CURSO BREVE

CALIDAD DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA

Instructor: Dr. Ing. Marcos A. de Armas Teyra

Instituto de Ingeniería de Mexicali

Enero 2004

Introducción

Debido a las excelentes prestaciones de los dispositivos electrónicos y digitales se ha presenciado en los últimos años una rápida expansión en la industria, los servicios y en el sector residencial de los medios informáticos, sistemas automáticos computarizados, accionamientos de velocidad variable, técnicas de alumbrado eficiente, etc. Con estos equipos se ha incrementado la sensibilidad de las cargas a las variaciones cualitativas de la energía eléctrica, particularmente en las redes de bajo voltaje, debido no sólo a la digitalización e informatización, sino también a la creciente velocidad de los dispositivos electrónicos y a la reducción del umbral de la lógica en explotación.

De hecho, la propia carrera energética y medioambiental y la necesaria reducción del consumo, la demanda y los costos, han introducido productos de eficiencia superior que contaminan el espectro electromagnético dando lugar a la aparición de perturbaciones que incrementan el calentamiento, las interferencias y los esfuerzos electromecánicos, dieléctrico y la estabilidad y fiabilidad de muchas de las cargas y elementos de un sistema. Estas tecnologías son sensibles a las perturbaciones en las fuentes de suministro y, a la vez, generan disturbios o deformaciones en las formas de onda en los propios sistemas de alimentación.

La simple falla u operación defectuosa de un equipo puede interrumpir totalmente un proceso. En términos generales, las perturbaciones en los sistemas eléctricos preocupan tanto a los productores de equipos e ingenieros vinculados con el suministro, la fiabilidad y uso eficiente y racional de la energía, como a las empresas electrificadoras y a los directivos encargados de reducir los costos y elevar la competitividad empresarial.

En consecuencia, si tan sólo ayer se prestaba atención a un grupo relativamente limitado de fenómenos en el sistema, hoy es necesario tomar en consideración un conjunto más amplio de indicadores de calidad, debido a los efectos de ésta sobre la confiabilidad, el confort, el consumo, la demanda, el costo y el diseño de los sistemas de suministro eléctrico. Por esta razón, la calidad del suministro de energía eléctrica es un asunto de especial atención en el escenario tecnológico del momento.

Un programa de Calidad de la Energía puede realizarse como fundamento de relaciones contractuales en el contexto del mercado de las compañías eléctricas con sus usuarios, como parte de un proceso de mantenimiento correctivo donde se hayan ignorado o subestimado las perturbaciones en el sistema o donde se ejecuten proyectos de remodelación, modernización y mejoramiento energético, y se desee optimizar la operación de una instalación en búsqueda de

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la reducir los costos de operación y elevar la productividad. También para obtener un muestreo estadístico que caracterice el comportamiento de un sistema, detectar algún comportamiento anormal con relación a un nivel promedio que se halla alterado por la presencia de nuevas cargas y comparar la calidad en diferentes áreas, tratando de mejorar las prestaciones de un sistema y obtener la operación satisfactoria de los equipos más sensibles de los usuarios.

El presente curso tiene la intención de brindar los elementos fundamentales necesarios para analizar, clasificar e identificar diferentes tipos de perturbaciones de la calidad de la energía, sus orígenes, tolerancias, las prácticas y los procedimientos para su detección, atenuación o cancelación.

El curso se destina a amplios sectores de las carreras de ingeniería, a profesionales y técnicos vinculados a la gestión energética eficiente en las empresas y los servicios y a estudiantes y graduados de los perfiles afines que se enfrentan a estos retos y problemas.

I. CATEGORÍAS TÉRMINOS Y DEFINICIONES

De forma general, los problemas que afectan la calidad de la energía se desarrollan por muchas causas y en cualquiera de los niveles de un sistema electroenergético. Ocurren desde la transmisión, subtransmisión o distribución y son causados, además, por particularidades de las cargas en las propias instalaciones del usuario. Por ejemplo; se pueden tratar estados de fallas y averías, descargas atmosféricas, desbalances de voltaje, operaciones de conexión y desconexión, cargas no lineales, mantenimiento defectuoso, uso de generadores emergentes, etc.

A pesar de la diversidad de manifestaciones que alteran la calidad de la energía, estas se agrupan atendiendo a su permanencia en el sistema en: variaciones que muestran determinada estabilidad, perturbaciones de carácter transitorio y deformaciones de ondas. Entre las primeras se incluyen aquellas de carácter permanente que pueden determinarse con relativa facilidad como desbalance, sobre y bajo voltaje. Entre las perturbaciones, es típico encontrar anormalidades en los voltajes y corrientes y períodos transitorios que exceden umbrales establecidos e interrupciones y variaciones r.m.s. detectadas a partir de determinado nivel.

Una clasificación más consistente atendiendo al tipo de proceso, su magnitud, frecuencia y duración es dado por la norma IEEE Recomended Practice for Monitoring Electric Power Quality 1159 - 1995 mostrada en la Tabla 1. Otras normas como la IEC 61000-x-x aplicada en Europa definen el ambiente, los límites y los términos de compatibilidad electromagnética.

La terminología adoptada en este trabajo responde a los términos utilizados por la IEEE 1159 – 1995 para definir la calidad de la energía. Su dominio es fundamental para determinar, describir, medir y resolver los problemas de calidad en una instalación. [1]

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I.1 TRANSIENTES

El término transiente ha sido utilizado en la literatura para describir sucesos de corta duración y procesos de redistribución de la energía en los sistemas eléctricos de potencia. Atendiendo a las condiciones en que transcurre puede juzgarse normal un proceso transitorio de conexión o desconexión de un circuito, el arranque de un gran motor, una avería, etc. De acuerdo con las causas de su aparición y según el tipo de acción perturbadora, puede tenerse un proceso transitorio por causas físicas; grandes, pequeñas, impulsivas, etc. Estos procesos también se clasifican de acuerdo a su velocidad y estructura del sistema. En general, por su naturaleza, los transientes están sujetos a interpretaciones diferentes tratando de explicar la gran diversidad de fenómenos que ocurren en los sistemas electroenergéticos. Cuando se analiza la calidad de la energía el término describe fenómenos impulsivos y oscilatorios.

I.1.1 Transientes impulsivos

Se comprende por transiente impulsivo un cambio súbito y unidireccional (positivo o negativo) en la condición de estado estable del voltaje, la corriente o ambos y con una frecuencia diferente a la frecuencia operacional del sistema.

Estos transientes son de magnitud variable; moderada o intensa, pero de corta duración medida en microsegundos. Normalmente están caracterizados por el tiempo de ascenso (1 a 10 µsec) y descenso (20 a 150 µsec) y por su contenido espectral. Una causa típica de este fenómeno son las descargas atmosféricas. Un ejemplo lo constituye una descarga que varíe desde cero a su máximo valor de 4000 V en 1.3 µsec y luego decae en 45 µsec al 50% de su valor (1.3 x 45µsec 4000 -V).

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Tabla 1 Clasificación y Características Típicas de los Fenómenos Electromagnéticos en los Sistemas Eléctricos de Potencia. (IEEE 1159 – 1995)

Categorías Contenido Espectral Duración Magnitud de Voltaje

TRANSIENTES

Impulsivos

Nanosegundos 5 ns ascenso < 50 ns

Microsegundos 1 µs ascenso 50 ns - 1 ms

Milisegundos 0.1 ms ascenso > 1 ms

Oscilatorios

Baja Frecuencia < 5 kHz 0.3 - 50 ms 0 - 4 pu

Media Frecuencia 5 - 500 kHz 20 µs 0 - 8 pu

Alta Frecuencia 0.5 - 5 MHz 5 µs 0 - 4 pu

VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN

Instantáneas

Valles (Sag) 0.5 - 30 ciclos 0.1 - 0.9 pu

Crestas (Swell) 0.5 - 30 ciclos 1.1 - 1.8 pu

Momentáneas

Interrupciones 0.5 ciclos - 3 s < 0.1 pu

Valles (Sag) 30 ciclos - 3 s 0.1 - 0.9 pu

Crestas (Swell) 30 ciclos - 3 s 1.1 - 1.4 pu

Temporales

Interrupciones 3 s - 1 mín. < 0.1 pu

Valles (Sag) 3 s - 1 mín. 0.1 - 0.9 pu

Crestas (Swell) 3 s - 1 min. 1.1 - 1.2 pu

VARIACIONES DE LARGA DURACIÓN

Interrupciones sostenidas > 1 min. 0.0 pu

Bajo Voltaje > 1 min. 0.8 - 0.9 pu

Sobrevoltajes > 1 min. 1.1 - 1.2 pu

DESBALANCE DE VOLTAJE estado estable 0.5 - 2%

DISTORSIÓN DE FORMA DE ONDA

Desplazamiento de C.D. estado estable 0 - 0.1%

Armónicos 0 - 100th H estado estable 0 - 20%

Interarmónicos 0 - 6 kHz estado estable 0 - 2%

hendiduras estado estable

Ruidos Banda - ancha estado estable 0 - 1%

FLUCTUACIONES DE VOLTAJE (flicker)

< 25 Hz intermitente 0.1 - 7%

Variaciones de Frecuencia < 10 s

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Dada la alta frecuencia que caracteriza a estos transientes, ellos pueden variar su forma, poseer distintas características en posiciones diferentes del sistema y en la medida en que se desplazan cambian su fase debido a los parámetros del circuito. Por lo general, no se trasladan mucho más allá del punto de origen aunque las descargas en las líneas de transmisión y distribución pueden viajar largas distancias y afectar diferentes zonas. Los transientes impulsivos poseen capacidad para excitar la frecuencia natural de los sistemas de potencia y producir transientes oscilatorios. La Figura 1 muestra un transiente impulsivo de corriente motivado por una descarga atmosférica.

I.1.2 Transientes oscilatorios

Un transiente oscilatorio es un cambio súbito en la condición de estado estable del voltaje, la corriente o ambos. Consiste en un voltaje o corriente cuyo valor instantáneo cambia de polaridad rápidamente. Este tipo de transiente se describe por su contenido espectral, duración y magnitud. Los rangos de frecuencia para su clasificación se seleccionan teniendo en consideración los tipos comunes de fenómenos oscilatorios que ocurren en los sistemas de potencia; de alta, media y baja frecuencia.

Los transientes oscilatorios con una frecuencia mayor de 500 kHz y una duración típica de microsegundos (o varios ciclos de la frecuencia fundamental) son considerados transientes oscilatorios de alta frecuencia. Cuando la frecuencia se encuentra entre 5 y 500 kHz se considera un transiente de frecuencia media. Esos transientes son frecuentemente el resultado de una respuesta local a un transiente impulsivo. Las Figuras 2 3 y 4 son muestras de este tipo de fenómeno.

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Un transiente con una frecuencia inferior a 5 kHz y una duración de 0.3 ms a 50 ms, se considera un transiente de baja frecuencia. Este tipo de fenómeno sucede frecuentemente en los niveles de subtransmisión, distribución y en los sistemas industriales. Es causado por diversos tipos de eventos; el más frecuente es la energización de bancos de capacitores que hacen oscilar el voltaje con una frecuencia primaria entre 300 y 900 Hz. La magnitud pico puede alcanzar un valor de 2.0 p.u., aunque típicamente se observa 1.3 - 1.5 p.u. con una duración entre 0.5 y 3 ciclos dependiendo del amortiguamiento del sistema.

Los transientes oscilatorios con una frecuencia inferior a 300 Hz en los sistemas de distribución se asocian generalmente a la energización de transformadores y a la ferroresonancia. Los transientes relacionados con el uso de capacitores conectados en serie pueden encontrarse en esta categoría y ocurren cuando el sistema responde en resonancia con los componentes armónicos de baja frecuencia de la corriente de conexión de los transformadores (2do y 3er armónico) o en condiciones inusuales de ferroresonancia.

I.2 VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN

Esta categoría comprende lo establecido por la IEC 61050 - 161 en cuanto a valles de voltaje e interrupciones cortas. Cada tipo de variación puede ser identificada como instantánea, momentánea o temporal, dependiendo de su duración como se define en la Tabla 1.

Las variaciones de voltaje de corta duración son causadas por condiciones de fallas, energización de grandes cargas que demandan una elevada corriente de arranque, conexiones intermitentes en los conductores y el cableado, etc. Dependiendo de la localización y de las condiciones en el sistema, estas fallas pueden causar caídas de voltajes temporales; valles, elevaciones de voltaje; crestas, o pérdidas totales de voltaje; interrupciones.

En particular la falla puede suceder cerca o lejos del punto de monitoreo. En general, su impacto sobre el voltaje es de corta duración hasta que los dispositivos de protección operan y limpian la falla.

