, para cada período de siete días consecutivos, el 95 % de los valores eficaces de cada tensión armónica promediados en 10 minutos, no debe sobrepasar el 3% del valor de tensión nominal. Además, la tasa de distorsión armónica total de la tensión (TDA) suministrada (comprendidos todos los armónicos hasta el orden 40) no debe sobrepasar el 5% [10].

52 En el presente estudio se han tomado en cuenta, únicamente, las componentes armónicas impares de los órdenes 3 a, 5 a, 7 a, 9 a, 11 a, debido a que son estas las que mayor presencia e influencia tienen sobre el sistema, pues las componentes armónicas pares e impares superiores al orden 11, se atenúan mucho y tienen poca presencia, por lo que bastará con analizar los ordenes mencionados. Será frecuente durante el desarrollo del presente trabajo alternar los términos TDA y THD V. Tabla 3.7. Valores Máximos Registrados de Tensiones Armónicas por fase (Porcentaje) Valores V 3 V 5 V 7 V 9 V 11 Van 3,07 4,64 2,70 1,13 0,82 Vbn 5,03 5,24 6,08 3,68 2,73 Vcn 2,03 3,07 5,29 2,42 1,03 Fuente: Medición de campo. ACEN En la tabla 3.8 se puede notar los porcentajes de la tasa de distorsión armónica total para cada una de las tres fases. Tabla 3.8. Valores Máximos mínimos y promedios de Tasa de Distorsión Armónica de Voltaje. Porcentajes (%) THDV AN THDV BN THDV CN Máximo 5,85 8,59 6,25 Promedio 3,63 7,03 3,85 Mínimo 2,34 5,46 2,34 Fuente: Medición de campo. ACEN Tabla 3.9. Segregación de clases TDA (cantidad / porcentaje) Intervalo V AN V BN V CN TDA>15% %<TDA<=15% %<TDA<=9% 4 (0.25%) 1595 (100%) 111 (6.96%) TDA<=5% 1591 (99.75%) (93.04%) Fuente: Medición de campo. ACEN 38

53 3.7 Corrientes armónicas La normativa establece en el caso de las corrientes armónicas que Las empresas eléctricas velarán porque los abonados o usuarios de tipo industrial y general, con servicios trifásicos ajusten sus instalaciones con el fin de que la distorsión armónica de la corriente en el punto de entrega se encuentre dentro de los límites establecidos en [10] Tabla Valores de la máxima corriente eléctrica demandada por la empresa. Valor Ia (A) Ib (A) Ic (A) Máximo 20,05 24,40 19,38 Fuente: Medición de campo. ACEN Tabla Límites de distorsión armónica de corriente para usuarios del servicio. LÍMITES DE DISTORSIÓN ARMÓNICA DE CORRIENTE PARA USUARIOS CONECTADOS EN REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN. (Tensión de 120 a voltios) I sc /I L h<11 11 h<17 17 h<23 23 h<35 35 h TDD < < < < > h: Orden de la armónica. I sc : Máxima corriente de cortocircuito en el punto de entrega. I L : Máxima corriente demandada por la carga. TDD: Total de distorsión de demanda de corriente, como un porcentaje de la máxima corriente demandada por la carga. Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, Para obtener el valor de la tasa de distorsión de demanda de corriente que corresponde a 39 este cliente se procede a calcular la relación I SC I L ; donde IL es el valor promedio de la máxima corriente demandada durante los doce últimos meses precedentes al estudio e I sc es la corriente de cortocircuito en el punto de entrega. Calculando el valor de la relación entre

54 la corriente de cortocircuito trifásica la cual tiene un valor 1 de 405.6A y la corriente demandada por la carga en los últimos 12 meses (I L ) cuyo valor 1 es 19.66A se obtiene que el valor de dicha relación corresponde a: I SC Re lación : = = I L Con el valor anterior, la normativa establece una tasa de distorsión armónica de corriente máxima de 8,0 (tabla 3.11). Los valores porcentuales (respecto a la corriente máxima demandada) máximos para las armónicas de corriente registrados se muestran la tabla Análogamente a las tensiones armónicas solamente se registraron las componentes 3 a, 5 a, 7 a, 9 a, 11 a, para las corrientes armónicas. Tabla Valores Máximos de Corrientes Armónicas Valores I 3 I 5 I 7 I 9 I 11 Ia % 116,75 91,89 44,86 25,90 19,48 Ib % 100,93 72,32 39,66 17,90 11,98 Ic % 91,99 77,71 45,14 20,89 22,85 Fuente: Medición de campo. ACEN Los valores máximos en porcentaje de la tasa de distorsión armónica de demanda de corriente por fase se muestran en tabla 3.13, la tabla muestra por su parte las armónicas de corriente al ocurrir la máxima demanda, así como la THD I. Tabla Valores (%), máximo, mínimo y promedio de THD I registrados durante la medición. Porcentajes THD IA THD IB THD IC Mínimo 13,28 19,92 7,42 Promedio 34,71 49,13 22,84 Máximo 134,76 131,25 133,98 Fuente: Medición de campo. ACEN 40 1 Datos brindados por el Área de Conservación de Energía. ICE.

