MÁSTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO TESIS DE MÁSTER MINIMIZACIÓN DE LOS EFECTOS DE LAS PERTURBACIONES ELÉCTRICAS EN LOS PROCESOS INDUSTRIALES

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1 MÁSTER EN EL SECTOR ELÉCTRICO TESIS DE MÁSTER MINIMIZACIÓN DE LOS EFECTOS DE LAS PERTURBACIONES ELÉCTRICAS EN LOS PROCESOS INDUSTRIALES Amaya Barona Lejarraga 7 de octubre de 2008

2 Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a: Amaya Barona Lejarraga EL DIRECTOR Javier Amantegui González Fdo.: Fecha: 06/10/2008 EL TUTOR Pablo García González Fdo.: Fecha: / / 2

3 Contenido 1. Introducción Definición y origen de las perturbaciones Interrupciones Huecos de tensión Variaciones de tensión Armónicos Sobretensiones temporales Sobretensiones transitorias Legislación y normativa relativa a la Calidad de Servicio Continuidad de suministro Calidad de producto eléctrico Interrupciones Huecos de tensión Variaciones de tensión Armónicos Sobretensiones temporales Sobretensiones transitorias Compatibilidad Electromagnética Diseño general de las instalaciones eléctricas Continuidad de suministro Calidad de producto eléctrico Interrupciones breves Huecos de tensión Variaciones de tensión Armónicos Sobretensiones temporales Sobretensiones transitorias Aplicaciones particulares en procesos productivos La Industria Cerámica

4 Descripción del proceso Problemática Soluciones La Industria Cementera Descripción del proceso Problemática Soluciones La Industria Papelera Descripción del proceso Problemática Soluciones La Industria del Plástico Descripción del proceso Problemática Soluciones La Industria de Artes Gráficas Descripción del proceso Problemática Soluciones Conclusiones Referencias

5 1. Introducción Las características de la energía eléctrica en el punto de generación se asemejan a las de una onda sinusoidal perfecta. Sin embargo estas características se ven afectadas durante su transporte, distribución y utilización. Cada elemento de la red puede ser objeto de daños o averías provocadas por esfuerzos eléctricos, mecánicos o químicos, debidos a causas variadas como pueden ser las condiciones meteorológicas, desgaste normal y envejecimiento, actividades humanas o de animales, o incluso los propios equipos eléctricos y electrónicos que están conectados a ella. La normativa y legislación relativa a la calidad de suministro eléctrico especifíca cuantitativamente la calidad mínima reglamentaria que la compañía distribuidora debe suministrar a sus clientes en relación a la continuidad de suministro. Sin embargo la calidad de producto eléctrico trata las características de la onda de tensión en términos de estadísticas descriptivas y de probabilidad. El motivo principal es el alto carácter aleatorio de sus causas y la gran diversidad de estructuras de las redes de distribución que existen en las diferentes regiones. La electricidad es el prinpipal motor de los clientes industriales ya que de ella depende el funcionamiento de sus procesos. Son los clientes con equipamiento especialmente sensible, los mayoritariamente afectados por las perturbaciones eléctricas, sobre todo por las de carácter transitorio ya que en numerosas ocasiones resultan en la parada de sus procesos con largos tiempos de reposición y elevadas pérdidas económicas. Dado que la incidencia de las perturbaciones eléctricas en mayor o menor medida es inevitable y dado también que la red de distribución consta de todo un conjunto en el que se integran de forma inseparable todos sus usuarios, resulta aconsejable la adopción de medidas correctoras o mitigación a fin de minimizar los perjuicios que dichas perturbaciones pudieran ocasionar. Generalmente, el cliente atribuye los problemas de calidad de la energía eléctrica a deficiencias inherentes al propio suministro eléctrico cuya solución entiende no le corresponde. Por este motivo al acometer estos problemas, las mayores dificultades se encuentran muchas veces en la escasa coincidencia que tiene el propio cliente de que las soluciones asequibles y eficaces para evitar los efectos de las perturbaciones eléctricas, se encuentran con frecuencia en sus propias instalaciones. 5

6 En la siguiente tabla se resume las diferentes perturbaciones eléctricas que define la normativa junto con una valoración cualitativa de su gravedad en la mayoría de los procesos industriales así como la frecuencia con la que los clientes perciben sus consecuencias. Tabla 1: Clasificación de las perturbaciones eléctricas según su gravedad y frecuencia en procesos industriales Las perturbaciones más significativas son las interrupciones, tanto largas como breves, los huecos de tensión, las variaciones de tensión, las sobretensiones especialmente las transitorias y las tensiones armónicas. Este trabajo tiene como objeto explicar las características y origen de estas perturbaciones eléctricas que con mayor frecuencia e importancia afectan a los clientes industriales con el fin de establecer unas recomendaciones generales y algunos casos particulares que orienten y presenten una ayuda para lograr la mayor inmunidad en sus instalaciones receptoras. 6

7 2. Definición y origen de las perturbaciones 2.1. Interrupciones Según la UNE 50160, existe una interrupción de la alimentación cuando la tensión en los puntos de suministro es inferior al 1% de la tensión declarada. Se considera que existe una interrupción en el suministro eléctrico a un cliente cuando abre uno de los elementos de corte que alimenta a dicho cliente. En el siguiente capítulo relativo a la normativa, se especifica exactamente cómo se mide una interrupción de tensión. En el siguiente ejemplo, el cliente se encuentra conectado en el extremo de una línea de media tensión. La apertura de cualquiera de los tres interruptores, del seccionador o la fusión del fusible supone la desconexión de una parte de la red. Ilustración 1: Esquema simplificado de conexión de cliente en MT En cualquiera de los casos se produce una interrupción en el cliente hasta que se reponga la tensión cerrando o sustituyendo el elemento de corte tal y como muestra el gráfico siguiente: 7