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I.2.1 Valles

Un valle (sag o dip) es una reducción del valor r.m.s. del voltaje o la corriente del sistema entre 0.1 y 0.9 p.u. por una duración de 0.5 ciclo a un minuto. Su descripción se realiza en términos de la profundidad o magnitud y su duración. La Figura 5 muestra un valle de voltaje de 0.067 s de duración.

Un valle de un 20% será considerado un suceso durante el cual el valor r.m.s. del voltaje decreció en un 20% hasta 0.8 p.u. En este caso, el voltaje base o nominal debe especificarse.

Los valles de voltaje en los sistemas industriales son normalmente asociados a la conexión de grandes cargas o al arranque de motores de elevada potencia. La corriente pico transitoria de arranque de un motor está dada por la ecuación (1). Considerando el desplazamiento debido a la componente de corriente directa puede superar de 9 a 11 veces su valor nominal:

(1)

;

; Resistencia del estator en

; Reactancia subtransiente en

Si la capacidad del sistema es limitada, durante el arranque la caída de voltaje puede ser significante y se recupera gradualmente al valor nominal. Cuando el valle se debe a una falla, el tiempo de recuperación es más pequeño dependiendo de la velocidad del dispositivo de protección.

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La duración de los valles se subdivide en tres categorías; instantáneo, momentáneo y temporal. Estas coinciden con las categorías establecidas para las interrupciones y las crestas de voltaje. Sus duraciones intentan corresponder con los tiempos de operación de los dispositivos de protección así como con los recomendados por organizaciones técnicas internacionales.

La Figura 6 muestra un valle de duración prolongada debido a la arrancada de un motor de inducción y la Figura 7 muestra un valle debido a una falla de sólo 0.017 segundos. Como se observa, la duración relativa de uno y otro es un indicador del tipo de suceso.

I.2.2 Crestas

Una cresta (swell) se define como un incremento del valor r.m.s. del voltaje o la corriente de un sistema entre 1.1 p.u. y 1.8 p.u. con una duración desde 0.5 ciclo a un minuto.

Las crestas, aunque no son tan comunes, en ocasiones son asociadas a condiciones de fallas en el sistema. Una forma típica de cresta es la elevación temporal del voltaje en las fases no

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falladas durante una falla de línea a tierra. También pueden ser causadas por la desconexión de grandes cargas o la energización de grandes bancos de capacitores.

Las crestas son caracterizadas por su magnitud (valor r.m.s.) y su duración. La severidad de una cresta debida a una falla depende de la localización de la falla, la impedancia y el aterramiento del sistema. En un sistema no aterrado, con una impedancia de secuencia cero infinita (o capacitiva), el voltaje a tierra de las fases no falladas es 1.73 veces superior al existente antes de la falla.

En un sistema aterrado, cerca de la subestación existirá poco o ninguna elevación del voltaje en las fases no falladas debido a que el transformador es usualmente conectado en delta - estrella, proporcionando una baja impedancia al paso de la corriente de secuencia cero durante la falla.

Fallas en diferentes puntos de un sistema de 4-hilos, multiaterrados, tendrá diferentes grados de sobrevoltaje en las fases no falladas. Es común encontrar crestas del orden del 15% en alimentadores de las redes del sistema eléctrico.

El término sobrevoltaje momentáneo es utilizado por muchos autores como sinónimo de cresta. La Figura 8 muestra una cresta debida a una falla de una línea a tierra.

I.2.3 Interrupciones

Una interrupción ocurre cuando la fuente de voltaje o la corriente de la carga disminuye a menos de 0.1 p.u. por un periodo de tiempo que no excede un minuto.

Las interrupciones pueden ser el resultado de fallas en el sistema, equipos averiados y mal funcionamiento de los sistemas de control. Las interrupciones son medidas por su duración ya que la magnitud del voltaje es siempre inferior al 10% del voltaje nominal. La duración de una interrupción debido a una falla se determina por el tiempo de operación de los dispositivos de

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protección del sistema. El recierre instantáneo generalmente limitará la interrupción causada por una falla no permanente a menos de 30 ciclos. La operación retrasada del recierre puede causar una interrupción momentánea o temporal. La duración de una interrupción debido al mal funcionamiento de equipos o a pérdidas de conexión es irregular.

Algunas interrupciones son precedidas por un valle de voltaje cuando son debidas a causas en el sistema. Este valle ocurre durante el tiempo en que se inicia la falla y la operación del dispositivo de protección. La Figura 9 representa una interrupción de 2.3 segundos con recierre automático. La Figura 10 responde a una falla en la fase B de 0.65 segundos de duración.

I.3 VARIACIONES DE VOLTAJE DE LARGA DURACIÓN

Las variaciones de voltaje de larga duración comprenden aquellas desviaciones del valor r.m.s. del voltaje que ocurren a la frecuencia del sistema con una duración superior a un minuto. La norma ANSI C84.1 mostrada en la Tabla 2, especifica las tolerancias en el voltaje de estado estable en un sistema de potencia. Una variación de voltaje se considera de larga duración cuando se excede el límite de la ANSI por más de un minuto. En un estudio de calidad de la energía debe prestarse atención a los voltajes fuera de los rangos especificados por esta norma.

Tabla 2 Norma ANSI C84.1

Valor nominal Rango deseable Rango aceptable

120 126 -114 127 -110

208 218 - 197 220 - 191

240 252 - 228 254 - 220

277 291 - 263 293 - 254

480 504 - 456 508 - 440

2400 2525 - 2340 2540 - 2280

4160 4370-4050 4400 - 3950

4800 5040 - 4680 5080 - 4560

13800 14490 - 13460 14520 - 13110

34500 36230 - 33640 36510 - 32780

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Las variaciones de larga duración se clasifican en sobrevoltajes, bajo voltaje e interrupciones sostenidas. El sobrevoltaje y el bajo voltaje generalmente no son el resultado de fallas en el sistema. Estos pueden ser causados por variaciones de la carga u operaciones de conexión y desconexión y son típicamente registradas cuando se monitorea el valor r.m.s. del voltaje contra el tiempo.

I.3.1 Sobrevoltaje

Un sobrevoltaje es el incremento del valor r.m.s del voltaje en una magnitud superior al 110%. del valor nominal del sistema por una duración mayor de un minuto. Los sobrevoltajes son usualmente el resultado de desconexiones de grandes cargas o debido a conexiones de bancos de capacitores. El sobrevoltaje ocurre cuando el sistema es muy débil para mantener la regulación del voltaje o cuando el control del voltaje es inadecuado. La incorrecta selección de los taps en los transformadores puede ocasionar sobrevoltajes.

I.3.2 Bajo voltaje

Se entiende por bajo voltaje la reducción del valor r.m.s. del voltaje a menos del 90% del valor nominal por una duración mayor de un minuto en un sistema. El bajo voltaje es el resultado de un suceso inverso al que provoca el sobrevoltaje. La conexión de una carga o la desconexión de un banco de capacitores pueden causar bajo voltaje hasta que los equipos de regulación actúen correctamente para restablecerlo. Los circuitos sobrecargados tienden a producir bajo voltaje en los terminales de la carga.

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I.3.3 Interrupciones sostenidas

Se considera una interrupción sostenida cuando la ausencia de voltaje se manifiesta por un período superior a un minuto. Este tipo de interrupción frecuentemente es permanente y requiere la intervención del hombre para restablecer el sistema.

El término interrupción sostenida se refiere a un fenómeno específico del sistema y, en general, no tiene relación con el término salida de servicio (outage). La salida de servicio, como se define en la norma IEEE 1008, no se refiere a un fenómeno específico sino, al estado de un componente en el sistema que no ha funcionado como se esperaba. Las compañías eléctricas utilizan salida de servicio para describir un fenómeno similar en naturaleza con el propósito de evaluar la confiabilidad. Desde luego, esto causa confusión en los usuarios quienes observan ambos fenómenos como una interrupción de potencia que detiene el proceso productivo. Su duración puede o no ser muy breve.

El término interrupción en el contexto de la calidad de la energía no tiene relación con la confiabilidad o cualquier otro tipo de estadística sobre la continuidad del servicio. Este término ha sido definido más específicamente para indicar la ausencia de voltaje por un largo período.

I.4 DESBALANCE DE VOLTAJE

El desbalance de voltaje o corriente se define como la máxima desviación del voltaje o la corriente de una de las fases del valor promedio del voltaje o de la corriente de las fases de un sistema trifásico dividido entre el promedio de los voltajes o corrientes, expresados en por ciento.

El desbalance también se define usando las componentes simétricas. La relación del componente de secuencia negativa al componente de secuencia positiva es utilizada para definir el por ciento de desbalance de un sistema.

La causa primaria del desbalance de voltaje es la conexión de cargas monofásicas en sistemas trifásicos. Los desbalances severos; superior al 5%, pueden deberse a condiciones de operación monofásica, a bancos asimétricos u a otras causas. La Figura 11 muestra el desbalance en función de las componentes simétricas de un sistema residencial.

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I.5 DISTORSIÓN DE LA FORMA DE ONDA

La distorsión de la forma de onda es una desviación estable del comportamiento idealmente sinusoidal del voltaje o la corriente, caracterizada, principalmente, por el contenido espectral.

La norma IEEE 1159 1995 establece cinco formas de distorsión:

I.5.1 Corrimiento DC

La presencia de un voltaje o corriente directa (DC) en un sistema de corriente alterna (AC) de potencia se denomina corrimiento o desplazamiento dc (dc offset). El desplazamiento ocurre debido al efecto de la rectificación de media onda, extensores de vida o controladores de luces incandescentes.

La corriente directa en redes de corriente alterna puede tener efectos perjudiciales al polarizar los núcleos de los transformadores y saturarlos en operación normal causando calentamiento y la reducción de la vida útil de estos equipos. La corriente directa es una causa potencial del aumento de la corrosión en los electrodos de aterramiento y en otros conductores y conectores.

I.5.2 Armónicos

Los armónicos son voltajes o corrientes sinusoidales con frecuencias que son múltiplos integrales de la frecuencia fundamental del sistema; usualmente 50 o 60 Hz.

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Forma de onda de la corriente por el neutro de la Universidad de Cienfuegos

Las formas de onda distorsionadas pueden ser descompuestas, de acuerdo con Fourier, en la suma de un componente de frecuencia fundamental más los armónicos.

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La distorsión armónica se origina en la característica no lineal de los dispositivos y las cargas en los sistemas de potencia. El nivel de distorsión armónica se describe por el espectro total armónico mediante las magnitudes y el ángulo de fase de cada componente individual. Es común, además, utilizar la distorsión total armónica (THD) como una medida de la distorsión total .

Los niveles de distorsión de corriente pueden caracterizarse por el valor de THD, sin embargo, esto puede resultar ocasionalmente engañoso. Por ejemplo, muchos accionamientos de velocidad variable exhiben un alto valor de THD cuando están operando a carga muy baja. Este hecho no debe ser una preocupación significante debido a que la magnitud de las corrientes armónicas es pequeña aunque el nivel de distorsión es relativamente alto.

Para incluir este efecto cuando se caracteriza la distorsión armónica de las corrientes, la norma IEEE 519-1992 define otro término; la Demanda Total de Distorsión; (TDD). Este término es el mismo que la THD excepto que la distorsión es expresada como porciento de una demanda de corriente establecida en lugar de ser un porcentaje de la magnitud de la corriente de frecuencia fundamental. La norma IEEE 519- 1992 provee guías para los niveles de distorsión armónica de voltaje en los sistemas de transmisión y distribución y los límites de inyección de corriente armónica en el sistema por usuarios de diferente potencia. La Figura 12 muestra la forma de onda y el contenido armónico de la corriente en un accionamiento de velocidad variable.

I.5.3 Interarmónicos

Se llaman interarmónicos a los voltajes o corrientes con componentes de frecuencia que no son múltiplos integrales de la frecuencia a la cual se diseña el sistema. Ellos pueden aparecer como frecuencias discretas o como espectros de banda ancha.

Los interarmónicos se pueden encontrar en redes de todas las clases de voltajes. Las principales fuentes de interarmónicos son los convertidores estáticos de frecuencia, los cicloconvertidores, los motores asincrónicos y los dispositivos de arco. Las señales portadoras “carrier” utilizadas para la comunicación en las líneas de los sistemas de potencia son un caso de interarmónico.

Los efectos de los interarmónicos son menos perjudiciales que los producidos por los armónicos. Aunque no han sido detalladamente estudiados han afectado las señales carrier en las líneas e inducido “flameo” visual en iluminación y dispositivos con displays.

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I.5.4 Hendiduras

Las hendiduras son perturbaciones periódicas en la forma de onda de voltaje causadas por la operación normal de los dispositivos de electrónica de potencia cuando la corriente es conmutada de una fase a otra.