55 Tabla Valores (%), al ocurrir la máxima demanda, de corrientes armónicas registradas durante la medición. % I 3 I 5 I 7 I 9 I 11 THD I I A 13,660 9,610 5,380 9,490 3,620 24,60 I B 22,580 15,960 8,450 1,920 0,830 30,85 I C 7,260 7,200 6,770 0,920 1,720 14,84 Fuente: Medición de campo. ACEN 3.8 Variaciones de voltaje de corta duración 41 Este tipo de disturbio, se origina por la conexión o desconexión de cargas importantes en redes débiles (poca potencia de cortocircuito), utilización de equipo inapropiado para la conmutación de líneas, cortocircuitos momentáneos, fallas a tierra, arranque (simultáneo) de motores grandes, etc. En general son eventos, de corta duración, que aun sin provocar una interrupción sostenida del servicio eléctrico, traen graves consecuencias a equipos sensibles. Las magnitudes y duraciones, típicas y no permisibles según la norma de la ARESEP para estos eventos son presentados en la tabla Tabla Variaciones de voltaje de corta duración Categoría Duración Típica Magnitud Típica Valores no permisibles Impulso 5µs. 1ms % Impulsos con magnitud mayor al 200 % de V n. Hueco de tensión 8.33ms 1 minuto % Huecos entre un 0 % y un 87 % de V n con duración mayor a 8.33 ms. Pico de tensión 8.33ms a 1 minuto % Picos mayores a 115% de V n de cualquier duración. Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, A continuación se presenta un resumen de los eventos de corta duración que se presentaron durante el lapso de medición.

56 Tabla Variaciones de voltaje de corta duración registradas Resumen Cantidad de eventos Tiempo total (ms) Duración mínima (ms) Duración promedio (ms) Huecos de pensión Picos de tensión 42 Duración máxima (ms) Fuente: Medición de campo. ACEN

57 CAPÍTULO 4: Análisis de Resultados El presente capítulo pretende realizar un análisis de los parámetros relacionados con la calidad de la energía ( Calidad del voltaje de suministro ), que se establecen en la norma técnica AR-NTCVS de la ARESEP. 4.1 Frecuencia eléctrica En la tabla 4.1 se nota que en condiciones normales de operación la frecuencia eléctrica del sistema nacional interconectado (60Hz), presentó los siguientes valores mínimo, promedio, máximo respectivamente Hz, Hz, Hz, lo cual es un indicar claro y conciso de que, en términos de frecuencia eléctrica no se está incumpliendo la norma que dicta la ARESEP. Además se puede observar su variación en el tiempo (durante el lapso de medición) en la figura Tabla 4.1 Comparación de los rangos de variación de la frecuencia eléctrica, según la norma de ARESEP, y durante el lapso de medición. Red acoplada / Valor Mínimo Promedio Máximo Datos medidos Hz Hz Hz Norma ARESEP 59.7Hz 60Hz 60.3Hz Fuentes: Medición de campo. ACEN Norma AR - NTCVS 43

58 44 Figura Gráfico de variación de la frecuencia eléctrica del sistema. Fuente: Medición de campo. ACEN 4.2 Variaciones de la tensión de servicio En cuanto a las variaciones de la tensión de servicio se presentan algunas discordancias con respecto a lo establecido por la norma técnica emitida por la ARESEP. En la figura se pueden notar las variaciones de la tensión de servicio por fase. Figura Gráfico de variación de la tensión de servicio. Fuente: Medición de campo. ACEN

59 Para las tensiones de fase mostradas en la figura 4.2.1, así como los valores de la tabla 3.5, se puede notar que se está incumpliendo la norma por parte del ICE ya que es claro que los valores eficaces de los voltajes de las fases B y C se encuentran dentro del intervalo normal (véase tabla 3.3) solamente en un 49.34% y en un 60.25% respectivamente. Tabla 3.3. Intervalos Normal y Tolerable del Valor de Tensión de Servicio. (Media Tensión) Sistema Intervalo Normal (V) Tolerable (V) Trifásico 4 conductores V mín V máx V mín V máx 34500/ / / / /21080 Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, Tabla 3.5. Segregación de los valores registrados por intervalo de voltaje promedio (Cantidad de Registros por Intervalo / Porcentaje). Intervalo (V) Van Vbn Vcn Vab Vbc Vca Vn> (3.07%) 71(4.45%) <Vn<= (47.59%) 563(35.30%) <=Vn<= (100%) 787(49.34%) 961(60.25%) <=Vn< Vn< Vn> (8.5%) 15(1%) 36230<Vn<= (61.6%) 217(13.6%) 33640<=Vn<= (100%) 476(29.84%) 1363(85.4%) 32780<=Vn< Vn< Fuente: Medición de campo. ACEN Mientras que la norma exige que sean el 95% de los valores eficaces (como mínimo), medidos en un intervalo de integración de 10 minutos, los que se encuentren en el intervalo normal (en negrita). Sumado a esto, los valores de voltajes de las fases B y C se encuentran, para el lapso de medición, dentro del rango tolerable en un 47.59% y 35.3% respectivamente, otro dato que

60 46 indica la existencia de anomalías pues únicamente puede ser el 5% de los datos los que se encuentren en este intervalo. Un 3% de los valores de la fase B y un 5% de los valores de la fase C se ubicaron fuera de los intervalos estipulados por la norma, lo que agrava aún más la situación. Sin embargo, la fase A no presenta problemas de este tipo pues el 100% de los datos registrados se encuentran en el intervalo normal, establecido por la norma. Análogamente y como es de esperarse por la relación existente entre las tensiones de línea y las de fase, las tensiones de línea también presentan problemas como se muestra en la parte derecha de la tabla 3.5. Observando la figura se puede notar que la fase B presenta una sobretensión sostenida (promedio) a lo largo del lapso de medición (20913,000V), de igual forma, aunque de manera más atenuada, la fase C presenta una sobretensión sostenida (promedio) durante el intervalo de medición (20895,330V), estas dos condiciones, se encuentran cerca del límite de tensión (20920,0V) establecido por la norma de la ARESEP, y suelen estar asociadas a condiciones particulares de las líneas de distribución como lo es la regulación de tensión, así por ejemplo, una alta regulación de tensión implica que el sistema es mas sensible a las variaciones de carga que se puedan presentar en el mismo, que si se tuviese una regulación de tensión baja.