8 Tensión 20 kv Tiempo Ilustración 2: Tensión ante una Interrupción del suministro Una interrupción de la alimentación puede ser clasificada como: Prevista cuando los usuarios de la red son informados de antemano para permitir la ejecución de trabajos programados en la red de distribución. Accidental cuando está provocada por faltas permanentes o transitorias, la mayoría de las veces ligadas a sucesos exteriores, a averías de los equipos o a interferencias. Las interrupciones accidentales se clasifican a su vez según por su duración en: Larga si la duración es superior a 3 minutos. Breve para interrupciones de hasta 3 minutos. La realización de Trabajos en Tensión permite mantener la continuidad del suministro eléctrico en muchas de las labores de mantenimiento de las compañías eléctricas. Sin embargo, existen trabajos que no pueden realizarse con tensión en las líneas por motivos de seguridad. En estos casos es necesario aislar el tramo en el que se realizan los trabajos, lo que da lugar a interrupciones en aquellos suministros que disponen de un solo punto de alimentación. Este tipo de interrupciones denominadas interrupciones previstas, se realiza tras un aviso previo a los clientes que se van a ver afectados. Estas interrupciones son mucho menos frecuentes que las interrupciones debidas a causas accidentales. Las interrupciones accidentales son debidas mayoritariamente a cortocircuitos que acaecen en la red y de forma muy poco frecuente por sobrecargas en la red. Los cortocircuitos son despejados por el sistema de protecciones, abriendo el interruptor de la línea en falta o 8

9 fundiendo un fusible. De esta manera se extingue el arco eléctrico y se evitan daños permanentes en las instalaciones y riesgos para las personas. Las causas de los cortocircuitos son diversas, aunque pueden dividirse en dos categorías: Incidencias que afectan al aislamiento de las líneas: Dependen en gran medida de las características del lugar. En zonas rurales o semi urbanas las líneas son principalmente aéreas y existen riesgos debidos a caídas del arbolado, o la presencia de grandes aves. En zonas próximas al mar la salinidad puede afectar al aislamiento, mientras un nivel de contaminación excepcional puede ser un factor de riesgo en algunos puntos concretos. Independientemente de su emplazamiento, cualquier línea aérea puede verse afectada por fuertes vendavales. En zonas urbanas las líneas suelen ser subterráneas; en estos casos el número de faltas es menor aunque los daños suelen ser permanentes, y normalmente se debe a una rotura o fallo del aislamiento. Es típica la perforación o rotura de cables subterráneos por excavadoras. Aparición de sobretensiones que superan el aislamiento de la red: La causa principal son los rayos, que causan sobretensiones transitorias que pueden llegar a millones de voltios. Las tormentas son, con diferencia, la principal causa de cortocircuitos en las redes aéreas de media tensión. El principio básico de operación de cualquier red eléctrica es reponer el suministro eléctrico a la mayor brevedad posible, tanto en caso de incidentes no previstos como en caso de trabajos en la red, en los que siempre se trata de minimizar el tiempo de interrupción. En caso de cortocircuito, el tiempo de reposición depende principalmente de si se han producido daños permanentes en el elemento afectado por la falta. La mayor parte de las subestaciones de distribución disponen de automatismos que intentan reponer el suministro sin intervención de personal, reduciendo de esta manera el tiempo de actuación. Si no se han producido daños permanentes, como suele suceder en caso de sobretensión debida a rayo, el cierre del interruptor es correcto aunque en ocasiones es necesario que el automatismo haga varios intentos consecutivos. El tiempo de interrupción en estos casos depende de la programación del automatismo de la subestación, y puede estar comprendido entre 0,5 a 10 segundos para un primer intento de reposición, hasta 3 minutos, en algunos casos, si hay que agotar todos los intentos previstos. Si se han producido daños permanentes en algún elemento, los intentos de cierre del automatismo serán inútiles ya que cada cierre del interruptor dará lugar a un nuevo cortocircuito y en consecuencia a un nuevo disparo. En este caso se requiere la intervención de 9

10 personal para localizar y aislar el punto donde se ha producido la avería. La duración de la interrupción en estos casos depende de la magnitud de los daños y de las posibilidades de alimentación por otros puntos de los que dispongan los clientes. En ciertos puntos estratégicos, los elementos de apertura y cierre están controlados de manera remota desde los despachos de control y operación de las empresas distribuidoras. De esta manera, se puede reconfigurar parte de la red sin necesidad de desplazamiento del personal local y permite reducir el tiempo de interrupción para ciertos clientes. La siguiente ilustración muestra un esquema simplificado de media tensión (MT) en el cual la red se explota en configuración de anillo abierto y permite explicar los mecanismos de reposición anteriormente citados. Inicialmente la red se explota con el interruptor B del centro de transformación (CT) 3 abierto. En caso de una avería en el cable que entre el CT4 y el CT5, estos dos quedarían sin suministro. Ilustración 3: Ejemplo de reposición en red en anillo abierto El primer intento de reposición correspondería al reenganche automático del interruptor de cabecera de la línea 2 al cabo de pocos segundos y otro intento al cabo de un minuto aproximadamente. Como en este ejemplo se trata de una falta permanente, cada intento de reposición resultaría en una nueva apertura del interruptor de cabecera. En este caso en el que se dispone de telemando en el CT4, se abriría en remoto el interruptor A desde el despacho de maniobras y haría un nuevo intento de cierre del interruptor de la L2 por si la 10