Como ocurren continuamente, pueden ser caracterizadas a través del espectro armónico del voltaje afectado. Desde luego, generalmente son tratadas como un caso especial ya que los componentes de frecuencia asociados a ellas pueden ser tan altos que no son sensibles a los equipos de medición normalmente utilizados para el análisis armónico. En la Figura 13 se muestra la forma de onda del voltaje entre las fases del devanado de trabajo de una máquina asincrónica multipropósito conectada a un puente trifásico no controlado de seis pulsos con carga resistiva y corriente nominal.

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Figura 13 Forma de onda de voltaje de la MAM

Estos picos de voltaje ocurren con una frecuencia de seis veces por ciclo y constituyen una

razón más de deterioro del aislamiento debido a que mientras una máquina ordinaria se diseña

para operar sobre ondas sinusoidales, en este caso se somete a un esfuerzo eléctrico

causado por el gradiente de voltaje. El criterio convencional establece que este gradiente no

causa problemas si no excede el voltaje de ruptura y los límites de temperatura del material.

Las investigaciones recientes han demostrado que el envejecimiento puede comenzar a un

umbral muy inferior al que anteriormente se daba como posible.

I.5.5 Ruido

El ruido es una señal eléctrica indeseable con un contenido espectral inferior a 200 kHz super puesto al voltaje o la corriente en los conductores de las fases o en los conductores neutros y en líneas de señales.

El ruido en los sistemas eléctricos puede ser causado por dispositivos de electrónica de potencia, circuitos de control, equipos de arco, cargas con rectificadores de estado sólido y fuentes conmutadas. Una de las causas más frecuente de ruido son los generadores emergentes baratos de baja calidad donde se manifiesta el efecto de las ranuras en la forma de onda del voltaje de salida.

Los problemas de ruido son ocasionalmente más notables debido a insuficiencias en el sistema de aterramiento. Básicamente, el ruido es una distorsión indeseada de la señal de potencia que no puede ser clasificada como distorsión armónica o transiente. El ruido perturba a los equipos electrónicos tales como microcomputadoras y controladores programables. El problema puede

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mitigarse usando filtros, transformadores de aislamiento, acondicionadores de línea y un aterramiento efectivo.

I. 6 FLUCTUACIONES DE VOLTAJE

Las fluctuaciones de voltaje son variaciones sistemáticas del envolvente de voltaje o una serie de cambios aleatorios del voltaje cuya magnitud no excede normalmente los rangos de voltaje especificados por la norma ANSI C84.1; de 0.9 p.u. a 1.1 p.u.

La norma IEC 555-3 define varios tipos de fluctuaciones de voltaje. La discusión se restringirá a la fluctuación de voltaje IEC 555-3 tipo (d), la cual es caracterizada como una serie de fluctuaciones de voltaje aleatoria o continua.

Las cargas que muestran variaciones rápidas y continuas de la magnitud de la corriente pueden causar variaciones de voltaje que son frecuentemente denominadas “flicker”. El término flicker se deriva del impacto de las fluctuaciones de voltaje en las lámparas al ser percibidas por el ojo humano como flameos.

En términos técnicos estrictos la fluctuación de voltaje es un fenómeno electromagnético mientras que el flicker es un resultado indeseable de la fluctuación de voltaje. Ambos términos son relacionados frecuentemente. Por tal razón, se usa el término flicker para describir este tipo de fluctuación de voltaje.

La señal de flicker se define por su magnitud r.m.s. expresada como por ciento del fundamental. El flicker de voltaje se mide con respecto a la sensibilidad del ojo humano. Típicamente magnitudes tan baja como 0.5% del voltaje del sistema pueden producir un flameo perceptible en las lámparas si la frecuencia está en el rango de 6 a 8 Hz. La Figura 14 presenta un caso de fluctuación cuya frecuencia puede determinarse si se unen mediante una línea los puntos picos de las sinusoides mostradas.

Una de las causas más comunes de las fluctuaciones de voltaje en los sistemas de transmisión y distribución son los hornos de arco. En sistemas más débiles las fluctuaciones se deben a la presencia de equipos de soldadura por arco o cargas similares.

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I. 7 VARIACIONES DE FRECUENCIA

Por variación de frecuencia se comprende la desviación de la frecuencia fundamental del sistema de su valor nominal especificado (50 o 60 Hz).

La frecuencia está directamente relacionada con la velocidad de rotación de los generadores que componen el sistema. Normalmente existen ligeras variaciones de frecuencia debido a la fluctuación del balance entre la generación y la demanda de potencia. La magnitud de la desviación de frecuencia y su duración dependen de la característica de la carga y de la respuesta del sistema de control de los motores primarios que accionan los generadores. Las fluctuaciones lentas de la frecuencia alrededor del valor nominal, son normalmente pequeñas.

En Europa en países con sistemas interconectados la norma EN 50160 establece una variación de 1% y de [+ 4 a – 6 %] en casos de grandes perturbaciones. Esas fluctuaciones pueden ser mayores en redes autónomas aisladas, en islotes, cayos, etc y cuando se emplean generadores emergentes.

Las variaciones de frecuencia que se apartan de los límites aceptables en el sistema son causadas por fallas en la capacidad de transmisión o por la desconexión de una gran carga o la salida de línea de un potente bloque de generación.

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En los sistemas modernos interconectados, las variaciones significantes de frecuencia son raras. Este tipo de perturbación es más frecuente en cargas que se alimentan desde generadores aislados del sistema. En tales casos, la respuesta de los gobernadores a cambios abruptos de la carga no es adecuada para lograr la regulación en el estrecho margen requerido por las cargas sensibles a las variaciones de frecuencia.

En algunos equipos electrónicos de elevada velocidad las hendiduras de voltaje de gran magnitud son confundidas con desviaciones de la frecuencia debido a que éstas se aproximan lo suficientemente cerca del cruce por cero y causan errores en los instrumentos y sistemas de control que operan guiados por este cruce para reproducir una señal o controlar un proceso.

II INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN Y MONITOREO

El análisis de la calidad de la energía de una instalación presupone la utilización de instrumentos avanzados de medición y monitoreo conectados a computadoras y el empleo de softwares especiales con una elevada variedad de opciones. En algunos casos puede iniciarse un análisis preliminar y de bajo costo con instrumentos más tradicionales y sencillos, particularmente, cuando se sospecha alguna anomalía de carácter permanente.

II.1 Multímetros y Amperímetros

En el trabajo rutinario los electricistas de mantenimiento de un sistema de suministro utilizan multímetros y amperímetros de gancho que son útiles para indicar la presencia de energía, magnitudes de las corrientes y voltajes en los circuitos, realizar pruebas de continuidad y otros ensayos, que constituyen la fase primaria de identificación de una desviación permanente de los parámetros de un sistema. En este caso, este tipo de instrumento es útil para:

a) Efectuar la medición de magnitudes de voltaje entre fases, a neutro y a tierra y entre neutro y tierra

b) Medir las magnitudes de las corrientes de las fases y neutro

c) Detección primaria de desbalance, sobre o bajo voltaje

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Cuando se utilizan estos instrumentos debe prestarse atención al método que éstos emplean para determinar el valor r.m.s. de la magnitud medida. Los métodos más utilizados son los del valor pico, el valor promedio y el valor real. Dado que se fundamentan en formulas diferentes, sus resultados en un ambiente contaminado con armónicos, son diferentes. Sólo los que se fundamentan en el valor real arrojan el resultado correcto en cualquier escenario. Un análisis más detallado y preciso exige otro tipo de instrumentación.

II.2 Analizadores de redes de potencia

Los analizadores de redes se han incorporado al mercado con gran aceptación por su sencillez, maniobrabilidad, precisión, efectividad y el número de opciones que brinda. Este tipo de instrumento incorpora al menos cinco funciones principales.

1. Registrador de datos

2. Analizador de demanda

3. Analizador de armónicos

4. Analizador de perturbaciones

5. Visualizador de formas de onda

Sus funciones son potenciadas por opciones de auto chequeo, ajuste de relaciones, modos de medición, análisis de ciclos, etc. Cuando se conecta el analizador a una PC con el software apropiado, se realizan funciones auxiliares como variar el zoom, análisis de composición armónica, etc.

Algunos modelos monitorean perturbaciones y registran transitorios del orden de 32 s (MIDGET 200, POWER SIGHT 3000) y crestas o valles con una duración al menos de 1 s aunque pueden captar de duración inferior. Cuando se ordena captar formas de ondas, retiene dos juegos de siete componentes; (tres voltajes y cuatro corrientes) con una duración de 50 ms; 3 ciclos en 60 Hz.

Este tipo de instrumento es útil en una extensa variedad de casos aunque posee una sensibilidad limitada para analizar determinadas perturbaciones, fundamentalmente, transitorios impulsivos y oscilatorios y variaciones de corta duración.

II.3 Osciloscopios

El osciloscopio es una herramienta que muestra muchas de las características del sistema cuando se realiza el monitoreo en tiempo real. Existen numerosos modelos siendo el osciloscopio digital con almacenamiento de datos un equipo importante debido a que permite guardar las formas de onda para su posterior análisis mediante la descarga a una PC con software especializado. Algunos modelos están habilitados con la capacidad de realizar análisis de las formas de onda y poseen puertos para comunicación exterior.

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II.4 Analizador de perturbaciones

Los analizadores de perturbaciones son una categoría de instrumentos específicamente desarrollada para mediciones de calidad de la energía. Existe el tipo convencional que informa sobre el suceso, su magnitud y duración, etc y el analizador gráfico que además da una respuesta gráfica de la situación. Estos pueden medir desde transitorios de muy corta duración a fenómenos de larga duración. La información puede ser registrada en cintas de papel o en soporte magnético.

II.5 Analizadores de armónicos y espectrales

Este tipo de instrumento existe en una extensa gama y su selección debe ser cuidadosa para que cumpla el objetivo de la investigación. En general tienen capacidad para medir simultáneamente el voltaje y la corriente y la magnitud y fase de cada componente armónico en particular. Permite analizar el cambio del nivel de armónicos con la variación de la carga.

II.6 Equipos combinados

Estos modernos equipos realizan las funciones de analizadores de armónicos y además monitorean la energía, la demanda, etc, así como todo tipo de perturbación en el sistema. La información puede ser enviada remotamente por líneas telefónicas a una base de datos central para su procesamiento. Su salida es gráfica y los datos accesibles para ser procesados por otros programas y analizadores computarizados.

Aunque existe una extensa variedad de equipos para el análisis, éstos son generalmente costosos, y no es usual encontrarlos en empresas y unidades. Por lo general, estos instrumentos los poseen las empresas especializadas en brindar servicios energéticos y el departamento técnico de las compañías electrificadoras.

III NORMAS INTERNACIONALES Y CALIDAD DE LA ENERGÍA

El primer paso dado para el establecimiento de normas de calidad de la energía fue conocer los problemas relacionados con ésta y su impacto en los equipos y procesos industriales. Las normas constituyen guías y recomendaciones para asegurar la compatibilidad entre el equipo de uso final y el sistema que los provee de energía.

La Comisión Electrotécnica Internacional; IEC 61000 ha definido una categoría de normas llamada normas de Compatibilidad Electromagnética; EMC, que tratan los problemas de la calidad de la energía.

A estas normas pertenecen las siguientes categorías:

1. General. Estas brindan definiciones, terminologías, etc. (IEC 61000-1.x)

2. Ambiental. Caracterizan el ambiente donde se utilizará el equipamiento (IEC 61000-2-x).

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3. Limites. Define los límites de perturbación que pueden ser causados por los equipos conectados al sistema de potencia. (IEC 61000-3-x).

4. Técnicas de mediciones y pruebas. Constituyen guías detalladas para los procedimientos de prueba y medición para asegurar la compatibilidad con otras partes de las normas (IEC 61000-4-x).

5. Guías para Instalación y Mitigación. Estas se diseñan como guías para la aplicación de filtros, equipos condicionadores, supresores, etc que reduzcan los problemas derivados de calidad de la energía (IEC 61000-5-x).

6. Normas genéricas y de productos. Estas normas definen los niveles de inmunidad requeridos por los equipos generales y por tipos específicos de equipos (IEC 61000-6-x).

Estas normas son adoptadas en la Comunidad Europea (CENELEC) y sus requerimientos se aplican a equipos vendidos en Europa. Su aplicación en el resto del mundo es variable y sólo algunas de ellas son adoptadas por los Estados Unidos. En los Estados Unidos las normas las desarrollan instituciones como la IEEE, ANSI, y organizaciones de productores como la NEMA, etc. Estas normas tienden a ser orientadas hacia la aplicación. Por ejemplo, la IEEE 519-1992, recomienda el límite de la distorsión armónica en todos los niveles del sistema de potencia. Todas estas normas son publicadas por la IEEE en sus series de libros de colores y tratan todo el rango de interés de los sistemas de potencia industriales y comerciales.