61 Asimetría de las tensiones de fase Para este estudio, debido a las condiciones operativas del cliente, no se logró realizar el cálculo de la asimetría de tensiones en las condiciones propiamente dichas por la norma (en ausencia de carga). Tabla 3.6. Asimetría de las tensiones de fase (condición más cercana a la ausencia de carga) Fecha Hora Ia (A) Ib (A) Ic (A) Van (V) Vbn (V) Vcn (V) % de asimetría 13/2/2005 6:00pm 3,903 9,953 2, , , ,101 1,10% Fuente: Medición de campo. ACEN Para ello se procedió a determinar el momento donde se registró la mínima demanda de corriente eléctrica para tratar de aproximarse a las condiciones de ausencia de carga. En la tabla 3.6 se muestra el momento donde se presentó dicha condición, obteniéndose un 1.10% de asimetría, menor al 3% que establece la norma para este apartado. En la figura es posible notar el comportamiento de la asimetría de tensión. Figura Gráfico de variación de la asimetría de tensión. Fuente: Medición de campo. ACEN

62 48 Observando el comportamiento que presenta la asimetría de tensiones mostrado en la figura en presencia de carga, es de esperarse que en condiciones de ausencia de carga no sobrepase el valor del 3% establecido, para este punto en la normativa de Calidad de Voltaje de Suministro, como límite máximo. Por lo tanto se nota que el ICE cumple con este apartado (asimetría de las tensiones de fase) de la norma. Para realizar el cálculo de la asimetría de tensión correspondiente se utilizó la ecuación 2.2-1: Maxima _ desviación _ del _ voltaje _ promedio Asimetria _ de tension = *100 (2.2-1) Voltaje _ promedio % _ Siendo la máxima desviación promedio aquel valor que se obtiene de realizar la diferencia del promedio y el valor de tensión más alejado a él , , ,101 Voltaje _ promedio = = V Tensiones armónicas = * % Asimetri _ de _ tension = 1.10% Para las tensiones armónicas la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) establece en su normativa que, en condiciones normales de explotación, para cada período de siete días consecutivos, el 95% de los valores eficaces de cada tensión armónica promediados en 10 minutos, no debe sobrepasar el 3% del valor de la tensión nominal;

63 además la tasa de distorsión armónica total de la tensión (TDA) suministrada no debe sobrepasar el 5%. Los valores aquí mencionados corresponden a los límites de tensiones armónicas de la tensión de servicio, siempre y cuando el abonado o usuario cumpla con las condiciones de corrientes armónicas mencionadas sobre este punto en la normativa. En el caso de la tasa de distorsión armónica de tensión se tiene que la totalidad de los valores registrados (tabla 3.8) están por encima del 5% establecido como valor normal, sin embargo es necesario antes de dictar cualquier conclusión sobre este punto, analizar la tasa de distorsión armónica de corriente que presenta éste cliente del sector agroindustrial. El comportamiento mencionado se puede observar en la figura donde se tiene graficada la tasa de distorsión armónica de voltaje (THD V o TDA) en función del tiempo que duró la medición. Tabla 3.8. Valores Máximos mínimos y promedios de Tasa de Distorsión Armónica de Voltaje. Porcentajes (%) THDV AN /THDV AB THDV BN /THDV BC THDV CN /THDV CA Máximo 5,85 8,59 6,25 Promedio 3,63 7,03 3,85 Mínimo 2,34 5,46 2,34 Fuente: Medición de campo. ACEN 49

64 50 Figura Gráfico de variación de la tasa de distorsión armónica de tensión por fase. Fuente: Medición de campo. ACEN Esta tasa de distorsión armónica, así como los valores que presentan las armónicas individuales de tensión, son atribuibles al tipo de cargas que maneja la empresa (cargas de tipo no lineal), las cuales generan gran cantidad de corrientes armónicas. Es por esta razón que se deberán analizar las mismas para fundamentar aún más esta atribución. 4.5 Corrientes armónicas Las corrientes armónicas son un problema ocasionado por el equipo eléctrico que posee el cliente de tipo industrial (cargas no lineales), que alteran directamente en mayor o menor grado la forma de onda de tensión suministrada por la empresa eléctrica en el punto de entrega. Todo esto va a depender del tamaño que representen las cargas generadoras de armónicas con respecto a las cargas lineales.

65 51 En el numeral 2.7 de la norma Calidad del Voltaje de Suministro, la ARESEP otorga a las empresas distribuidoras de energía eléctrica la responsabilidad de velar para que sus abonados, de tipo industrial o general, regulen la generación de corrientes armónicas, mismas que a su vez serán transportadas por la red de distribución de la compañía, afectando a clientes, topológicamente, cercanos e inclusive afectándose así mismos, ya que en presencia de una tasa de distorsión armónica de corriente elevada se origina una disminución considerable del factor de potencia. I Para el presente caso se determinó que la relación SC I I SC Re lación : = = I L L, corresponde a Por lo cual, los valores que corresponden para la tasa de distorsión de demanda de corriente total (TDD o THD I ) deben ser menores o iguales a 8.0%, cuando ocurre la máxima demanda (tabla 3.11 y ); y los porcentajes permitidos para las corrientes armónicas medidas de orden impar deben ser tales que las componentes impares, por debajo de I 11 tengan una magnitud menor al 7.0% de la máxima corriente de carga. En la figura se puede observar el comportamiento que presenta la tasa de distorsión de demanda de corriente (TDD o THD I ).

66 52 Figura Gráfico de variación de la tasa de distorsión armónica de corriente. Fuente: Medición de campo. ACEN De acuerdo con la figura 4.5.1, lo anteriormente expuesto, y los datos proporcionados en la tabla es claro que esta empresa es una gran fuente de corrientes armónicas, propiamente la tabla muestra, los valores tanto de corrientes armónicas individuales, así como de la tasa de distorsión armónica de tensión al momento de ocurrir la máxima demanda. Tabla Valores (%), al ocurrir la máxima demanda, de corrientes armónicas registradas durante la medición. % I 3 I 5 I 7 I 9 I 11 THD I I A 13,660 9,610 5,380 9,490 3, I B 22,580 15,960 8,450 1,920 0, I C 7,260 7,200 6,770 0,920 1, Fuente: Medición de campo. ACEN Los valores de la tabla son el indicador conciso para indicar que la empresa incumple con el apartado 2.7 de la norma de ARESEP, sobre corrientes armónicas, ya que sobrepasan el 8.0% de THD I establecido como límite máximo.