11 avería hubiera estado localizada en el tramo entre los CT3 y CT4. Como no es así, en remoto se dejaría abierto el interruptor B y se cerraría el A mientras que el equipo de operación local, iría al CT3 y cerraría el interruptor B. Así en CT4, quedaría nuevamente alimentado. Después, el equipo se desplazaría al CT5 e intentaría reponer el servicio primero abriendo el interruptor B y cerrando en interruptor de la L2. De esta manera, el CT5 quedaría también con suministro y estando aislado el tramo en avería se procedería a las labores de reparación del cable Huecos de tensión Según la UNE 50160, un hueco de tensión es una disminución brusca de la tensión de alimentación a un valor situado entre el 90% y el 1% de la tensión declarada U c,seguida de un restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio un hueco dura entre 10 ms a 1 min. La profundidad de un hueco de tensión es definida como la diferencia entre la tensión eficaz mínima durante el hueco de tensión y la tensión declarada. Las variaciones de tensión que no reducen la tensión de alimentación a un valor inferior al 90% de la tensión declarada no son consideradas como huecos de tensión. En el siguiente capítulo relativo a la normativa, se especifica exactamente cómo se mide un hueco de tensión. La caída de tensión puede afectar a una o a varias fases. Al tratarse de un fenómeno complejo, se resume la información indicando únicamente la máxima caída de tensión de cualquiera de las fases y la duración total del hueco de tensión. Para calcular esta duración se considera que el hueco comienza en el momento en que el valor eficaz de una de las fases cae por debajo del umbral establecido para la medida de huecos y que termina cuando la última de las tres fases recupera el valor normal. Aunque ocasionalmente pueden producirse huecos de tensión por el arranque de grandes cargas, la causa principal de los huecos de tensión son las faltas en líneas eléctricamente próximas. 11

12 El siguiente ejemplo muestra un caso típico. Barras de Alta Tensión Transformador AT / MT Barras de Media Tensión Interruptor de línea 1 Interruptor de línea 2 Cortocircuito CLIENTE Ilustración 4: Ejemplo de hueco de tensión en cliente por cortocircuito en línea del mismo embarrado La corriente durante un cortocircuito es muy elevada, sin más limitación que la debida a la impedancia de la red hasta el punto de la falta. Este cortocircuito es despejado por el interruptor de cabecera de la línea 2, en un tiempo que oscila normalmente entre 60 milisegundos y 1 segundo. Durante ese tiempo la tensión en el punto de la falta desciende prácticamente a cero, mientras que en los puntos próximos se producen caídas de tensión proporcionales a la distancia eléctrica a este punto. El siguiente gráfico compara las tensiones en los dos puntos del sistema: 12

13 V Interrupción en un punto de la línea 2 t1 t2 tiempo V Hueco de tensión en un cliente de la línea 1 t1 t2 tiempo t1: Instante de aparición del cortocircuito en la línea 1 t2: Instante de desaparición del cortocircuito en la línea 1 Ilustración 5: Comparación de las tensiones en los dos puntos del sistema Un hueco de tensión comienza cuando se establece el cortocircuito en otra línea (instante t1), y termina cuando el sistema de protección despeja la falta (instante t2). Por tanto su duración no tiene nada que ver con el tiempo de interrupción de la línea que ha sufrido la falta. La duración del hueco de tensión que se observaría en el cliente de media tensión del ejemplo dependería de que elemento provocara el disparo. Las líneas de media tensión suelen disponer de protecciones de sobreintensidad que combinan un elemento instantáneo para faltas de gran magnitud y uno temporizado para faltas de pequeña corriente. En caso de un disparo por el elemento instantáneo el hueco duraría entre 60 y 140 milisegundos, mientras que si el valor de la corriente de falta se encuentra por debajo del ajuste del instantáneo, el elemento temporizado actuaría en un tiempo que suele estar comprendido entre 400 y 800 milisegundos. Aunque existen otros tipos de protecciones, la mayoría de los huecos de tensión tiene una duración de un orden de magnitud similar, comprendida entre 20 milisegundos y 1 segundo. Para entender cómo se transmite un hueco de tensión a través de la red, se podría decir que en caso de cortocircuito el sistema eléctrico aporta toda la energía que puede al punto de la falta, retirándola de los puntos eléctricamente próximos. El concepto de proximidad eléctrica tiene que ver con la impedancia de la red y no tanto con la distancia física a la falta. 13

14 Por otra parte los transformadores tienen efectos diferentes en función de si el hueco tiene su origen en el lado del primario o del secundario: Los huecos de tensión se transmiten de alta hacia baja, si bien el grupo de conexión tiene cierta influencia mientras que de baja hacia alta los huecos de tensión se atenúan. De este modo, un punto de la red de muy alta tensión situado a cientos de kilómetros de distancia puede estar eléctricamente más próximo, y por tanto producir un hueco de tensión mayor, que un punto situado a cientos de metros pero que se alimenta de otro transformador. Ilustración 6: Cortocircuito en una línea de MT En el esquema anterior se puede ver como se transmitiría un hueco de tensión y la profundidad del mismo en diferentes puntos de la red. En la línea donde ha ocurrido el cortocircuito habría una bajada de tensión prácticamente total si la falta fuera franca a tierra. El hueco de tensión de la barra 2 (B2) se vería atenuado por la caída de tensión de la línea 2. Suponiendo una red de AT de impedancia prácticamente infinita, la caída de tensión en las barras de AT (B0) sería muy pequeña. Esta pequeña caída de tensión se transmitiría idéntica a la barra 1 y a los clientes que de ella tomasen. Los gráficos siguientes muestran los diferentes huecos. 14

15 Ilustración 7: Transmisión de un hueco en MT En cambio si el hueco proviene de un cortocircuito en un punto de AT en hueco se transmitiría con la misma profundad a todas la barras de MT. Ilustración 8: Transmisión de un hueco en AT Entre todos los elementos que se han definido como eléctricamente próximos, determinan un área de influencia, es decir el conjunto de elementos en los que si se produce un cortocircuito este provocaría un hueco de tensión en un punto concreto de la red. La cantidad de elementos que se encuentran incluidos en el área de influencia de un punto concreto depende de la topología concreta de cada lugar, pero suele incluir decenas o cientos de kilómetros de líneas de media tensión y cientos o miles de kilómetros de líneas de alta y muy alta tensión. En el siguiente gráfico se ve el monitor de simulación de huecos de tensión en el sistema de muy alta tensión (MAT) de Red Eléctrica de España, con una simbología de colores que caracteriza el área de influencia de un cortocircuito en un punto cualquiera de la red. 15