Aunque son normas de aplicación, ha existido temor por parte de las compañías electrificadoras de crear normas que definan el nivel de calidad requerido por su sistema. Este temor va cediendo en la medida que se hace necesario suministrar un nivel de calidad base para ofrecer servicios diferenciados a aquellos usuarios que requieran un alto nivel de calidad en el sistema.

Tabla 3 Limite de Distorsión Armónica de Voltaje en las Redes de T & D IEEE 519 1992

Nivel de Voltaje en el Punto de Acople Común

Distorsión de Voltaje individual % Distorsión de Voltaje Total THD %

Menor o igual a 69 kV 3.0 5.0

69.001 hasta 161 kV 1.5 2.5

161.001 y superior 1.0 1.5

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Tabla 4 Limites de Distorsión en Corriente para los Sistemas Generales de Distribución

(desde 120 hasta 69000 V)

Máxima distorsión armónica de corriente en por ciento de IL

Orden Armónico Individual ( Armónicos impares)

ISC / IL < 11 11 < h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 35 < h TDD

< 20* 4.0 2.0 1.5 0.6 0.3 5.0

20 < 50 7.0 3.5 2.5 1.0 0.5 8.0

50 < 100 10.0 4.5 4.0 1.5 0.7 12.0

100 < 1000 12.0 5.5 5.0 2.0 1.0 15.0

>1000 15.0 7.0 6.0 2.5 1.4 20.0

Los armónicos pares están limitados al 25% de los límites establecidos para los armónicos impares

Las distorsiones que provoquen corrimiento DC e.g. convertidores de media onda no son permitidos

* Todos los equipos de generación de potencia están limitados a estos valores independiente de la relación ISC / IL

IL ; Componente fundamental de la máxima corriente demandada por la carga

ISC ; Corriente máxima de cortocircuito en el punto de acople común con el sistema

TDD; Distorsión de la corriente armónica en % de la componente fundamental de la máxima corriente demandada por la carga

IV PERTURBACIONES PRINCIPALES DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA. EN LOS SISTEMAS ELECTRICOS INDUSTRIALES. CAUSAS, EFECTOS, ATENUACIÓN Y/O CANCELACIÓN

Aunque son muchas las manifestaciones que afectan la calidad de la energía, en el ambiente industrial y comercial sobresalen las siguientes:

Bajo voltaje

Sobrevoltaje

Desbalance de voltaje

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Valles y Crestas

Distorsión armónica de corriente y voltaje

Interrupciones

IV.1 Voltajes nominales

En los circuitos de potencia de bajo voltaje se utilizan los voltajes nominales siguientes; Vn:

Europa; 220 / 380 V, 50 Hz

Inglaterra; 240 / 415 V, 50 Hz

Francia; 230 / 400 V, 50 Hz

Japón; 100 / 200 V ,50 y 60 Hz

USA; México, Cuba 120 / 240 V y 480 V, 60 Hz (Ver Tabla 2 Norma ANSI C84.1)

Todo sistema está permanentemente sometido a perturbaciones debido a las fluctuaciones del nivel de carga, su estructura y capacidad de regulación. Por esta causa el voltaje puede variar alrededor de su valor nominal. Por ejemplo; en Europa la norma EN 50160 establece que en operación normal el 95% del voltaje promediado cada 10 minutos durante una semana debe encontrarse entre 10% del voltaje nominal. En los Estados unidos las variaciones permisibles están dadas por la norma ANSI C84.1 mostrada en la Tabla 2. En muchas instalaciones de los países en desarrollo se pueden observar, frecuentemente, desviaciones superiores.

IV.2 Bajo voltaje

El bajo voltaje sostenido inferior en un 10 % al voltaje nominal de un sistema se presenta en instalaciones alimentadas desde transformadores de poca capacidad y sobrecargados. En ocasiones, se debe a circuitos con alimentadores largos, sobrecargados o con cargas de un bajo factor de potencia sin compensación de reactivo, por lo general, fuera de norma `y pertenecientes a instalaciones antiguas. También sucede por una selección incorrecta de los taps en los transformadores de suministro, por condiciones de operación del sistema y debido al ajuste defectuoso de los reguladores de voltaje.

El bajo voltaje es particularmente dañino en las máquinas asincrónicas ya que en estas condiciones la máquina incrementa la corriente demandada, reduce la velocidad, disminuye la eficiencia y el momento desarrollado con el cuadrado del voltaje. En determinadas condiciones, el motor puede fallar en el arranque o demandar una potencia superior durante el mismo.

IV.2.1 Eficiencia del motor asincrónico en condiciones de bajo voltaje

La eficiencia con que operan las máquinas asincrónicas es fundamental si se tiene en cuenta que la mayor parte de la energía producida se consume en estas máquinas. Elevar la eficiencia no sólo reduce los costos energéticos sino, además, la demanda en el sistema y la contaminación del medio ambiente.

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La eficiencia de un motor depende del estado de carga y de las condiciones de explotación. Los factores más importantes que actúan sobre la eficiencia de las máquinas asincrónicas son:

Variación de Voltaje (cuando existe diferencia entre el voltaje aplicado al motor y el voltaje nominal del mismo).

Desbalance de Voltaje

Contaminación armónica

Motor rebobinado (cuando el motor ha sido reenrollado).

El cálculo de la eficiencia de los motores para las diferentes condiciones de operación se realiza aproximadamente según:

Donde:

FC: Eficiencia del motor evaluada sólo a partir de la condición de carga real.

Ajustada: Eficiencia de operación ajustada para las condiciones de operación.

VV : Ajuste por Variación de Voltaje.

DV : Ajuste por Desbalance de Voltaje.

AR : Ajuste por contaminación armónica

R : Ajuste por Rebobinado.

Los factores de ajuste se determinan de manera individual y al ser aplicados reducen la eficiencia. En algunas ocasiones es necesario aplicar más de uno de los factores de ajuste; por ejemplo: puede ser necesario aplicar a la vez ajustes por variación de voltaje y por rebobinado.

Ajuste por variación de voltaje (VV)

La variación porcentual de voltaje es la relación entre el voltaje nominal con respecto al voltaje promedio de operación y se obtiene mediante la ecuación siguiente:

Una vez obtenido este valor, con ayuda de la Figura 15 se determina el porcentaje de cambio en la eficiencia, factor de potencia y corriente. [5]

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Figura 15 Características operativas del motor por variación de voltaje

IV.2.2 Efectos sobre las lámparas incandescentes y fluorescentes

La iluminación emitida por una lámpara incandescente se reduce con el bajo voltaje al igual que su eficiencia medida en lúmenes por watt. Con la disminución del voltaje se reduce la demanda y aumenta la vida útil. Sin embargo, estos factores son de menor consideración puesto que, un sistema de iluminación bien diseñado, con una reducción del voltaje superior a un 10%, se pierde aproximadamente un 30 % de efectividad causando otro tipo de molestias y efectos colaterales.

En las lámparas fluorescentes el bajo voltaje puede causar dificultades en el encendido y la reducción de los lúmenes emitidos. Efectos similares se produce en las lámparas sodio y de mercurio.

IV.2.3 Equipos de calentamiento por resistencia

El consumo de energía y el calentamiento en estos equipos varía aproximadamente con el cuadrado del valor del voltaje aplicado. La disminución de un 10 % en el voltaje puede producir un 19 % de reducción en el calor emitido. Algunos equipos sobre diseñados pueden operar satisfactoriamente sin afectaciones en la productividad.

IV.2.4 Calentamiento por radiación infrarroja

En este tipo de lámparas, la energía no varía cuadráticamente con la magnitud del voltaje aplicado debido a que su resistencia no se mantiene aproximadamente constante con la variación del voltaje. La energía radiante es aproximadamente proporcional al voltaje en un

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amplio rango que oscila entre el 80 y el 130 % del voltaje nominal. Esto puede representar un problema si el proceso de secado exige una temperatura estable o la calidad del producto es muy sensitiva a las variaciones de temperatura.

IV.2.5 Efecto sobre los capacitores

La capacidad reactiva de los capacitores varía con el cuadrado del voltaje impreso según:

De esta forma una reducción de un 10 % del voltaje reduce la capacidad efectiva en un 20 % por lo que se pierde una cantidad similar en los beneficios y el retorno esperado de una inversión para corregir el factor de potencia y disminuir los costos tarifarios.

IV.2.6 Soluciones para corregir el bajo voltaje

Para corregir el bajo voltaje se realizan ajustes en las instalaciones eléctricas que dependen de las condiciones específicas entre ellas:

Verificar el voltaje en el transformador y en los alimentadores de motores.

Si el factor de potencia es bajo (menor a 80%) en las líneas deberá compensarse hasta lograr un valor de al menos el 92%.

En caso de presentar una desviación de voltaje superior a lo normado en el sistema, deben ajustarse los “taps” o derivaciones del transformador, para aproximarlo al valor nominal.

Instalar o ajustar los reguladores de voltaje

En los alimentadores que presentan bajo voltaje se pueden necesitar acciones tales como:

Tabla 5 Acciones para corregir el bajo voltaje en los alimentadores

Condicion del voltaje en el alimentador

Carga en el circuito

Factor de potencia Corrección

Bajo Normal 0.9 Tap en el transformadorRegulador de voltaje

Alta caída Normal 0.9 Circuito en paraleloRegulador de voltaje

Alta caída Normal 0.8 Conexión de capacitoresRegulador de voltaje

Alta caída Sobrecarga 0.8 Conexión de capacitoresCircuito en paralelo

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IV. 3 Sobrevoltajes

La causa más común de sobrevoltaje sostenido superior a un + 10 % de Vn, excluyendo las causas accidentales o conexiones indebidas, son los circuitos subcargados o en vacío. La solución más evidente es cambiar el tap o derivación del transformador al valor apropiado. Estos taps en muchas subestaciones se varían estando el transformador energizado y con carga; “en caliente” Otros son manuales y su ajuste debe realizarse en “en frío” durante una salida programada del servicio.

En otros casos el sobrevoltaje se manifiesta debido a desviaciones en el ajuste de la regulación de voltaje del sistema y de los generadores independientes o por exceso de compensación reactiva en las líneas. También pueden presentarse casos más complejos de ferroresonancia.

Los sobrevoltajes impulsivos obedecen a procesos de redistribución de la energía en operaciones de conexión y desconexión (switching) y a descargas atmosféricas.

Una de las operaciones más habituales de conexión y desconexión es la energización de bancos de capacitores en circuitos donde teóricamente puede llegar a duplicarse el voltaje nominal aunque normalmente el valor es inferior debido a la resistencia y reactancia presente en el circuito. Otro de los eventos que provoca sobrevoltaje es la desenergización de transformadores de medio voltaje MV, donde puede alcanzarse hasta un 300% del voltaje nominal en dependencia de la corriente y el flujo atrapado en el instante de la desconexión. [4]

Los sobrevoltajes producidos en las redes son transmitidos por los transformadores de MV/BV, al lado de bajo voltaje; BV, de acuerdo con la relación capacitiva e inductiva entre ambos devanados. Estos voltajes no se pueden ignorar porque representan un riesgo para los dispositivos de maniobra del lado de BV, particularmente, cuando las operaciones se realizan en un circuito fuertemente capacitivo.

Las descargas atmosféricas afectan directamente a los circuitos y redes aéreas y no todas las regiones tienen igual nivel de exposición a este tipo de fenómeno. Durante la descarga se desarrolla un gran impulso de energía transmitido hacia el lado de BV del sistema. En estos casos la efectividad del sistema de aterramiento de la subestación juega un papel fundamental.

El sobrevoltaje por ferroresonancia puede ocurrir en los circuitos que operan ligeramente cargados o en vacío, particularmente, en circuitos de medio y alto voltaje.

IV. 3.1 Soluciones al sobrevoltaje

Además de las soluciones que suelen darse en los equipos de regulación y en los taps de los transformadores, las operaciones de conexión y desconexión pueden controlarse si éstas se realizan mediante la supervisión de equipos sensitivos al cruce por cero de determinada señal que suprima la condición más critica del transiente. Los sobrevoltajes por descarga se atenúan con la instalación de capacitores y pararrayos debidamente seleccionados y situados en las posiciones más eficaces para el sistema.

31

El tratamiento del sobrevoltaje consiste en garantizar la protección del personal y los equipos con el mejor balance entre las consideraciones técnicas y económicas. Para tomar estas medidas se requiere del conocimiento de la energía y el nivel de sobrevoltaje que puede esperarse en una instalación y determinar la correcta ubicación y el tipo de dispositivo protector contra esa manifestación.