67 53 También queda claro que las armónicas individuales de tercer y quinto orden para las tres fases, además de la sétima armónica de la fase B y la novena armónica de la fase A, sobrepasan el límite máximo de 7.0% establecido por la norma. (En negrita se muestran los valores que se encuentran fuera de lo estipulado por la ARESEP) El cliente presenta problemas de resonancia que amplifican la distorsión armónica de corriente, sobrepasando el límite dado por la norma. Al no cumplir con lo establecido por la ARESEP, la norma exime a la empresa distribuidora de energía a cumplir que el 95% de los registros de la distorsión armónica de voltaje sea menor al 5%. Como anteriormente se mencionó la fuente más grande de armónicas son los convertidores estáticos de potencia (de los cuales las plantas industriales, medianamente modernizadas, están plagadas). La mayor aplicación de los convertidores estáticos de potencia está en los dispositivos variadores de velocidad para el control de motores. Estos dispositivos (drive) estáticos se usan ahora en todos los motores industriales, ofreciendo mayor eficiencia, mejor control de la velocidad, y mejor operación, libre de mantenimiento en comparación a otros dispositivos convencionales. Pero presentan el grave inconveniente de que introducen gran cantidad de armónicas de diferentes frecuencias a la red del sistema, prueba de ello son la elevada tasa de distorsión de demanda de corriente para cada una de las fases y las componentes impares (de la 3 a a la 11 a ) individuales de las corrientes armónicas, presentes en esta empresa.

68 Variaciones de voltaje de corta duración Aunque las variaciones de voltaje de corta duración son inevitables por parte de la empresa eléctrica, esta debe limitarlas en cuanto a magnitud, duración y frecuencia. Para el período de registro, el cual fue de 11 días (la normativa de la ARESEP establece que dicho periodo debe ser de 7 días consecutivos) se registraron 27 eventos de corta duración, todos ellos huecos de tensión; para una duración total de 1.999s. (1999 ms), para el detalle véase el apéndice Listado de eventos de corta duración. Tabla Variaciones de voltaje de corta duración Categoría Duración Típica Magnitud Típica Valores no permisibles Impulso 5µs. 1ms % Impulsos con magnitud mayor al 200 % de V n. Hueco de tensión 8.33ms 1 minuto % Huecos entre un 0 % y un 87 % de V n con duración mayor a 8.33 ms. Pico de tensión 8.33ms a 1 minuto % Picos mayores a 115% de V n de cualquier duración. Fuente: Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, A continuación se presenta un resumen de los eventos de corta duración que se presentaron durante el lapso de medición. Tabla Variaciones de voltaje de corta duración registradas Resumen Cantidad de eventos Tiempo total (ms) Duración mínima (ms) Duración promedio (ms) Huecos de pensión Fuente: Medición de campo. ACEN Duración máxima (ms)

69 55 En las tablas 3.14 y 3.15 se indican en detalle las principales características que presentaron estos eventos de corta duración (huecos de tensión en su totalidad), se puede notar que presentan duraciones que van desde los 14ms hasta 696ms promediando 76.13ms. En este estudio son tomados los eventos de corta duración que tuvieron valores no permisibles, cuya magnitud estuvo por debajo del 87% para el caso de los huecos de tensión, y mayores a 115% para los picos de tensión. Como se muestra en la tabla 3.15, se registraron 27 eventos fuera de los valores permitidos por la ARESEP, por lo que el ICE no cumple con lo establecido en la normativa para este punto (variaciones de voltaje de corta duración). Desde el punto de vista de seguridad e integridad de los equipos, los eventos registrados se grafican en la curva CBEMA (ver figura 4.7.1). Esta curva nos indica el efecto de un evento determinado en el comportamiento de equipo electrónico: Si el evento se ubica entre las curvas (zona de operación normal) no afecta el funcionamiento del equipo. Si el evento se ubica por debajo de la curva o límite inferior el equipo puede tener mal funcionamiento, como el hecho de que se apague, pero no causa daño al equipo. Si el evento está por encima del límite superior puede causar daño a los equipos electrónicos. Dichos eventos son causados por fallas de cortocircuito, por ejemplo el roce de la rama de un árbol con la línea de distribución; también por el arranque simultáneo de grandes motores, la conexión repentina de grandes cargas, etc.

70 Figura Curva CBEMA para los eventos de corta duración registrados. Fuente. Medición de campo. ACEN 56

71 57 CAPÍTULO 5 Conclusiones y Recomendaciones 5.1 Conclusiones Con en base lo analizado en el capítulo anterior se concluye que: Es claro que la frecuencia eléctrica, a la que se encuentra operando el sistema de distribución, no presenta variaciones fuera de los límites que fija la normativa de la ARESEP. Los voltajes, de la fase A y de línea Vab, suministrados por la empresa eléctrica se encuentran dentro de los valores normalizados por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos, sin embargo existen problemas para los voltajes de línea Vab y Vca y los de las fases B y C, pues ni siquiera el 95% de los datos registrados, se encuentran dentro de los límites que fija la ARESEP. La tasa de distorsión armónica de tensión es en promedio 3.63% para la fase A y 3.85% para la fase C, cumpliendo así con el límite fijado por la ARESEP de un 5%. Sin embargo se presenta un valor máximo de 7.03% en la fase B. La asimetría de las tensiones de fase se encuentra por debajo del establecido por la normativa 2 (3%), siendo el valor promedio presentado de 1,18%, con un valor máximo de 1,94%. Existe gran presencia de armónicas de corriente generadas por el equipo de la empresa, principalmente del orden tercero, quinto, séptimo y noveno, las cuales están 2 Debe recordarse que la asimetría de las tensiones de fase se midió en una condición muy cercana a la ausencia de carga, pero nunca se logró medir en condiciones de ausencia total de carga.