16 Ilustración 9: Simulación del área de influencia de un cortocircuito en la red de REE 2.3. Variaciones de tensión La UNE define la variación de tensión como un aumento o disminución de la tensión provocada normalmente por variaciones de carga. En el siguiente capítulo relativo a la normativa, se especifica exactamente cómo se miden las variaciones de tensión. Si el sistema eléctrico no tuviese cargas, las tensiones en cada punto de la red dependerían únicamente de las relaciones de transformación de los transformadores que existieran en la red. Sin embargo, la conexión de cargas a la red eléctrica produce una circulación de corriente. Es precisamente esta corriente la que produce caídas de tensión, al circular por ella cada una de las impedancias del sistema, debido a las características de las líneas y transformadores. Por otra parte, si la carga fuera constante la caída de tensión en la red también lo sería y en consecuencia no se producirían fluctuaciones de tensión. Ilustración 10: Esquema unifilar general de conexión de un cliente de MT 16

17 Ilustración 11: Esquema unitario equivalente del ejemplo anterior Como se puede observar en el esquema anterior, si la carga fuera constante, las respectivas caídas de tensión serían constantes y tan sólo dependerían de la tensión de la red de AT. Pero las cargas no son constantes. Se producen fuertes variaciones de consumo a lo largo del tiempo. El consumo en verano no es igual que en invierno y no es lo mismo de día que de noche o en días laborables o festivos. La situación en sistemas industriales empeora, ya que las variaciones se producen entre los distintos períodos productivos y pueden durar segundos, por arranque de motores, u horas en caso de procesos largos. En la red eléctrica las variaciones de tensión suelen ser debidas al conjunto de las cargas, ya que rara vez una carga individual representa una potencia importante respecto a la capacidad de carga del sistema. Sin embargo, existen variaciones de carga en todos los niveles de tensión. Cuando se refiere a grandes variaciones de carga en un cliente concreto, es muy importante tener en cuenta que cuanto menor es el tamaño del transformador mayor es su impedancia. Por su parte, las líneas presentan más impedancia cuanto menor es su tensión. Desde un punto de vista práctico, esto quiere decir que las impedancias dentro de un cliente, representadas en el gráfico de forma simplificada como impedancia del transformador del cliente, son mucho mayores que las de la red, debido a su menor nivel de tensión y dimensiones. En consecuencia, se producen grandes variaciones de tensión dentro de los clientes, que se suman a las que provienen de la red. 17

18 El ejemplo siguiente muestra claramente esta proporción de caída de tensión al pasar los parámetros a unidades unitarias: ² (1) ² (2) 1.. (3) 2.. (4) x 2.. x (5) tendremos: Por lo tanto si suponemos una potencia base en MT 50 veces superior a la de BT Z1pu 0,1 0,08 Sb Z1pu 0,1 0,08 Sb Z2pu 0,1 0,08 Sb Z2 pu 0,1 x 50 0,08 x 50 Sb Ilustración 12: Paso de a valores unitarios referidos a MT de MT. Por lo tanto, la caída de tensión sería 50 veces superior en el lado de BT que en el lado 18

19 Las compañías eléctricas regulan independientemente cada nivel de tensión ya que existen variaciones de carga, y por tanto variaciones de tensión, en todos los niveles de tensión. El primer paso se toma en los sistemas de muy alta tensión (superior a 100 kv). Para bajar la tensió n en momentos de baja carga se introducen reactancias, que se conectan de noche. Los transformadores de muy alta tensión a alta tensión y los transformadores de alta a media tensión disponen de regulación de tomas en carga. El sistema mide la tensión en barras de la su bestación y manda subir una toma del transformador cuando la tensión está baja, o bajar una toma si la ten sión está alta. De esta manera se corrigen las variaciones de tensión en unos pocos minutos, tiempo que viene dado por la capacidad electromecánica del cambiador de tomas. El último paso de regulación es la toma del transformador de media tensión a baja tensión. La mayoría son de toma fija y no se puede modificar en carga, siendo por lo tanto necesaria su parada para modificarla. Normalmente, una única toma es suficiente para todo el año si bien en algunos lugares con gran diferencia de consumos dependiendo de la estacionalidad, puede ser necesaria su modificación un par de veces al año Armónicos La UNE define tensión armónica como una tensión sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la tensión de alimentación. Cuando se habla de un problema de armónicos, realmente se habla de una distorsión de la forma de onda. Sin embargo, hacer cálculos con señales distorsionadas es muy complejo. Para simplificar este problema de cálculo se utiliza un desarrollo en series de Fourier tal y como se ilustra en la figura: cualquier forma de onda periódica puede ser descompuesta en una onda senoidal de una frecuencia fundamental más una serie de ondas senoidales de frecuencia múltiplo de la fundamental. 19

20 Ilustración 13: Desarrollo en serie de Fourier Como en Europa, la frecuencia de la tensión eléctrica es 50 Hz, en los cálculos se considera que ésta es la frecuencia fundamental y, en consecuencia, las frecuencias múltiplo son 100 Hz, 150 Hz, 200 Hz, etc. A cada onda de estas frecuencias múltiplo de 50 Hz se le llama armónico. De esta manera, cualquier señal de 100 Hz se considera un 2º armónico (o armónico de orden 2), la señal de 150 Hz sería un armónico 3º y así sucesivamente. A la suma (cuadrática) de todos los armónicos se le llama distorsión armónica total, pero se la conoce por sus iniciales en inglés THD (Total Harmonic Distorsion). Este cálculo matemático puede ser aplicado a cualquier señal. Así, se pueden obtener armónicos de tensión o de corriente según la señal que se esté analizando. Es evidente que, aplicando este sistema, cualquier señal que se analice tendrá un cierto contenido en armónicos. La cuestión no es si una instalación tiene armónicos (que los tiene), sino si el nivel de armónicos es suficiente para causar problemas a los equipos o procesos que componen la instalación. La siguiente ilustración muestra la descomposición de una onda de tensión. 20