Aunque ya se han mencionado varias medidas, cuando se trata de sobrevoltajes temporales se pueden desconectar todos o algunos de los capacitores conectados al circuito y evitar configuraciones susceptibles a ferro resonancia o amortiguar este fenómeno.

Los sobrevoltajes debido a las operaciones de conexión y desconexión, se reducen limitando la conexión de capacitores, empleando dispositivos estáticos de control del reactivo o aplicando controladores del cierre inteligentes que no provoquen sobrevoltajes.

Para reducir u atenuar los sobrevoltajes debidos a descargas atmosféricas, debe actuarse sobre:

La protección primaria. En este sentido, se trata de proteger el edificio y las instalaciones de la acción directa de las descargas utilizando pararrayos, jaulas de Faraday, líneas con apantallamiento aéreas, etc.

Protección secundaria. Esta protección va dirigida al equipo una vez que se ha producido la descarga en algún punto del sistema. Los pararrayos en las instalaciones de bajo voltaje se sitúan junto a la fuente de suministro lo más aguas arriba del equipo protegido posible para obtener la máxima protección. En algunos casos se pueden situar varios pararrayos en cascada.

IV. 4 Desbalance de voltaje

La operación con voltajes desbalanceados es una de las condiciones anormales más frecuente en los sistemas eléctricos. Sin embargo, no siempre se presta la atención debida a esta situación, por lo que se incurre en pérdidas y gastos energéticos y económicos que exceden lo necesario, y en otro tipo de problemas relacionados con la demanda, el calentamiento, las protecciones, etc., Es interesante destacar que, en muchas casos, no existe una cláusula en los contratos que exija a los usuarios, que solicitan servicios trifásicos, el balance de sus cargas así como el compromiso de las electrificadoras de suministrar energía a través de un sistema balanceado. Puede suceder que no se haya establecido un límite a la potencia que puede suministrarse mediante bancos asimétricos.

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IV. 4 .1 Causas del desbalance

Las causas del desbalance pueden ser varias e incluso combinarse. Entre las fundamentales se encuentran:1. Conexión de cargas monofásicas en redes trifásicas2. Bancos de transformadores en estrella y delta abierta alimentando cargas apartadas3. Operación bajo falla de equipos de corrección del factor de potencia4. Impedancias asimétricas en las redes de alimentación5. Falta de fase en algunos puntos del sistema6. Fallas monofásicas a tierra no identificadas7. Desperfectos en los empalmes, uniones y contactos8. Transposición incompleta de las líneas de transmisión9. Fuente de suministro inestable o desbalanceada

IV.4 .2 Normas y desbalances

La norma ANSI C50.41.4.2 establece que un desbalance superior a un 1% en un sistema es una condición inusual que debe eliminarse.

La norma NEMA MG1 14.35 establece una depreciación de los motores en función del desbalance y define el % de desbalance como:

El % de aumento de la temperatura de operación del motor con el grado de desbalance está dado aproximadamente por:

Es conocido que la vida del aislamiento se reduce a la mitad cada diez grados centígrados de incremento de temperatura de operación y se pueden provocar fallas prematuras en la máquina.

La norma IEEE 141 en términos de fase establece:

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En las normas de la ex URSS, el desbalance de los sistemas trifásicos de voltaje se caracteriza por la magnitud del voltaje de secuencia negativa expresada en % del voltaje nominal de fase y debe ser inferior al 2 %.

También se define el factor de desbalance de voltaje FDV como:

La norma Europea EN 50160 especifica que en condiciones normales de operación el componente de secuencia negativa de la fuente calculado cada 10 minutos, por cada periodo de una semana, debe encontrarse entre 0 y 2 % del componente de secuencia directa.De estos factores el más empleado en la práctica es el desbalance de línea. Sin embargo, este factor no especifica que tipo de desbalance se presenta.

IV.2. 4 .1 Efectos del desbalance en las máquinas asincrónicas

Las normas internacionales han establecido límites para la explotación de las máquinas en ambientes desbalanceados y procedimientos para determinar el grado de desbalance de un sistema. La norma IEC 34.1.12.2.1 plantea que los motores deben ser capaces de operar por un largo período de tiempo con un desbalance de un 1% o por un corto período de tiempo que no exceda varios minutos con un desbalance de 1.5%. Además, durante las pruebas de elevación de temperatura, el voltaje de secuencia negativa debe ser inferior a un 0.5 % del voltaje de secuencia positivo sin componentes de secuencia cero. Entre los principales efectos del desbalance sobre las máquinas asincrónicas se tienen:

Depreciación de la potencia que puede desarrollar sin afectar su vida útil Aumenta el calentamiento y se reduce la eficiencia Reducción del momento de arranque y el momento máximo Aumenta el deslizamiento Asimetría en las corrientes y aumento de los kVA necesarios para el arranque Aumento del ruido y las vibraciones principalmente con 120 Hz de frecuencia

34

En realidad aún se deben perfeccionar los factores de ajuste de la depreciación y la eficiencia por efectos del desbalance no sólo atendiendo al tipo y magnitud de desbalance que se presenta sino, al rango de potencia y tipo de motor. Ello se debe a que un tipo de motor es más o menos afectado por el desbalance atendiendo a como se comportan sus parámetros de secuencia negativa en función de los coeficientes de efecto superficial, tipo y profundidad de las ranuras del rotor etc. El asunto en realidad es complejo y para un mismo fabricante pueden existir diferencias importantes dentro de rangos específicos. Más aún entre motores de alta eficiencia y motores estándar. En realidad, puede suceder una dependencia mayor del desbalance de corriente que del desbalance de voltaje atendiendo al punto de temperatura más caliente del devanado. El grado de depreciación según la NEMA se muestra en la Figura 16

Figura 16 Factor de depreciación por desbalance de voltaje

IV.4.2.2 Efectos del desbalance en las pérdidas de los sistemas de suministro

Las consecuencias negativas del desbalance generalmente no son atendidas. En este sentido, exceptuando la recomendación general de distribuir las cargas en los sistemas trifásicos, no es general que existan acciones por parte del usuario encaminadas a resolver los problemas relativos al desbalance.

El régimen desbalanceado afecta al sistema en cuanto:

1. Aumentan las pérdidas de energía en las líneas y el costo operacional2. El desbalance de las corrientes es superior al desbalance de los voltajes y se dificulta el

ajuste de las protecciones3. Aumento de la carga4. Distorsión del factor de potencia real

35

IV.5 Valles, Crestas e interrupciones cortas

Una de las manifestaciones más comunes del deterioro de la calidad de la energía son los valles y las crestas. Usualmente los efectos de los valles son más notables que los provocados por las crestas, aunque las crestas pueden tener efectos más destructivos que los ocasionados por los valles de voltaje. [6]

Los valles y las interrupciones cortas pueden crear disturbios en una gran cantidad de equipos conectados al sistema. Un fenómeno de este tipo de sólo milisegundos de duración tiene potencialidad para crear consecuencias dañinas por varias horas en líneas de producción continuas donde el proceso no puede tolerar una parada momentánea como puede ser en la industria metalúrgica, las bobinadoras de papel, fábricas petroquímicas, sistemas de alumbrado de emergencia, seguridad de aeropuertos, hospitales y determinados edificios públicos. A estos fenómenos también son sensibles los equipos auxiliares fundamentales en plantas productoras de potencia, los sistemas automatizados por computadoras y los equipos de la electrónica de potencia e informática entre otros.

IV.5.1 Efectos de los valles sobre los motores asincrónicos

El momento en los motores asincrónicos es proporcional al voltaje al cuadrado. Cuando ocurre

la reducción momentánea del voltaje, el momento se reduce súbitamente. Esta reducción

depende de la magnitud del valle, su duración, el momento de inercia de las partes rotantes, y

las características de momento contra velocidad de la carga accionada. Si el momento del

motor se hace inferior al de la carga, el motor se detiene e interrumpe la producción. Cuando el

voltaje se recupera, el motor se reacelera y absorbe una corriente aproximadamente igual a la

corriente de arranque o varias veces la nominal. Este fenómeno puede provocar una caída

adicional mucho más significativa. Si en esta condición se encuentran varios motores puede

fallar el proceso de rearranque.

La magnitud y el tiempo límite máximo de duración del valle esta determinado no sólo por la

estabilidad del motor sino, además, por el valor de la corriente que crece y sobrecalienta

dañinamente el motor.

A partir de la ecuación del movimiento y de la expresión del momento desarrollado y del

momento resistivo en función del deslizamiento; s, para una falla trifásica, se puede alcanzar

una solución numérica aproximada. Estas ecuaciones son:

36

(1)

(2)

Donde: = momento desarrollado; ( N-m.)

= momento de la carga; (N-m ) = momento máximo; ( N-m.)

= voltaje nominal; (V) = voltaje reducido por el fallo (V)

J = momento de inercial.

Un estudio realizado para fallas trifásicas y valores de la constante inercial H, en el orden de 3

s y superiores, plantea que es posible considerar desacoplados los transitorios eléctricos y

mecánicos obteniéndose resultados satisfactorios. La falla trifásica tiene un efecto más severo

y la monofásica más moderado. Ambas se propagan de forma diferente en el sistema. [12]

La solución de un caso particular ya sea determinar el tiempo máximo de duración de un valle,

su magnitud para que no se pierda la estabilidad o el valor de las corrientes involucradas,

puede obtenerse mediante el SIMULINK en MATLAB con un nivel superior de exactitud para

cualquier estado de avería en el sistema.

Como efectos colaterales importantes asociados a estos fenómenos, se tienen el aumento en

las pérdidas de energía, el envejecimiento del equipo por sobrecalentamiento, los esfuerzos

electrodinámicos y los daños mecánicos a los engranes y otras partes del accionamiento. El

impacto sobre la productividad depende del tipo de proceso y de la magnitud de la perturbación.

En ocasiones este es el costo fundamental.

Si la interrupción es de sólo unas decenas de milisegundos, (100 a 150 ms), se puede crear una dificultad mayor. El principal problema de las interrupciones de corta duración consiste en que, durante el período de ausencia de potencia, el motor se desacopla eléctricamente de la red y sufre una desaceleración. Simultáneamente, en el estator se desarrolla un voltaje trifásico de frecuencia y amplitud decreciente inducido por el flujo residual atrapado en el rotor. La amplitud de este voltaje decrece exponencialmente con una constante de tiempo que depende de la potencia del motor y del estado de operación del estator. Cuando se reestablece el voltaje de la red, este puede “aparecer” en oposición de fase al voltaje residual produciéndose un efecto similar a la sincronización fuera de fase de una máquina sincrónica al sistema. En este caso surgen corrientes que superan hasta 20 veces la corriente nominal y con ella grandes esfuerzos electromecánicos.

37

Constantes de tiempo de la máquina

Durante los estados transitorios los motores se caracterizan, por constantes de tiempo que

permiten evaluar su comportamiento. Entre ellas se tienen las constantes de tiempo de circuito

abierto, cortocircuito y la constante de tiempo en presencia de compensación reactiva. Estas

constantes se determinan a partir del circuito equivalente:

Constante de tiempo de circuito abierto:

(2)

Constante de tiempo de cortocircuito:

(3)

Constante de tiempo compensado:

(4)

; resistencia del rotor, ; reactancia del estator ; reactancia del rotor, ; reactancia de magnetización ; reactancia capacitiva todas en p.u. o en .

Como puede observarse de (2),(3) y (4) la constante de tiempo de cortocircuito es inferior a la

de circuito abierto mientras que en presencia de capacitores el valor de esta constante puede

ser considerablemente mayor.

Si en el caso de una interrupción, un motor con compensación de reactivo se acelera por

efecto de la carga, el voltaje generado por el flujo residual puede superar el valor del voltaje de

línea.

Estator Rotorxm

x1 x2

38

El ejemplo desarrollado muestra la variación de la constante de tiempo con el grado de

compensación.

Si no se realiza un ajuste adecuado del tiempo de recierre, la rápida reconexión del motor a la

fuente puede crear sobre corrientes y esfuerzos elevados que no todas las máquinas y

sistemas pueden soportar. El valor de la corriente puede superar tres o cuatro veces la corriente

de arranque de un motor surgiendo caídas de voltajes considerables, grandes esfuerzos

electrodinámicos y disparos indeseables de interruptores que operan bajo condiciones de

cortocircuito.

Entre las medidas que pueden tomarse para evitar este problema se encuentran: establecer el

recierre con un tiempo superior a tres constantes de tiempo en circuito abierto, evitar o reducir

el grado de compensación directamente en los terminales del motor o emplear comparadores

de fase cuando se va a efectuar el recierre o se transfiere la carga en circuitos con voltaje

residual debido a la presencia de máquinas rotatorias. [5]

Cálculo de la corriente pico de arranque cuando se reestablece la energía.