72 58 ocasionando una elevada tasa de distorsión armónica de corriente, que a la postre repercute en la calidad de la onda de tensión suministrada por la compañía distribuidora. La relación corriente de corriente de cortocircuito corriente demandada por la carga establece un valor de como parámetro base para los límites de la tasa de distorsión armónica de corriente (8.0%), y los porcentajes para las armónicas individuales (7.0%) respecto a la máxima corriente demandada. La tasa de distorsión armónica de corriente es 24.60% para la fase A, 30.85% para la fase B y 14.84% para la fase C, por lo que se concluye que el cliente no está cumpliendo con lo establecido para este punto en la norma (TDD menor que 8.0%, tabla 3.11). Tal condición exime a la compañía distribuidora de cumplir con el 5% (como máximo) de tasa de distorsión armónica de tensión. Se registraron 27 variaciones de corta duración todas ellas huecos de tensión. La duración total de dichos eventos fue de 1.999s, los cuales se registraron durante 11 días, de los eventos registrados el 100% resultaron huecos de tensión, los cuales a su vez, se ubican dentro de la curva CBEMA o por debajo de su límite inferior. Resultando de esta manera ser incapaces de producir daños severos al equipo eléctrico y electrónico de la empresa.

73 Recomendaciones Para la compañía distribuidora: A nivel de empresa eléctrica se debe dar seguimiento a los trabajos de mantenimiento de la red para asegurarse la atenuación en la frecuencia de eventos de voltaje de corta duración. Se debe de supervisar de manera constante la operación de la red eléctrica, por parte del personal de la compañía distribuidora, capacitado para este trabajo, para así corregir o atenuar los problemas con los niveles de sobre tensión presentes en el punto donde se sirve a éste cliente. Para el cliente: A nivel de usuario los problemas son mas severos y por ende se requiere de un plan de contingencia, en donde de manera conjunta, tanto el cliente como la empresa distribuidora empiecen a corregir los problemas expuestos anteriormente. Para mitigar las consecuencias que traen las variaciones de voltaje de corta duración (sags y swells) es necesario la utilización de fuentes ininterrumpidas de poder (UPS) para todos aquellos equipos o instrumentos claves en el proceso de producción tales como controladores automáticos (PLC), computadoras y otros que cliente crea convenientes, así como la utilización de supresores de picos para controlar los posibles eventos transitorios que se puedan dar en el sistema.

74 60 Además se pueden listar las siguientes recomendaciones: 1. Dar mantenimiento preventivo a los centros de carga tanto a las conexiones de disyuntores (breakers), equipo eléctrico tal como bombas, motores, bancos de transformadores, bancos para la corrección del bajo factor de potencia, etc.; garantizando el correcto funcionamiento de estos y evitar las pérdidas ocasionadas por falsos contactos, conductores recalentados, etc. 2. Verificar el correcto dimensionamiento (calibre) de los conductores eléctricos que alimentan los equipos, centros de carga, etc. 3. Verificar la correcta puesta a tierra de los equipos eléctricos. 4. Dar mantenimiento al sistema de distribución eléctrica interno (baja tensión) para evitar los problemas ocasionados por subida de animales a la red, fallas a tierra ocasionadas por el roce de la vegetación con los cables, contaminación salina en aisladores; etc. Para disminuir la elevada distorsión armónica de corriente presente es importante tomar en cuenta lo siguiente. 1. Verificar el funcionamiento del banco de condensadores para la corrección del bajo factor de potencia en presencia de las corrientes armónicas. 2. Tener presente la utilización de filtros pasivos, activos o híbridos (véase el Anexo No 1) para aquellas armónicas que tengan mayor presencia en el sistema (véase el anexo sobre filtros para armónicos).

75 BIBLIOGRAFÍA [1]. Harper, E. El ABC de la calidad de la energía. México. Editorial Limusa [2]. Dugan, R. Electrical Power System Quality. Editorial MCGRAW-HILL.1996 [3]. IEEE Std IEEE recommended Practices and Requirements form Harmonic Control in Electrical Power System [4]. Burke, J. Power Distribution Engineering. Editorial MARCEL DEKKER [5]. Lee Willis, H. Power Distribution Planning Reference Book. Editorial MARCEL DEKKER [6]. IEEE Std IEEE Recommended Practice for Design of Reliable Industrial and Commercial Power Systems [7]. Bollen, M. Understanding Power Quality Problems: Voltage Sags and Interruptions. Editorial WILEY INTERSCIENCE [8]. Arrillaga, J. Power System Quality Assessment. Editorial WILEY INTERSCIENCE [9]. Billinton, R. Reliability Assessment of Large Electric Power Systems. Editorial KLUWER ACADEMIC PUBLISHERS [10]. Autoridad Reguladora de los servicios públicos. Calidad del Voltaje de Suministro. La Gaceta, San José; Enero 8, [11]. Greenwood, A. Transients in Power Systems. [12]. Novo, L. Armónicas en Redes de Baja Tensión

76 62 [13]. IEEE Std : Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality [14]. Ferraci, Ph. Cuaderno Técnico n 0 199, La Calidad de la Energía Eléctrica. Schneider Electric, Co. [15]. [16].