21 Ilustración 14: Descomposición en armónicos de una onda de tensión El comportamiento de los equipos eléctricos es muy diverso. Hay equipos muy sensibles a los armónicos y otros prácticamente inmunes, los hay fuertemente generadores de armónicos y otros que los absorben y eliminan. Todos estos equipos se encuentran interconectados entre sí, en mayor o menor grado, a través de la red eléctrica. En estas condiciones, el funcionamiento correcto de una instalación eléctrica se puede considerar una cuestión de equilibrio entre equipos perturbadores y equipos sensibles. Los generadores que alimentan a la red eléctrica producen una tensión senoidal que se puede considerar pura. Las líneas y los transformadores del sistema de transporte y distribución no distorsionan la tensión de forma apreciable. En realidad, los armónicos se deben a que una parte de las cargas eléctricas no tienen un comportamiento lineal. De acuerdo a este tipo de funcionamiento dividir las cargas eléctricas se pueden dividir en dos tipos: Cargas lineales. Aquellas que consumen una corriente senoidal. No generan armónicos, e incluso pueden amortiguarlos. Las principales son: o Motores de corriente alterna conectados directamente a la red. 21

22 o Resistencias. Cargas no lineales. Aquellas cuya corriente no es senoidal y son por tanto generadores de armónicos. En este grupo se encuentran: o Rectificadores monofásicos. Se utilizan en pequeños equipos electrónicos. Emiten principalmente armónico 3º y en menor medida otros armónicos impares. o Rectificadores trifásicos. Equipos electrónicos de potencia (variadores de velocidad de alterna o continua, hornos de inducción, etc.). Los principales armónicos son 5º, 7º, 11º y 13º. o Equipos basados en el arco eléctrico (hornos de arco, soldadura por arco y lámparas de descarga). El armónico principal suele ser el 3º, si bien emiten todo el rango de armónicos, tanto pares como impares. o Algunos equipos especiales que utilizan transformadores o motores saturables. Los principales armónicos emitidos son el 3º y el 2º, aunque también aparecen otros armónicos. La evolución de la tecnología hace que las cargas lineales sean progresivamente sustituidas por cargas no lineales; por ejemplo al sustituir un motor con arranque estrellatriángulo por un motor con variador de velocidad o al reemplazar las lámparas de incandescencia por otras de descarga. Como consecuencia cada vez hay más cargas perturbadoras y menos cargas que amortiguan los armónicos, con el consiguiente empeoramiento del nivel de armónicos. En resumen, se puede decir que la causa de los problemas de armónicos son las cargas, que tienen un consumo de corriente distorsionada. Para medir, o para hacer cálculos, se divide esta corriente en sus componentes armónicas y por eso se suele decir que las cargas perturbadoras emiten corrientes armónicas. Las corrientes armónicas circulan por la red de forma algo diferente a la corriente de carga. Para explicarlo de una manera sencilla, toda la corriente fundamental es producida por los generadores y consumida por las cargas. Sin embargo, las corrientes armónicas son producidas por las cargas y circulan hacia los generadores o hacia otras cargas. Las corrientes armónicas buscan los caminos de mínima impedancia para circular. Se habla de impedancia, porque en el caso de los armónicos es importante distinguir entre resistencia, capacidad e inductancia. 22

23 Hay que tener en cuenta que los armónicos son ondas senoidales de frecuencia distinta a la fundamental: La reactancia de una inductancia sube proporcionalmente al orden del armónico. La reactancia de una capacidad es inversamente proporcional al orden del armónico. La resistencia es independiente de la frecuencia. La siguiente gráfica muestra esta relación con la frecuencia. Ilustración 15: Variación de las impedancias respecto de la frecuencia De manera esquemática, estos comportamientos diferenciados hacen que: Los armónicos de orden bajo (corrientes de baja frecuencia) circulen preferentemente hacia los generadores, que a frecuencias bajas presentan menos impedancia. Los armónicos de orden alto circulan preferentemente hacia los condensadores. Las resistencias existentes consumen los armónicos en forma de calor, amortiguando el efecto de los armónicos. 23

24 Así, diferentes armónicos generados por la misma carga se distribuyen a puntos distintos de la red. A su vez, armónicos provenientes de diferentes cargas se pueden sumar para circular por un mismo punto de la red o instalación eléctrica. Las corrientes armónicas, al circular por estas impedancias producen tensiones armónicas, es decir una distorsión de la tensión. Resumiendo, se podría asumir, de forma simplificada, que los generadores son fuentes de tensión de 50 Hz que dan la corriente exigida por las cargas, mientras que las cargas perturbadoras son fuentes de corriente armónica cuya circulación por la red da lugar a una tensión. La suma de ambas tensiones, fundamental y armónica, da lugar a la tensión real de la instalación eléctrica. El problema que existe con los armónicos se ve empeorado de forma muy significativa cuando ocurre el fenómeno de resonancia. Siempre que en un sistema eléctrico coexisten una inductancia y una capacidad existe un punto de resonancia. Tal y como se ha comentado en el capítulo anterior, el valor de la reactancia de los condensadores y las inductancias varía con la frecuencia. Suponiendo que la instalación existe una inductancia y una capacidad, cualquiera que sean sus valores habrá una frecuencia para la que la reactancia inductiva y la reactancia capacitiva tengan el mismo valor. Esa es su frecuencia de resonancia. Dependiendo de la manera de conexión de la capacidad y la inductancia darán lugar a una resonancia denominada serie o paralelo: Conexión serie: La impedancia del conjunto LC tiende a cero. Se denomina resonancia serie. 1 0 (6) Conexión paralelo: La impedancia del conjunto LC tiende a infinito. Es conocida como resonancia paralelo. 1 (7) 24