Un motor puede soportar una reconexión en oposición de voltaje si, fasorialmente, la diferencia entre el voltaje del sistema; , y el voltaje residual; , en sus terminales no excede el 25% del voltaje nominal del motor. Esta condición se expresa como:

La diferencia de voltaje está dada por:

Si se asume y los cálculos se simplifican y en las condiciones más críticas:

39

El valor pico máximo del componente de corriente alterna, para esta dado por:

Si se considera el nivel de corriente directa en la fase más crítica mediante un factor k que

depende de la relación . Cuyo orden está en el rango 1.25 – 1.6 y tomando como base

se tiene:

p.u. (5)

(6)

La reactancia subtransiente en máquinas de diseño estándar se encuentra entre 0.12 y 0.20 en

p.u. Cuando no se conocen los parámetros, se determina, aproximadamente, como el inverso

de la corriente de arranque a voltaje nominal.

Ejemplo:

Un motor de 1250 h.p. 3600rpm, 2400V, trifásico conectado en delta, 60 Hz posee una corriente

nominal de 155 A. La corriente en vacío es de 30 A. Determine las constantes de tiempo de

circuito abierto, cortocircuito y compensada si se utilizan capacitores con una corriente por

fase igual al 90% de la corriente en vacío del motor. Los parámetros del circuito equivalente en

p.u. son:

La impedancia base;

40

La corriente de los capacitores

La reactancia capacitiva

La constante de tiempo con capacitores:

El tiempo mínimo necesario en este caso para que se extinga el voltaje en el estator debido al

flujo residual debe ser superior a tres constantes de tiempo, es decir a nueve segundos. Si el

estator estuviese abierto sólo se necesitarían aproximadamente cuatro segundos. Este debe

ser el tiempo mínimo de ajuste del recierre o de interrupción si debe eliminarse toda posibilidad

de aparición de sobrecorriente en el sistema.

El valor pico máximo de la corriente de rearranque es:

Esta corriente puede provocar valles de voltaje, disparos de interruptores o el mal

funcionamiento de los equipos de control, automática, adquisición de datos, etc, que operen

alimentados desde la misma subestación o en las vecindades en dependencia del grado de

rigidez del sistema. Situaciones similares se presentan durante el arranque de motores con

compensadores estrella delta donde ocurre una transición a circuito abierto del estator. Las

grandes corrientes transitorias son la causa de muchas de las averías de estos equipos y del

“pestañeo” de las luces que no son más que manifestaciones de valles

IV.5.2 Efectos de los valles sobre los motores sincrónicos

41

En las máquinas sincrónicas ocurre algo similar aunque soportan mejor este tipo de fenómeno debido a que su momento es sólo proporcional al voltaje y depende además del grado de excitación que tenga en el instante cuando ocurra el valle. Estas máquinas están generalmente sobreexcitadas debido a la necesidad de corregir el factor de potencia. Este tipo de motor posee mayor momento inercial que los correspondientes asincrónicos.

IV.5.3 Efectos de los valles sobre los actuadotes

Los dispositivos de control, contactores, interruptores, etc, alimentados directamente de las líneas del sistema de potencia, son sensibles a valles de magnitud superior al 25% del voltaje nominal y pueden abrir el circuito e interrumpir el proceso productivo hasta tanto sea accionado nuevamente transformando un valle momentáneo en una interrupción más prolongada.

IV.5.4 Efectos de los valles sobre los equipos de la industria de la información

El Consejo de la Industria de Tecnología de la Información (ITIC) establece los valores y la duración de las variaciones de voltaje que pueden ocurrir sin dañar o interrumpir las funciones de sus equipos y productos. Estos valores son aplicables a sistemas de 120 V r.m.s. 60 Hz [7]. En la Figura 17 se definen tres regiones; la región prohibida, donde no es posible la explotación, la zona de operación sin interrupciones y la región donde es posible operar aunque no deben suceder daños permanentes en los equipos ante variaciones de la magnitud indicada.

Figura 17 Curva ITIC

42

Otra de las causas de valles en los sistemas son la conexión de grandes cargas o transformadores de fuerza. En la tabla 6 se muestra la magnitud de la corriente demandada durante la energización de los transformadores más usuales y su duración aproximada.

Tabla 6 Valor de la corriente de energización de los transformadores MT/BT por el lado de MT

S (KVA) Ipico /I nominal Constante de tiempo; s

50 15 0.1

100 14 0.15

160 12 0.2

250 12 0.22

400 12 0.25

630 11 0.3

800 10 0.3

1000 10 0.35

1250 9 0.35

1600 9 0.4

2000 8 0.45

43

Zona prohibida

Operación

Sin riesgos

La Tabla 7 muestra las afectaciones en los circuitos de transmisión, subtransmisión y distribución que tuvieron lugar en las redes de la Provincia de Cienfuegos, Cuba, durante el año 2002. Muchas de estas fallas fueron registradas como valles transitorios e interrupcionres por diferentes analizadotes. A partir de su evaluación, se diseñan las medidas de mejoramiento, mantenimiento y mitigación necesarias para elevar la confiabilidad y la calidad del servicio.

IV.6 Reducción de la profundidad y duración de los valles e interrupciones

Las acciones parta reducir el número de estas fallas de calidad pueden desarrollarse desde el sistema de potencia de suministro, a nivel de equipo e incrementando la inmunidad de las instalaciones industriales y de los servicios.

A nivel del sistema de potencia se pueden llevar a cabo acciones en las direcciones siguientes: Mantenimiento y talado de árboles Estableciendo circuitos en lazos Mejorando las prestaciones de los equipos de protección; selectividad, control remoto,

sustitución y ubicación apropiada de captadores de sobrevoltaje, etc Incrementando el nivel de cortocircuito del sistema

A nivel de equipo, reduciendo la potencia consumida por la conexión de grandes cargas mediante la compensación del consumo de reactivo en tiempo real, arrancadores suaves, etc.

44

Cuando se decide incrementar la inmunidad de las instalaciones, el principio general es inmunizar o compensar los equipos de la reducción o falta de potencia mediante un dispositivo que almacene energía instalado entre la fuente y las cargas que se deseen proteger. Este equipo debe tener una capacidad suficiente no sólo en potencia, sino además debe ser capaz de responder adecuadamente por un tiempo mayor al que se espere de fallo en la red. La información requerida se tiene:

1. El nivel máximo de perturbación en la fuente; su calidad2. Los requerimientos de la carga.

Con un análisis cuidadoso del proceso y las consecuencias técnicas y financieras se pueden conciliar estos dos elementos. Existen varias soluciones posibles. En ocasiones es útil, distinguir entre los requerimientos del sistema de control y el de fuerza. Cuando el sistema lo permite, con un sistema más barato, se garantiza la calidad del control y la regulación y aquéllas cargas como motores, etc, de mayor potencia se mantienen conectadas al sistema principal. En este caso se debe cumplir que:

No exista riesgo al personal o al equipo cuando se restaure el voltaje El proceso y las cargas soporten la breve interrupción y pueda reiniciarse tan

pronto se normalice el voltaje La fuente tenga la potencia suficiente para alimentar simultáneamente todas las

cargas afectadas y que demanden una elevada corriente por el rearranque de varios motores

Cuando existen cargas prioritarias que no pueden soportar valles o interrupciones aún de muy breve duración, como aeropuertos, sistemas de alumbrado de emergencia, computadoras y procesamiento de datos, procesos continuos plantas petroquímicas y de tratamiento de agua, etc se recurre a la instalación de fuentes interrumpidas de alimentación conocidas como UPS las cuales poseen tres elementos fundamentales, un dispositivo cargador rectificador, un sistema de almacenamiento de energía y un inversor DC – AC.

Durante la operación normal la alimentación se produce directamente de la fuente de suministro sin consumir energía del dispositivo almacenador como puede ser un juego de baterías en algunos modelos. En caso de perturbaciones se interrumpe la fuente y se produce la alimentación desde las baterías a través del inversor. Este tipo de dispositivo está permanentemente en línea. Otros modelos trabajan en stand by o fuera de línea y en caso de fallas se transfiere la carga a la UPS en un tiempo aproximadamente de 2 a 10 ms. Figura 18 Principio de funcionamiento de UPS de Cientos de KVA

45

Otros dispositivos son los conocidos como transfers y no son más que equipos que transfieren la potencia de una fuente a otra y viceversa si es necesario con la posibilidad de desconectar aquellas cargas que no son estrictamente necesarias en el proceso. Existen tres tipos de estos dispositivos de acuerdo con el tiempo de transferencia de una fuente a otra:

Sincrónicos ( ) Retrasados ( ) Semi sincrónicos ( )

Estos dispositivos se emplean cuando la instalación no puede soportar una interrupción larga y/o requiere una gran cantidad de potencia. Puede usarse además junto con UPS.

También se pueden usar grupos electrógenos o acondicionadores electrónicos. Los grupos electrógenos se emplean donde las baterías pueden crear problemas o resultan demasiado costosas y además la carga es más o menos potente y permite este tipo de fuente de respaldo. Los acondicionadores electrónicos compensan los valles e interrupciones en cierta medida con una respuesta en tiempo real. En este caso se encuentran los compensadores de reactivo para cargas de rápida variación como máquinas de soldar, elevadores, arranque de motores, prensas, etc. La tabla 13 resume algunas de las aplicaciones más comunes usadas actualmente.

46

IV.7 Distorsión de la forma de onda. Armónicos

La forma de onda del voltaje en los sistemas eléctricos de potencia no es completamente sinusoidal. Esto se debe tanto a imperfecciones en los generadores, a la deformación de la corriente de excitación en los transformadores de potencia, a los armónicos producidos por las máquinas asincrónicas como a la presencia de cargas no lineales en mayor o menor medida. Ejemplos de éstas pueden ser los hornos por arco eléctrico, rectificadores, equipos de soldar, lámparas fluorescentes, etc.

Aunque la atención se dirige hacia el contenido armónico de voltaje, la distorsión armónica de la corriente provoca, debido a la presencia de impedancia en el sistema, la distorsión armónica de voltaje en un grado considerable, incluso, en los usuarios alimentados en las vecindades del sistema. Por esta razón, se han establecido límites para la corriente armónica que puede emitirse. IEEE 519 – 1992 (Tabla 4). Para la identificación del grado de contaminación armónica de un sistema se utilizan magnitudes como la distorsión total harmónica; THD, factor k; factor de forma kf, factor de cresta, kc; etc.

47

En general, un sistema se considera contaminado cuando la THDv 5%. Dado que la presencia de armónicos está determinada fundamentalmente por el tipo de carga se pueden considerar diferentes grados de contaminación de un sistema atendiendo a la relación entre la potencia de la carga generadora de armónicos y la potencia de la fuente según:

Sistema normal; 0.15

Sistema contaminado; 0.15 0.25

Sistema muy contaminado; 0.25 0.6

Sistema fuertemente contaminado; 0.6

La medición del contenido armónico en un sistema tanto si se trata del voltaje como de la corriente, es más sensible hasta el orden de 2 kHz lo cual permite analizar casos de resonancia desde el quinto hasta el armónico número trece. Cuando se trata de determinar la interferencia telefónica, deben emplearse equipos de medición especiales. El equipamiento básico requerido para un análisis armónico puede ser un analizador de redes, espectral y|o un osciloscopio con registros de datos.

La consideración de la contaminación armónica es importante cuando se pretende instalar capacitores para mejorar el factor de potencia de un sistema. En estos casos, los armónicos

48

superiores pueden circular fácilmente causando sobrecalentamientos en los capacitores provocando la aparición de fallas o resonancias que amplifiquen la distorsión armónica.

El orden armónico al cual puede surgir la resonancia se determina aproximadamente por la expresión:

Donde:

KVASC es el nivel de cortocircuito a la entrada del banco de capacitoresKVAC son los KVA del banco de capacitores

La ecuación anterior sugiere que la frecuencia se reduce a medida que aumentan los KVA de compensación. Es importante evitar la resonancia a una frecuencia que esté próxima a una de las frecuencias de la corriente armónica introducida por la carga. La práctica común es sintonizar el circuito de modo que el menor orden de la corriente armónica más significativa vea una impedancia pequeña. Esto se logra adicionando un inductor en serie con el banco de capacitores. Este proceso se llama filtraje pasivo. Estos estudios se realizan cuidadosamente tomando en consideración todas las configuraciones que el sistema puede tomar antes de instalar el banco de capacitores.

En la Tabla 8 se muestran los armónicos generados por un grupo típico de cargas

Tabla 8 Contenido armónico de algunos rectificadores de uso común

Tipo de carga Número de pulsos Orden armónico

Rectificador de media onda 1 2,3,4,5,.....

Rectificador de onda completa 2 3,5,7,9.......

Rectificador trifásico 6 5,7,11,13,.....