77 APÉNDICES Apéndice No 1 Características generales del circuito de alimentación 3. El circuito de alimentación del ICE es trifásico, configuración estrella, cuyo voltaje nominal es 34,5 KV/ 19,92 KV. La corriente de corto circuito en el punto de entrega es de 405,6 amperios. La subestación de la empresa cuenta con dos bancos de transformadores, con las siguientes características: Banco trifásico, formado por tres transformadores de 500 KVA, voltaje secundario 480 / 277 V (conexión estrella con neutro aterrizado). Impedancia del banco de transformadores 2%. Banco trifásico, formado por tres transformadores de 333 KVA, voltaje secundario 480 / 277 V (conexión estrella con neutro aterrizado). Impedancia del banco de transformadores 2%. Cada banco de transformadores cuenta con bancos de capacitores para la corrección del bajo factor de potencia, ubicados en los tableros principales. Cada banco de capacitores tiene once etapas de 50 KVAr cada una, para una capacidad total 550 KVAr. 3 Los datos fueron brindados por personal del Área de Conservación de Energía del ICE (ACEN). 63

78 64 Figura A.1 Diagrama unificar de la empresa. Fuente: Programa de eficiencia energética del ICE Apéndice No 2 Características del equipo de medición. El equipo para efectuar el estudio es un dispositivo digital multifunción de instrumentación para adquisición de datos y control (analizador de energía y parámetros eléctricos) de la marca NEXUS, cuyo modelo es el Éste cuenta con capacidad para medición de parámetros eléctricos en valores RMS reales (true rms), entre los que se encuentran parámetros referentes a la calidad de energía (Power Quality); huecos de tensión (sags), picos de tensión (Swells), entre otros.

79 65 Apéndice No 3 Configuración básica del equipo Parámetros de medición: 1. TC 4 : 50:5 2. TC en Neutro: 50:5 (no instalado) 3. TP 7 : 20125: Alambrado: Estrella. Límites y Escala Máxima de Forma de Onda 5. I A, I B, I C, I Nc : 50 A 6. I Nm : 50 A 7. V AN, V BN, V CN : V 8. V AB, V BC, V CA : V 9. V AUX : 120 V 10. Frecuencia Eléctrica: 60 Hz. Registro de Demanda 1. Intervalo de ventana térmica: 15 minutos 2. Intervalo de ventana bloque: 15 minutos 3. Intervalo de ventana enrolada: 15 minutos 4. Sub-intervalo ventana enrolada: 5 minutos Límites Calidad de Energía 4 TC: Transformador de Corriente; TP: Transformador de Potencial.

80 66 1. Pico de Voltaje de Fase (V an,v bn, V cn ) 115 % 2. Hueco de Voltaje de Fase (V an,v bn, V cn ) 87 % 3. Pico de Voltaje de Línea (V ab,v bc, V ca ) 115 % 4. Hueco de Voltaje de Línea (V ab,v bc, V ca ) 87 % 5. Corrientes de Fase (I a, I b,i c ) 80 % Ajustes de prueba Medición de los siguientes parámetros eléctricos 1. Voltajes línea-línea (V AB, V BC ; V CA ) 2. Voltajes línea-neutro (V AN, V BN, V CN ) 3. Corrientes de fase (I A, I B, I C ) 4. Tasa de distorsión Armónica de Voltaje (TDA V) 5. Tasa de distorsión Armónica de Corriente.(TDD I) 6. Factor de potencia por fase 7. Factor de potencia trifásico 8. Demanda Real 9. Demanda Aparente 10. Armónicas de Voltaje de fase (3 ra, 5 ta, 7 ma, 9 na, 11 ava ) 11. Armónicas de Corriente de fase (3 ra, 5 ta, 7 ma, 9 na, 11 ava ) 12. Variaciones de Voltaje de corta 13. Variaciones de Voltaje de larga duración.

81 67 Apéndice No 4 Programación de los parámetros de medición. Los siguientes fueron los parámetros programadas para ser registrados por los equipos de medición en un periodo de integración de 10 minutos según lo establecido por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP) 1. Voltajes entre líneas.(v AB, V BC, V CA ) 2. Voltajes línea -neutro (V AN, V BN, V CN ) 3. Corrientes de fase (I A, I B, I C ) 4. Factor de potencia por fase. 5. Tasa de distorsión armónica de voltaje (TDA V ) 6. Tasa de distorsión armónica de corriente.(tdd I ) 7. Magnitud Armónicas de Voltaje por fase (3 a, 5 a, 7 a, 9 a, 11 a ). 8. Magnitud Armónicas de Corriente por fase (3 a, 5 a, 7 a, 9 a, 11 a ). 9. Severidad de Parpadeo de corta duración por fase. Los siguientes parámetros se programaron para ser registrados en un período de integración de 15 minutos: Demanda Real ( KW ) Factor de potencia trifásico Demanda Aparente (KVA).

82 Apéndice No 5 Históricos de consumo 5. A continuación se presenta una tabla que contiene los datos de consumo de la empresa de los últimos doce meses. Tabla A.1. Historial de consumo de la empresa de los últimos doce meses. Mes - año Consumo Demanda Factor de Factor de Energía (kw) Potencia Carga kwh Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Fuente. Área de Conservación de Energía del ICE (ACEN) 68 5 El historial de consumo de la empresa fue facilitado por personal del ACEN.