25 Resolviendo la ecuación, en ambos casos la frecuencia de resonancia viene determinada por la fórmula: 1 (8) No se puede decir que un tipo de resonancia sea mejor o peor que la otra. En realidad lo importante es si los circuitos están diseñados para funcionar con estas resonancias o no. Las resonancias serie atraen las corrientes de la frecuencia resonante. Por ese motivo se utilizan los montajes LC serie como filtro de armónicos de manera intencionada. Sin embargo, en un sistema eléctrico se pueden formar inadvertidamente circuitos resonantes que atraen armónicos produciendo daños o problemas de funcionamiento. Las resonancias paralelo rechazan las corrientes armónicas dando lugar a grandes distorsiones de tensión. La mayor parte de las veces sucede de forma indeseada, sin embargo se pueden diseñar filtros que aprovechen esta característica. Siempre que hay una inductancia y una capacidad existe una resonancia en alguna frecuencia. Puede ser una fuente de problemas, pero no siempre lo es. Los problemas más importantes aparecen cuando se producen fuertes distorsiones de tensión, es decir niveles altos de armónicos en tensión. Esta tensión no es más que el producto de la corriente por la impedancia. Existen problemas de resonancia cuando a una frecuencia concreta coinciden las dos cosas: que existe una carga que genera una corriente alta y la impedancia del sistema también es alta. El caso más típico es la resonancia paralelo que se produce en las instalaciones alimentadas a media o alta tensión, entre la inductancia de los transformadores y la batería de condensadores que se instala para compensación de la energía reactiva. Desde el punto de vista de la corriente armónica emitida por carga, los condensadores y el transformador se encuentran en paralelo. Por tanto tenemos una resonancia a una frecuencia determinada y existen tres posibilidades: La carga no emite armónicos. Evidentemente, no habrá problemas de armónicos aunque haya una resonancia paralelo. La carga emite armónicos de una frecuencia que no coincide con la frecuencia de resonancia. Para las frecuencias emitidas por la carga, la impedancia es baja. Por consiguiente, la distorsión de la tensión es baja. 25

26 La carga emite armónicos de una frecuencia que coincide con la de resonancia. Se produce una ten sión de la frecuencia de resonancia que distorsiona de la alimentación a los equipos alimentados en ese sistema. A lo largo de la vida de una instalación es posible pasar por las tres etapas, bien sea por la sustitución de cargas lineales por cargas perturbadoras, o por modificaciones en la transformación o en los condensadores que cambien la frecuencia de resonancia. Es más, es posible que en una instalación convivan las tres circunstancias. Un caso típico es el que se da en sistemas con baterías de condensadores automáticas (sin sintonizar). Este sistema se suele utilizar cuando la carga, y por consiguiente la emisión de armónicos, es variable. Como consecuencia, con un mismo transformador y por tanto una inductancia fija, tenemos varios valores posibles de capacidad y otras tantas frecuencias distintas de resonancia. En minutos se puede pasar de tener problemas de armónicos a no tenerlos sin cambios aparentes en la instalación. De nuevo, el cálculo se complica en las instalaciones con un gran número de elementos y muchas configuraciones posibles, lo que hace necesario el uso de un programa de simulación de armónicos para analizar el sistema Sobretensiones temporales En la norma UNE EN se define como una sobretensión, de duración relativamente larga, en un punto dado, sin establecer mayores límites. Las sobretensiones temporales se asocian con faltas a tierra en el sistema eléctrico de distribución, y con desconexiones de grandes cargas o conexiones de determinados elementos en la red. Vienen a ser formalmente el "simétrico de un hueco respecto a la tensión de referencia", sólo que el límite superior de tensión no existe como tal, dándose valores indicativos, de un máximo de 1,7 veces la tensión de referencia, para el caso de redes con neutro unido a tierra directamente o a través de una impedancia, y de 2,0 veces la tensión de referencia para el caso de neutro aislado o resonante. La siguiente gráfica muestra las formas de onda de una sobretensión temporal en la fase 3 acompañando un hueco en las otras 2 fases. 26

27 Ilustración 16: Forma de onda de una sobretensión temporal en la fase 3 Desde este punto de vista, se podría considerar sobretensión temporal cuando la tensión fuera superior al 110% sobre la tensión de referencia, y su duración tuviera límites análogos a los de los huecos de tensión. Además, las faltas a tierra pueden provocar elevaciones de tensión de la tierra en puntos cercanos a la falta y a la subestación. Cuando la falta se produce en sistemas de MT o AT, esto puede dar lugar a severas sobretensiones temporales en sistemas de baja tensión referenciados a tierra en los puntos que experimentan las citadas elevaciones de tensión de tierra. En otras ocasiones, el aumento de la tensión en una o más fases no conlleva un descenso de tensión en las restantes. Es el caso, por ejemplo, de instalac iones con cogeneración, en el transitori o de desconexión del interruptor de red y acomodación del grupo al consumo interno de fábrica; también pueden ser producidos por generadores aislados de la red; o por cualquier tipo de alimentación en general, cuando se desconecta una gran carga y durante el transitorio para acomodar el sistema a una nueva situación. Las sobretensiones temporales se caracterizan por su duración y la tensión máxima alcanzada durante el aumento de tensión, en valor porcentual sobre la tensión de referencia. 27