Rectificador trifásico 12 11,13,23,25,......

Para la supresión de los armónicos además de los filtros pasivos se emplean filtros activos. El inconveniente de los filtros pasivos radica en que bajo determinadas condiciones y dado que estos deben satisfacer la demanda de reactivo del sistema, resulta difícil su diseño de modo que se evite la sobrecompensación con cargas ligeras y el orden de resonancia puede desplazarse con una u otra condición del sistema. Con el filtro activo se eliminan estas dificultades ya que este se diseña par a generar un grupo de armónicos que cancelen o los producidos por la carga mediante dispositivos electrónicos.

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La efectividad del filtro activo depende de la forma de onda de la corriente específica que se desea cancelar. Dos formas de onda con diferente contenido armónico pueden ser diferentemente compensadas dependiendo de la forma de onda relacionada. En general su comportamiento es apropiado para cargas PWM, ASDs y fuentes donde no hay cambios abruptos difíciles de seguir por el filtro.

En instalaciones comerciales y edificios, los problemas de resonancia pueden surgir con el tercer armónico debido al uso extensivo de las computadoras y tecnologías de la información.

IV.7.1 Potencia y Factor de Potencia en Sistemas Contaminados.

La distorsión armónica complica el cálculo de la potencia y el factor de potencia debido a que

las formulas y simplificaciones de los sistemas sinusoidales no son aplicables.

Para frecuencia fundamental:

Donde:

S: Potencia Aparente. kVA

Q: Potencia Reactiva. kVAr

P: Real. kW

: Factor de potencia.

En un sistema contaminado con armónicos el ángulo , que a frecuencia fundamental es el

ángulo de defasaje entre el voltaje y la corriente, no está claramente definido de modo que una

definición más conceptual del factor de potencia se obtiene de:

Ya que tanto P como S están inequívocamente definidos aún en un sistema no sinusoidal:

50

(1)

T

(2)

Cuando el voltaje y la corriente son puramente sinusoidales la potencia es igual a:

(3)

Como la distorsión de voltaje en los sistemas de potencia es pequeña y normalmente inferior al

5%, la ecuación (3) arroja una buena aproximación independientemente del grado de distorsión

de la corriente. Sin embrago la potencia aparente S y reactiva Q son grandemente influenciadas

por el grado de distorsión.

La potencia aparente S, es una medida del impacto potencial de la carga en la capacidad

térmica del sistema e indica que la capacidad debe tener un sistema para suministrar la

potencia P. La potencia reactiva Q, tal y como está enraizada en el conocimiento de los

Ingenieros de potencia, no tiene significado.

En un sistema contaminado el flujo de reactivo no es conservativo, esto es, no suma cero en un

nodo. Ello se debe a que existe otro componente denominado potencia de distorsión, D. Este

nuevo término representa a todos los productos cruzados de voltaje y corriente de diferentes

frecuencias a quienes no se asocia una potencia promedio. De esta forma:

La representación espacial de estos componentes es:

51

Cuando se manejan corrientes no sinusoidales el componente fundamental de la potencia

reactiva , es quien determina la magnitud de los capacitores para la

compensación de potencia reactiva. Con este objetivo se denomina factor de potencia de

desplazamiento a quien ya se conocía como factor de potencia en un sistema sinusoidal. Es

decir:

Se llama factor de potencia real al término.

Los analizadores de redes normalmente indican el factor de potencia real y el de

desplazamiento.

Muchos dispositivos como las fuentes de potencia de pulso y los dispositivos de velocidad

variable PWM poseen un FP desplazamiento 0.9 – 0.95 y con FP real de 0,5 – 0,6. En estos

casos poco pueden resolver el montaje de capacitares con el objetivo de evitar penalizaciones o

mejorar el factor de potencia.

El factor de potencia real indica la capacidad que debe tener el sistema para suministrar una

determinada carga. Emplear en estos casos el FP desplazamiento conduce a errores.

52

En cuanto a las tarifas, cuando se alimentan estas cargas debe tenerse presente que muchos

instrumentos registran solo , si la distorsión es considerable y la penalización por factor de

potencia se realiza a partir del registro del reactivo fundamental y la energía consumida en un

período de tiempo, la compañía posee pérdidas y se favorece al consumidor.

En la mayoría de lo sistemas la corriente en el punto de metraje no se encuentra tan

distorsionada como en la carga y el error es pequeño. Si el voltaje posee poca distorsión como

es generalmente el caso, la medición de energía es suficientemente correcta mientras que el

metraje de la demanda puede poseer un error sustancial en contra del usuario.

La IEEE 519 – 1992 plantea que las mediciones y la instrumentación son afectada por los

armónicos particularmente cuando existen condiciones de resonancia. Se pueden esperar

errores tanto positivos como negativos dependiendo del tipo de metro y la contaminación

armónica presente. En general la distorsión debe ser severa ( 20%) para que se detecten

errores significantes.

Los armónicos, que no desarrollan un trabajo útil cuando circulan por los sistemas, causan

pérdidas en todos sus elementos y se necesitan transformadores y equipos más potentes para

suministrar la potencia de la carga

Diseño de un filtro pasivo

IV.7.2 Manifestaciones de funcionamiento inadecuado en presencia de armónicos

Existen diferentes manifestaciones de funcionamiento inadecuado en presencia de contaminación armónica; entre ellos:

Sobrecalentamiento de los transformadores especialmente los conectados en delta donde los armónicos generados en el lado de la carga pueden circular por el lado primario

Sobrecalentamiento de las máquinas asincrónicas Excesiva corriente en los neutros de las instalaciones debido al tercer armónico Operación ruidosa de dispositivos electromagnéticos Falsa operación de los relevadores Corriente circulante por los rodamientos Fusibles fundidos en bancos de capacitores Sobreconsumo de energía y aumento de la demanda en el sistema

53

Para mitigar estos problemas además de los filtros, actualmente se diseñan transformadores de cancelación cuya finalidad es cancelar los armónicos producidos por las cargas o los transformadores de factor k diseñados para operar en sistemas contaminados.Otras medidas cables mas gruesos, sobredimensionamiento de los transformadores, desplazamiento de cargas contaminantes, evitando su coincidencia en el tiempo, etc.

En general, existen otras causas relacionadas con el mantenimiento, la operación defectuosa de equipos, fallas en dispositivos electrónicos, etc que pueden introducir un nivel no usual de armónicos en un sistema. Por esta razón, un estudio de calidad de la energía, es una herramienta de diagnóstico del comportamiento de un sistema.

IV.8 Resumen de las perturbaciones, efectos y sensibilidad de los equipos más comunes

En resumen, en las Tablas 9,10, y 11 se muestran los orígenes más comunes de los fenómenos que afectan la calidad de la energía en los sistemas de potencia y el tipo de equipo que muestra mayor sensibilidad a los mismos.

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Tabla 9 Origen y causas de los fenómenos más comunes en los sistemas eléctricos

Perturbación Valles Sobrevoltage Armónicos Desbalance Fluctuaciones

OrigenSistema de Potencia

Conexiones y desconexiones

Ruptura del conductor neutro

Fallas a tierra

Ferroresonancia

Descarga atmosférica

CargasMotor asincrónico

Motor sincrónico

Máquina de soldar

Horno de Arco

Convertidores

Procesamiento de Datos

Iluminación

Inversores

Cargas monofásicas

Transformadores asimétricos

Bancos de Capacitores

Fenómenos ocasionales

Fenómenos frecuentes

Tabla 10 Efecto de los armónicos sobre los equipos más utilizados

Equipo Efecto LimitesCapacitores de potencia Sobrecalentamiento, resonancia, envejecimiento prematuro

Motores Perdidas, sobrecalentamiento, reducción de capacidad,

vibraciones, ruido

THD 5%

Transformadores Pérdidas, sobrecalentamiento excesivo, vibraciones, ruido

Interruptores Disparos indeseados, excesivo voltaje

Cables Pérdidas adicionales, sobrecalentamiento del neutro THD 8 -

10%

Computadoras Problemas de operación

Electrónica de potencia Problemas relacionados con la forma de onda,

malfuncionamiento, conmutación, sincronismo, etc.

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Tabla 11 Sensibilidad de las cargas más comunes a los fenómenos de calidadEquipo Sensibilidad a las perturbaciones

Valle de Voltaje Sobrevoltaje Armónicos Desbalance Fluctuacion

0.5 s 0.5 s

Motor asincrónico

Motor sincrónico

Actuadores

Accionamiento de velocidad variable

Control numérico y procesamiento de datos

Horno de inducción

Iluminación

Banco de capacitores

Transformadores

Inversores

Interruptores

Cables

V Resumen de soluciones a problemas de Calidad.

Como se conoce, una degradación en la calida de la energía puede conducir a un cambio del comportamiento y hasta la destrucción de equipos y procesos dependientes con consecuencias para la seguridad del personal e incremento de los costos económicos y la pérdida de competitividad empresarial. En un problema de calidad están presentes tres elementos.

Uno o más elementos generadores del problema Uno o más cargas sensitivas a la perturbación Un medio para que se propague esta perturbación entre ellos.

Las soluciones deben actuar sobre uno o varios de estos elementos ya sea global o localmente. Como todas las cargas no son sensitivas a las mismas perturbaciones y poseen diferentes niveles de sensibilidad, la solución adoptada, además de ser la mejor técnica y económicamente, debe arrojar una calidad que satisfaga todos los requerimientos. En consecuencia toda solución, lleva un trabajo de diagnóstico para determinar el tipo de perturbación que debe eliminarse o prevenirse. La selección e implementación de la medida depende de:

El nivel de comportamiento requerido

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Las consecuencias financieras de la calidad defectuosa Del tiempo requerido para recuperar la inversión

La tabla12 muestra algunas de las soluciones que pueden implementarse para reducir el impacto de los valles e interrupciones en la calidad del servicio de los usuarios.

Tabla 12 Soluciones para mejorar la calidad de la energía ante valles e interrupciones en un sistemaPotencia Duración y requerimientos técnicos Solución

0 – 100 ms 100 – 400ms 400ms – 1 s 1s – 1 min 1min– 3 min 3 min

Pocos VA Contactores con retraso de

tiempo

DC con almacenamiento

por capacitor

500 KVA Generador rotatorio con Momento de

inercia

1 MVA Transferencia con generación

diesell

300 KVA Entre 15 minutos y varias horas dependiendo de la capacidad de las baterías DC con baterias

500 KVA El tiempo de transferencia puede causar una interrupción corta Generador rotatorio con Momento de

inercia o fuente de respaldo

500 KVA Entre 15 minutos y varias horas dependiendo de la capacidad de las baterías DC motor conectado a baterías y alternador

1MVA hasta 4.5 MVA con

Varias UPS en Paralelo

Entre 10 minutos y varias horas dependiendo de la capacidad de las baterías

Con relación a los armónicos, existen varias formas de de suprimir o al menos reducir la influencia de los mismos:

Reducir la magnitud de las corrientes armónicas generadas Modificar la instalación

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Efectivas

No efectivas

Establecer un proceso de filtraje

Para reducir las magnitudes de las corrientes se pueden emplear inductancias en serie con la fuente de potencia (choques) o integradas al dispositivo contaminador. Los choques reducen especialmente los armónicos de mayor orden en las líneas puesto que la reactancia es proporcional a la frecuencia. En otros casos es preferible utilizar de doce pulsos en lugar de los más comunes de seis. En estos rectificadores el orden de los armónicos presentes es igual as

También se pueden emplear rectificadores estáticos con conmutación PWM donde se absorben corrientes sinusoidales.

La modificación de la instalación, comprende medidas tales como: Inmunizar las cargas sensitivas con filtros Incrementar el nivel de cortocircuito de la instalación Reducir la potencia de carga en transformadores, etc Aislar o segregar las cargas contaminantes Sobredimensionar los condensadores y sus equipos de protección Instalar filtros pasivos, activos o mixtos

En una primera opción, los equipos sensibles se deben conectar tan cerca como sea posible a la fuente de suministro. Una medida oportuna es identificar las cargas contaminantes y separarlas eléctricamente de las sensitivas. Estas soluciones como implican modificaciones pueden ser costosas o difíciles de realizar.

VI COMO DESARROLLAR UN ESTUDIO DE CALIDAD DE LA ENERGÍA.