83 69 Apéndice No 6 Gráficos de demanda Figura A.2 Gráfico de demanda de potencia activa (kw) Fuente: Medición de campo. ACEN Figura A.3 Gráfico de demanda de potencia aparente (kva) Fuente: Medición de campo. ACEN

84 70 Apéndice No 7 Listado de eventos de corta duración registrados. Fecha/Hora de Inicio Fecha/Hora de Finalización Duración ms Condición % del nominal Tipo de falla 13/02/ :31: a.m. 13/02/ :31: a.m. 268 Sag 56,550 Monofásica 13/02/ :31: a.m. 13/02/ :31: a.m. 250 Sag 79,080 Monofásica 13/02/ :16: a.m. 13/02/ :16: a.m. 186 Sag 37,660 Monofásica 16/02/ :19: a.m. 16/02/ :19: a.m. 50 Sag 73,800 Monofásica 16/02/ :10: a.m. 16/02/ :10: a.m. 15 Sag 82,420 16/02/ :10: a.m. 16/02/ :10: a.m. 15 Sag 81,540 Bifásica 16/02/ :01: p.m. 16/02/ :01: p.m. 32 Sag 82,830 Monofásica 18/02/ :01: a.m. 18/02/ :01: a.m. 696 Sag 80,680 Monofásica 19/02/ :48: a.m. 19/02/ :48: a.m. 50 Sag 79,400 Monofásica 19/02/ :08: p.m. 19/02/ :08: p.m. 32 Sag 69,700 Monofásica 19/02/ :08: p.m. 19/02/ :08: p.m. 17 Sag 83,160 Monofásica 20/02/ :41: p.m. 20/02/ :41: p.m. 18 Sag 86,850 Monofásica 21/02/ :50: a.m. 21/02/ :50: a.m. 14 Sag 60,740 21/02/ :50: a.m. 21/02/ :50: a.m. 14 Sag 54,670 Bifásica 21/02/ :29: a.m. 21/02/ :29: a.m. 14 Sag 86,890 21/02/ :29: a.m. 21/02/ :29: a.m. 14 Sag 80,840 Bifásica 21/02/ :05: p.m. 21/02/ :05: p.m. 33 Sag 61,870 Monofásica 21/02/ :05: p.m. 21/02/ :05: p.m. 16 Sag 83,270 Monofásica 21/02/ :08: p.m. 21/02/ :08: p.m. 50 Sag 62,100 Monofásica 21/02/ :08: p.m. 21/02/ :08: p.m. 32 Sag 83,280 Monofásica 22/02/ :24: a.m. 22/02/ :24: a.m. 32 Sag 69,710 Monofásica 22/02/ :25: p.m. 22/02/ :25: p.m. 33 Sag 67,490 Monofásica 22/02/ :25: p.m. 22/02/ :25: p.m. 18 Sag 86,710 Monofásica 22/02/ :03: p.m. 22/02/ :03: p.m. 34 Sag 84,780 22/02/ :03: p.m. 22/02/ :03: p.m. 34 Sag 66,550 Bifásica 23/02/ :59: a.m. 23/02/ :59: a.m. 32 Sag 77,810 Monofásica Fuente: Medición de campo. ACEN.

85 71 Apéndice No 8 Memoria de Cálculo. Asimetría de las tensiones de fase. Maxima _ desviación _ del _ voltaje _ promedio Asimetria _ de tension = *100 (2.2-1) Voltaje _ promedio % _ 20514, , ,101 Voltaje _ promedio = = V = * % Asimetri _ de _ tension = 1.10% Relación de la corriente de corto circuito a la corriente de carga. Variaciones de la tensión de servicio. I SC Re lación : = = I L Datos _ Re gistrados _ dentro _ del _ Intervalo *100% Total _ de _ datos Datos registrados dentro del intervalo normal: Para la fase A: Para la fase B: 1595 *100% 1595 = 100% 787 *100% = 49.34% 1595

86 72 Para la fase C: 961 *100% 1595 = 60.25% Para la tensión de línea AB: 1595 *100% 1595 = 100% Para la tensión de línea BC: 476 *100% 1595 = 29.84% Para la tensión de línea CA: 1363 *100% 1595 Datos registrados dentro del intervalo tolerable: Para la fase A: Para la fase B: Para la fase C: 0 *100% *100% 1595 = 85.4% = 0% = 47.59% 563 *100% = 35.30% 1595

87 73 Para la tensión de línea AB: 0 *100% 1595 = 0% Para la tensión de línea BC: 983 *100% 1595 = 61.6% Para la tensión de línea CA: 217 *100% 1595 = 13.6% Datos registrados fuera de los intervalos antes mencionados: Para la fase A: Para la fase B: Para la fase C: Para la tensión de línea AB: Para la tensión de línea BC: 0 *100% *100% *100% *100% 1595 = 0% = 3.07% = 4.45% = 0% 136 *100% = 8.5% 1595

88 74 Para la tensión de línea CA: 15 *100% 1595 = 1% Desbalance de corriente demandada. Desbalance _ de _ corriente = Maxima _ desviación _ de _ la _ corriente _ promedio *100% corriente _ promedio Corriente _ promedio = = A Desbalance _ de _ corriente = *100% = 22.35% 13.87

89 Apéndice No 9 Cálculo de la frecuencia de resonancia del sistema, al variar las etapas de los bancos de condensadores para la corrección del bajo factor de potencia. La potencia de cortocircuito en el lado de baja tensión corresponde a: 75 S SC I = SC * 480* = 19953,23 kva Con este valor de potencia de cortocircuito, y conociendo las etapas del banco se puede calcular la frecuencia de resonancia del sistema mediante: S SC R = 60 (A.9-1) QC f * Tabla A.2 Frecuencias de resonancia del sistema al variar las etapas de los bancos de condensadores para la corrección del bajo factor de potencia. Potencia del banco de Frecuencia de Orden de la armónica capacitores (kvar) resonancia (Hz) ,60 19, ,54 14, ,01 11, ,30 9, ,03 8, ,32 8, ,03 7, ,77 7, ,53 6, ,03 6, ,39 6,02 Fuente: Área de Conservación de Energía (ACEN) De la tabla A.2 se nota que el sistema puede entrar en resonancia cuando las cargas de la empresa generan armónicas de los ordenes 5 0, 7 0, 9 0 y 11 0 (las armónicas de orden par no se generan en el sistema).