28 2.6. Sobretensiones transitorias Según la UNE corresponde a una sobretensión oscilatoria o no, de corta duración, generalmente fuertemente amortiguada y cuya duración no excede de algunos milisegundos. Por su amplitud y duración, las sobretensiones transitorias tienen que ser analizadas a partir de valores instantáneos de la amplitud de la onda de tensión y no mediante valores promediados. Estas perturbaciones pueden manifestarse en cualquier punto de la red y a cualquier nivel de tensión. A partir de ese punto se desplazan a lo largo de la misma con la misma velocidad de propagación de una onda en un medio conductor. Por ello, en la práctica, suele considerarse que aparecen en todos los puntos de dicha red, en el mismo instante en que son generadas, aunque con parámetros diferentes, especialmente en su valor de pico y, por tanto, en su energía asociada la cual disminuye conforme se aleja la onda del punto de generación. Según su forma las sobretensiones transitorias se clasifican en: Simples (impulsos): Cuando presentan un frente de subida y otro de bajada, a partir del cual y sin oscilaciones posteriores, la tensión vuelve a su valor normal. Oscilatorios: Caracterizados por un frente de subida seguido de oscilaciones que van amortiguándose en un determinado periodo de tiempo. Los parámetros que caracterizan este tipo de perturbaciones son varios, y la mayoría de ellos tienden más a determinar el posible efecto del impulso y la forma de mitigación que a realizar una descripción formal de la perturbación. Entre ellos destacan los siguientes Valor de pico: Es el valor máximo/mínimo alcanzado. Para impulsos bipolares u oscilatorios, en ocasiones, se establecen tanto el valor de pico positivo como el de pico negativo. Se pueden expresar en valor absoluto alcanzado o como diferencia entre el valor al inicio del impulso y el valor máximo/mínimo. Duración: Es la diferencia de tiempo entre los instantes inicial y final del impulso. Para impulsos unidireccionales, en ocasiones, la duración se define como la diferencia entre el inicio del impulso y el instante en que su valor decae a un 50% del máximo. Frecuencia: Corresponde a la frecuencia de oscilación en transitorios oscilatorios. También es un parámetro que expresa el tiempo de subida de otro tipo de impulsos, al objeto de relacionarlo con el filtro paso bajo que podría atenuarlo. 28

29 Energía: Es la energía asociada a un impulso de tensión en una carga o elemento de protección determinado. En muchas ocasiones se asigna este parámetro al área del impulso de tensión, expresándose entonces en unidades de V 2 s. En función de su origen, se pueden distinguir dos tipos de causas o fuentes generadoras de impulsos de tensión: Externas al sistema eléctrico, cuya fuente principal son las descargas atmosféricas o rayos. Internas al sistema eléctrico, cuyas fuentes pueden englobarse bajo la denominación de maniobras. Las sobretensiones de origen atmosférico están ocasionadas por los rayos que se producen durante las tormentas. Como fenómeno físico un rayo equivale a un impulso de corriente unidireccional, resultado del transvase entre las nubes y el punto de impacto, en un corto periodo de tiempo, con valores máximos comprendidos entre 10 y 250 ka. La forma de onda resultante es muy variada, presentando siempre un frente de ascenso muy rápido, de unos pocos μs, seguido de un descenso más largo que puede durar decenas de microsegundos. Las descargas pueden ser tanto directas como indirectas. La siguiente figura muestra la caracterización de las sobretensiones según la IEC Ilustración 17: Características de tensión del impulso tipo rayo 29

30 Las descargas directas son aquellas en las que el rayo impacta en algún punto a partir del cual puede incidir, de forma conducida, sobre la carga sensible de la posible instalación afectada. Estos impactos directos de rayo, pueden producir elevación de tensión en las tomas de tierra. Cuando la onda de corriente descarga por una puesta a tierra, como puede ser el caso de un impacto de rayo sobre un edificio industrial, protegido por su pararrayos y con su correspondiente puesta a tierra, se produce una elevación de tensión en todo el sistema de tierras. Esta elevación de tensión, que puede ser de bastantes kv, se produce entre la puesta a tierra local y otras tierras alejadas. Los equipos electrónicos sensibles, conectados entre dos referencias de tierra, como es el caso de un ordenador conectado al teléfono a través de un módem, pueden fallar ante impulsos de tensión debidos a rayos. Las descargas indirectas son aquellas en las que el impacto del rayo se produce en un punto del terreno más o menos alejado e independiente de la instalación industrial que se analiza. En este caso los efectos son los siguientes: Tensiones inducidas en bucles: Es el mismo principio que en el caso de descargas directas sólo que el impacto del rayo se produce a una cierta distancia de la instalación. Distribución de potenciales en el terreno: La corriente inyectada por el rayo en el terreno supone un aumento de potencial en puntos cercanos, que puede originar diferencias de potencial peligrosas entre dos tomas de tierra distintas. Acoplamiento debido al campo electromagnético radiado: Un rayo incidente es equivalente a una antena de gran longitud que radia un campo electromagnético y se acopla en los conductores que encuentra, generando sobretensiones que se propagan rápidamente por conducción. Estas sobretensiones se pueden acoplar, asimismo, en otros conductores próximos al primer afectado. Las sobretensiones debidas a origen interno son las provocadas por cualquier modificación brusca del régimen de corriente establecido en un circuito eléctrico, por conexión o desconexión de cargas o partes del mismo. Si estos eventos se originan en alta o media tensión, generalmente provocan alteraciones de tensión en las redes de baja, que según las relaciones, capacitiva e inductiva del transformador, pueden afectar a los equipos conectados a ellas, si no se toman precauciones. Las fuentes más habituales son: La conexión y desconexión de líneas eléctricas mediante seccionadores o interruptores. 30