90 76 ANEXOS Anexo No 1 Filtros para corrientes armónicas Filtros de protección. Los filtros de protección son usados en redes de distribución que tienen un alto nivel de distorsión armónica, cuando el objetivo final es la compensación del factor de potencia a la frecuencia fundamental. Su propósito es impedir las sobrecargas por corrientes armónicas en el capacitor, desviándolas hacia la red. Los filtros de protección se realizan mediante la conexión de inductancias antirresonantes en serie con los capacitores, y se diseñan de forma que el filtro presente una elevada impedancia para todas las frecuencias armónicas indeseables. Para las frecuencias menores a la frecuencia de resonancia del conjunto capacitor-inductor, el mismo se comporta como un capacitor que mejora el factor de potencia, de tal forma que la frecuencia de sintonización de cada filtro se ajusta a un valor entre la frecuencia fundamental y la frecuencia del menor armónico presente en la red, logrando además una leve atenuación en el nivel de distorsión armónica de la onda de tensión resultante. Hay que considerar que la conexión de una inductancia en serie con un capacitor de potencia hace que la tensión de trabajo del capacitor sea mayor que la tensión de la red. A causa de ello, deben estar diseñados para trabajar a tensiones mayores que los capacitores normales.

91 77 Por lo tanto, la elección del punto de sintonización del filtro, es un compromiso entre la cantidad de armónicos rechazados por el filtro y el incremento de tensión producido en el capacitor a la frecuencia fundamental. Filtros de absorción de armónicos Estos filtros se usan cuando el principal objetivo es la reducción de la distorsión armónica presente en la instalación. Los filtros de absorción de armónicos generalmente están formados por un conjunto de una o varias etapas filtrantes serie inductancia-capacitor (con un resistor para ajustar el factor de calidad), sintonizadas en el entorno de las frecuencias características que se desean eliminar, comenzando por la menor de las mismas, y sin omitir ninguna frecuencia característica intermedia (caso contrario, la misma se amplificaría). Ya que la mayor parte de las corrientes armónicas van a ser derivadas por cada filtro respectivo, los mismos deben diseñarse térmicamente para poder soportarlas. Asimismo, las tolerancias de los elementos constitutivos son muy estrictas, pues la frecuencia de sintonía real debe coincidir con la prevista en la etapa de diseño. A menudo, los capacítores y/o los reactores constitutivos se suministran con "taps", para poder realizar un ajuste fino de las frecuencias de sintonía del filtro. Las armónicas de bajo orden poseen en general mayores amplitudes, y exigen por lo tanto filtros de baja impedancia para frecuencias en el entorno de estas frecuencias armónicas. En

92 general, es más barato utilizar un filtro sintonizado cada una de esas armónicas en lugar de utilizar solamente un filtro de banda ancha. 78 Por el contrario, como los armónicos de mayor frecuencia suelen tener una amplitud reducida, es habitual que se disponga un sólo filtro de banda ancha para todos los armónicos de orden superior. Si bien los filtros proporcionan potencia reactiva a la frecuencia fundamental, esta potencia generalmente no es suficiente para la compensación del factor de potencia de la instalación, por lo que el filtro de absorción debe ser complementado con un banco de capacitores de la potencia requerida. La instalación de los filtros produce una modificación importante en la topología del sistema eléctrico de alimentación. Por esta razón, el diseño de los filtros de absorción debe ser realizado mediante un cuidadoso análisis y un estudio del sistema completo en todas las situaciones operativas. La eficacia de cualquier instalación de filtros depende del rendimiento reactivo del filtro, la exactitud de su sintonización y la impedancia de la red en el punto de conexión. Filtros activos Los filtros activos son circuitos electrónicos especiales que analizan continuamente la corriente de carga y generan una corriente de compensación que resulta igual a la diferencia entre la corriente de carga y la corriente de frecuencia fundamental.

93 Esta diferencia, que es la suma de las corrientes armónicas defasadas en 180º, se inyecta a la carga de modo que la resultante no contenga componentes armónicos. 79 Filtros pasivos Los filtros pasivos, de armónicas, vienen en una amplia variedad. En algunos casos, ellos no son más que un reactor de línea. En otros casos, pueden usar filtros resonantes en serie o paralelos (uno solo o ambos simultáneamente) para atrapar o resistir a los armónicos. Un filtro serie (con la carga en serie) que usa componentes en paralelo (inductancias y capacitancias en paralelo) se conoce como un repelente de corriente. Cerca de la frecuencia de resonancia del conjunto paralelo, el filtro provee atenuación máxima. La Q del filtro determina el ancho de banda. Un filtro paralelo (paralelo con la carga) usando componentes en serie (inductancias y capacitancias en serie) es un aceptador de corriente. Cerca al punto de resonancia del filtro, este dejará pasar mucha corriente y voltaje armónico y la resistencia de Corriente Continua (dc) del filtro la soportará. Cuando se sintonizan adecuadamente con la carga estática, los filtros pasivos se convierten en un medio efectivo para controlar los armónicos. Como en el caso de reactores de línea, la distorsión de voltaje puede ser bastante elevada. Filtros Híbridos Se componen de un filtro activo y un filtro pasivo sintonizado con el armónico preponderante para su mitigación, y que además suministra la energía reactiva necesaria.

94 80 Tabla A.3. Comparación de filtros activos y pasivos para armónicas Filtro Pasivo Filtro Activo I rms sin filtro I rms con filtro Pf sin filtro Pf con filtro THD en voltaje de entrada 3.1% 2.2% THD en voltaje de salida 25.7% 23.4% Voltaje pico de entrada 169V 170V Voltaje pico de salida 132V 154V THD corriente de entrada 27.0% 23.9% THD corriente de salida 32.9% 31.2% Potencia de entrada (W) 781W 340W Potencia de salida (W) 697W 326W Eficiencia % Fuente:

95 Figura A.4 Cuadro comparativo entre los filtros activos, pasivos e híbridos para la mitigación de corrientes armónicas. Fuente: Ferraci, Ph. Cuaderno Técnico n 0 199, La Calidad de la Energía Eléctrica. Schneider Electric, Co. 81