31 La conexión y desconexión de transformadores. La conexión de baterías de condensadores en media tensión. También hay sobretensiones transitorias de amplitud y frecuencias variables, introducidas en la red por los propios usuarios. Se trata en general de fenómenos de poca energía pero que, en muchas ocasiones, presentan un frente de onda brusco, con una cresta que puede alcanzar algunos kv, haciéndolos peligrosos para los equipos sensibles. Pueden ser debidos a: Desconexión de cargas inductivas, como los motores, no sólo por la acción del interruptor automático o del disyuntor, sino también por la actuación de contactores, relés y protecciones. Conexión de condensadores para compensar el factor de potencia. Conmutaciones en dispositivos electrónicos de potencia, debido a los cortocircuitos momentáneos en el proceso de conmutación. Equipos en los que aparecen arcos eléctricos en su funcionamiento, como las conexiones eléctricas móviles entre escobillas y aros colectores. Puesta en marcha de motores: La conexión del disyuntor o interruptor, en general, no se produce en el paso por cero de la tensión, sino que habrá una diferencia de potencial entre los contactos. Cuando esta diferencia es suficientemente alta se puede producir un cebado antes de que los contactos se toquen. Ello da lugar a ondas móviles que no son simultáneas en las tres fases, que se propagan hacia el receptor y que por reflexión aumentan la sobretensión en los contactos. Maniobras de contactores en general. Encendido de lámparas de descarga. Fusión de fusibles. 31

32 3. Legislación y normativa relativa a la Calidad de Servicio La calidad de servicio viene definida en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. En particular, los artículos 99 a 110 abarcan las características, técnicas y comerciales, inherentes al suministro eléctrico exigibles por los sujetos, consumidores y por los órganos competentes a la Administración. En el Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 2007, se modificaron los límites de calidad individual. Se define la calidad de servicio según los tres aspectos fundamentales que son: La continuidad de suministro, relativa al número y duración de las interrupciones del suministro. La calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión. La calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de actuaciones de información, asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación Continuidad de suministro La continuidad de suministro hace referencia a las interrupciones de más de 3 minutos. De esta manera se contabilizan las interrupciones debidas a faltas permanentes en la red; en el caso de faltas transitorias, los mecanismos de protección y reposición del servicio actúan automáticamente y por lo tanto no computan. La calidad de servicio se clasifica en: Calidad individual referente a cada uno de los consumidores. Calidad zonal referente a una determinada área geográfica. Para determinar la calidad zonal se distinguen 4 niveles diferentes según las características de la zona: Zona urbana: todas las capitales de provincia y los municipios con más de suministros. Zona semiurbana: aquellos municipios con un número de suministros comprendido entre y

33 Zona rural concentrada: aquellos municipios con un número de suministros entre 200 y Zona rural dispersa: Conjunto de municipios de una provincia con menos de 200 suministros así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales. Para parametrizar la calidad individual se controlan tanto el número de interrupciones largas como su duración. La legislación establece un límite de número de interrupciones y de duración total de las interrupciones sufridas por cada consumidor en el transcurso de un año natural dependiendo de la zona en la que esté ubicado y el nivel de tensión al que esté conectado. La tabla siguiente resume los límites reglamentarios establecidos en el último Real Decreto 1634/2006. Baja tensión Media tensión Número Duración Número Duración Urbana 10 5 horas horas Semiurbana 12 9 horas 11 7 horas Rural concentrada horas horas Rural dispersa horas horas Tabla 2: Límites de la calidad individual Cada año, si se excede alguno de estos límites, la compañía distribuidora debe compensar al consumidor con un descuento en la facturación de 5 veces el precio estimado de la energía no suministrada (diferencia entre el número de horas de interrupción del consumidor y el número de horas de interrupción reglamentariamente fijado). Las interrupciones programadas y las debidas a causa mayor o causadas por terceros, no se consideran en el cálculo. Dependiendo de si el cliente se encuentra a tarifa o es cualificado la fórmula de descuento a aplicar es: 33

34 Descuento en clientes a tarifa: o Por número de horas a clientes a tarifa: 5 (máx 10% facturación anual) 9 o Por número de interrupciones en clientes a tarifa: DN/8 (10) máx 10% facturación anual) Descuento en consumidores cualificados: o Por los peajes o tarifas de acceso por el número de horas: 5 (11) (máx 10% facturación anual) o Por los peajes o tarifas de acceso por el número de interrupciones: H DN 8 12 (máx 10% facturación anual) o Por la energía no suministrada por el número de horas: 5 (13) (máx 10% facturación anual) o Por la en ergía no suministrada por el núm ero de interrupciones: H DN 8 (14) (máx 10% facturación anua l) Donde: = potencia media anual contratada DH = diferencia entre el número de horas de interrupción y el número de horas de interrupción reglamentariamente fijado. H = número de horas de interrupción p = precio del kwh correspondiente a su tarifa contratada DN = diferencia entre el número real de interrupcione s menos el fijado reglamentariamente. = precio del kwh correspondiente a la tarifa de acceso. = precio final horario medio anual del kwh en el mercado de producción organizado. 34

35 cliente. En el caso de incumplimiento de ambos índices, prevalece el más ventajoso para el La medición de la calidad zonal se efectúa en base a dos índices que son el tiempo de interrupción equivalente de la po tencia instalada en media tensión (TIEPI) y el número de interrupciones equivalente de la p otencia instalada en media tensión. Las ecuaciones que se muestran a continuación definen ambos parámetros. (15) 16 Donde: = suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kva). = potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción i de duración ( en kva). = tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia (en horas). k = número total de interrupciones durante el periodo considerado. Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad zonal asignados a aquellas zonas donde desarrollo su actividad, calculados como media de la falta de continuidad anual del conjunto de municipios agrupados por provincias. Los límites de NIEPI, TIEPI y percentil 80 del TIEPI vienen fijados por los valores que muestra la tabla siguiente (Real Decreto 1634/2006): 35