Aunque los estudios de calidad de la energía pueden tener un carácter contractual, estadístico o profiláctico, la mayoría de los usuarios recurren a él apremiados por las afectaciones directas a la producción, la pérdida de información y los costos asociados. En ocasiones, estos estudios se realizan debido a quejas por el servicio eléctrico o como parte de programas de inversiones y desarrollo del sistema. Raramente se vincula la calidad de la energía a la reducción del consumo, al mejoramiento del sistema y al análisis preventivo

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Tabla 13 Resumen de las medidas de atenuación Tipo de

perturbaciónCausas Consecuencias Medidas de soluciones

Variaciones y Fluctuaciones de

voltaje

Variaciones en grandes cargas; máquinas de soldar, hornos de arco, etc

Flicker o fluctuaciones de la luminancia

Compensación de la potencia reactiva en tiempo real, condicionadotes electrónicos, ajustes de taps

Valles de voltaje Cortocircuitos, conexión de grandes cargas, arranque de motores, etc

Interrupciones en los procesos, perdidas de datos, detención de motores, apagado de lámparas, etc

UPS, compensación de reactivo en tiempo real, reguladores de voltaje, condicionadores electrónicos, incremento de la potencia de cortocircuito, discriminación de los equipos de protección

Interrupciones Cortocircuitos, disparos indeseados, mantenimiento

UPS, transferencia de fuentes

Armónicos Cargas no lineales ; dispositivos de veleocidad vasriable, hornos de arco, máquinas de soldar, lámparas, etc

Sobrecargas del neutro disparos indeseados , envejecimiento acelerado, sobreconsumo energético, reducción de la productividad

Reactancias antiarmónicos, filtros activos y pasivos, incremento del nivel de cortocircuito, aislar las cargas contaminantes, reducir la potencia nominal

Sobrevoltajes transitorios

Operaciones de conexión y desconexión,, descargas

Destrucción, fuego, pérdidas , et6c.

Pararrayos, control de las operaciones de conexión, inserción de resistores y reactancias, compensación automática. etc

Desbalance Cargas desbalanceadas, grandes cargas monofásicas, etc

Vibraciones, sobrecalentamiento y sobreconsumo de energía en las máquinas asincrónicas

Balancear las cargas, incremento del nivel de cortocircuito, compensadores, etc

.VI.1 Cuando iniciar un estudio de calidad de la energía

La calidad de la energía debe interpretarse como la satisfacción de las expectativas del usuario relacionada con la fiabilidad y garantía de recibir servicio eléctrico estable con los costos más bajos posibles. De esta forma, el propósito de un análisis de calidad de la energía, es prevenir, diagnosticar, evitar y resolver las quejas y demandas que se presentan en los sistemas eléctricos residenciales, comerciales e industriales. Un programa de calidad de la energía puede ser realizado, además, como parte de un programa de gestión eficiente y uso racional de la energía. Los objetivos básicos de este tipo de estudio son:

1. Predictivo

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2. Diagnóstico3. Caracterización estadística

Muchos de estos estudios han sido desarrollados en diferentes programas llevados a cabo por instituciones Europeas como ENEN, IQF, NPL; EPRI en Estados Unidos y CEA en Canadá, etc. El análisis estadístico sustenta las bases de lo que se considera normal; su propósito es determinar la calidad del servicio de una instalación, adquirir datos para cálculos y diseño o para establecer reclamaciones y relaciones contractuales con las compañías electrificadoras, cuestión esta más importante, en la medida que avanza la desregularización del mercado de la energía eléctrica y pasa a ser la calida un indicador estratégico fundamental en la competencia por el mercado de las compañías suministradoras.

Un programa proactivo se desarrolla para caracterizar el sistema, prevenir perdidas de productividad, diagnosticar y dictar medidas de mantenimiento en tiempo real para una instalación con un ciclo productivo determinado. Este análisis tiene una duración mas o menos larga y costosa a tendiendo al tipo de sistema estudiado. En ocasiones puede ser iterativo en dependencia de los resultados alcanzados. Sin embargo, este tipo de análisis no es el preferido o más solicitado por los usuarios.

Un estudio de calidad es usualmente precedido de una queja por pérdida de capacidad productiva, incremento de los costos, afectaciones de calidad u otras manifestaciones que el usuario acepta más a financiar. La identificación y solución de este tipo de problema puede competir, en ocasiones, en el tiempo de monitoreo, iteración, grado de intrusión y costo de un análisis preventivo.

Un estudio de calidad de la energía debe iniciarse:

En la fase de proyecto de toda nueva instalación Cuando se desee proteger determinadas cargas e instalaciones dentro del sistema Para caracterizar un sistema Como parte de un proyecto de ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica En presencia de anomalías y fenómenos dudosos en el sistema Antes y después de la remodelación y modernización de un proceso Cuando se decida compensar el factor de potencia de un sistema con cargas no

lineales Como parte de la reclamación o base de un contrato de suministro con la empresa

electrificadora

60

VI.2 Metodología para realizar un estudio de calidad en un sistema industrial

Un estudio de calidad es generalmente la consecuencia del mal funcionamiento durante la operación de una industria, servicio o proceso. El procedimiento usual debe comprender los siguientes pasos.

1. Adquisición de Datos2. Captura de síntomas3. Examen de la instalación4. Monitoreo 5. Identificación del fenómeno6. Definición de la solución 7. Análisis económico8. Chequeo de resultados

VI.2.1 Adquisición de Datos

Aunque existe inclinación a considerar la carga como el punto de partida en un análisis de calidad, en general este papel depende, además, de su régimen, ubicación y de la arquitectura del sistema. La adquisición de datos comienza por la descripción general del proceso productivo de la empresa y el conocimiento del esquema de suministro eléctrico, la caracterización de las cargas, la edad de los circuitos y la obtención del diagrama monolineal.

A partir del diagrama monolineal, se define la matriz de monitoreo y los medios de medición. Para obtener la matriz, el diagrama monolineal se divide en secciones que definen donde y que debe ser monitoreado en los diferentes nodos, ramas, alimentadores y cargas del sistema. En este proceso se han clasificado previamente cada una de las cargas, su régimen operacional y el resto de los elementos componentes del sistema. La matriz asiste para estimar la duración, el tipo de instrumento y los costos del monitoreo. Un ejemplo de cómo puede quedar conformada una matriz de este tipo se muestra a continuación.

61

VI.2.2 Captura de síntomas

En la captura de información se localiza el equipo sujeto a perturbaciones, determinando el tiempo y la fecha, si es un fenómeno aleatorio, repetitivo permanente, si tiene correlación con algún fenómeno inusual en el sistema u ocurrido en este, si ha habido alguna remodelación reciente, etc. Durante esta etapa se obtienen datos que pueden considerarse clásicos en un sistema enriquecidos con rangos, valores máximos, mínimos, promedios , niveles de alarma, etc que son útiles para el ajuste y la toma de decisiones en las condiciones de campo de las máquinas, mecanismos y sistemas.

VI.2.3 Examen de la instalación

Esta fase es en algunos casos suficiente para determinar rápidamente la causa del deterioro de la calidad de la energía en una instalación. No debe prestarse excesiva atención a la humedad, limpieza y las condiciones ambientales. Debe dedicarse mayor énfasis al cableado, interruptores y fusibles, etc. Se recomienda el procedimiento siguiente:

1. Destapar las pizarras

62

2. Inspeccionar la calidad del cableado, la instalación de fuerza, los conductores del neutro y el sistema de aterramiento

3. Se puede emplear una cámara termográfica o un termómetro láser para detectar puntos calientes, falsas uniones y defectos en interruptores y otros accesorios. En general, dependiendo de la temperatura:

Uniones con temperaturas hasta 40 son seguras

Puntos con temperaturas entre 45 y 60 deben repararse cuando se

pueda

Entre 60 y 70 Monitorear continuamente hasta que se tomen medidas

correctivas

Temperaturas superiores a 70 deben solucionarse inmediatamente

VI.2.4 Monitoreo

En esta etapa es necesario situar los equipos de mediciones para registrar y detectar las anomalías de acuerdo con la matriz elaborada de mediciones. Puede ser necesario situar instrumentos en varios puntos simultáneamente especialmente en las proximidades del equipo que muestra el comportamiento anómalo.

Debe tenerse presente que el período de mediciones debe corresponder con el proceso productivo de la fábrica o servicio en cuestión. Por proceso productivo se comprende el ciclo natural de trabajo de una instalación hasta tanto se repitan los pasos del proceso, pueden ser horas, minutos, días, una semana, etc.

En estos análisis debe prestarse atención a aquellos parámetros que violan las normas y tolerancias establecidas entre ellas la IEEE 1519, ANSI C84.1 y IEEE 519 1992, que establecen las desviaciones de voltaje, contaminación armónica, fluctuaciones de voltaje ,etc mostradas en resumen en las Tablas 1,2,3 y 4. O que exceden ciertos umbrales establecidos, las formas de onda justamente antes, durante y después del evento. En ocasiones es importante registrar estos eventos especialmente si causan daños a las instalaciones del cliente o altas pérdidas productivas etc, si el objetivo es establecer reclamas de compensación a la compañía suministradora.

VI.2.5 Identificación del fenómeno

Las huellas digitales del fenómeno; forma de onda, perfiles de los valores r.m.s., etc. es utilizada para localizar e identificar la causa del problema. Es importante definir si los sucesos tienen lugar aguas arriba o aguas abajo del punto de medición y/o de las instalaciones del

63

usuario. Generalmente el registro simultáneo de valores r.m.s de voltaje y corriente y la duración de estos fenómenos brinda una orientación en este sentido.

VI.2.6 Definición de la solución

En este momento, debe prepararse una lista de soluciones y de costos de cadas una de éstas. La solución en ocasiones se toma comparando el costo con los beneficios que se esperan si es que ocurre una perturbación.

VI.2.7 Análisis económico

Antes de implementar una solución, es necesario realizar un análisis del período de recuperación y comprobar de nuevo con las mediciones la efectividad de la solución propuesta.

VI.3 Estimado de los costos de un estudio de Calidad de la Energía

El costo de un estudio de calidad depende de muchos factores. Este tipo de análisis, en instalaciones viejas y obsoletas resulta más complicado generalmente. Sin embargo, en estos casos, los beneficios que se pueden obtener justifican los gastos.

Para que un análisis sea beneficioso, es necesario tener una visión de que se desea obtener. Usualmente el costo se justifica si lo que se pretende es la expansión y el mejoramiento del sistema. Debe considerarse el grado de intrusión que puede provocarse mientras se crean las condiciones para el monitoreo y la toma de datos. El procedimiento para determinar el costo se basa en el diagrama monolineal, la matriz de monitoreo y el ciclo productivo de cada sección de la instalación. El período productivo es el tiempo durante el cual se cierra el ciclo o se repite un proceso determinado. En resumen:

1. Seccionalizar el diagrama monolineal2. Determinar las mediciones a realizar en cada sección de acuerdo con la matriz3. Determinar las duración del ciclo productivo de cada sección4. Aplicar las tarifas por el servicio 5. Totalizar los resultados

Si en determinada situación, es necesario instalar comprar o adquirir algún dispositivo como un TC, TP u otro adicional, debe añadirse los costos de compra, instalación y otros gastos inducidos. También se considera gasto, el costo del equipo de mitigación si es necesaria su instalación. En general, los gastos de capital destinado a un estudio de calidad, deben estar justificados por ahorros cuantificados o por costos evitados de pérdidas en el negocio o proceso sea este cual se trate.

64

Los ahorros incluyen los costos directos de mano de obra, materiales de un proceso, retardos en el cumplimiento de los contratos, reducción de costos capitales en los equipos y reducción de los costos energéticos. Entre los costos indirectos evitados fundamentales se incluyen los costos por tiempo perdido, mejoramiento de la capacidad de análisis y comprensión del sistema y elevación de la confiabilidad.

Los ahorros totales se emplean para calcular la tasa de retorno o el período de recuperación de la inversión que se realiza al decidir analizar la calidad de la energía de un sistema.

Los estudios de calidad suelen contratarse a empresas de servicios especializados y en este caso, el precio del servicio es convenido entre las partes teniendo en consideración los elementos expuestos.

CALIDAD DE LA ENERGÍA Y SISTEMAS DE ATERRAMIENTO

Aunque existen requerimientos para  el aterramiento de los equipos y las fuentes de

suministro,  en ocasiones existen  problemas de  calidad de la energía y es necesario 

tomar medidas adicionales para  minimizar el impacto de estos fenómenos en los equipos

más sensibles conectados al sistema. En general la bibliografía reporta que  un elevado por 

ciento de los problemas de calidad se debe a deficiencias en el aterramiento y en el 

cableado. [6]

El Código nacional Eléctrico; NEC, específica que el electrodo de aterramiento en edificios  

debe estar  preferiblemente en la misma área y tan práctico y cerca como sea posible del 

conductor que conecta el sistema a tierra. El electrodo de aterramiento puede ser:

1. La parte efectivamente aterrada mas cerca disponible de la estructura metálica     

2. La parte metálica efectivamente aterrada mas cerca y disponible del sistema de 

tuberías de agua

3. Otros electrodos (Secciones 250-81 y 250-83 del NEC) Cuando los anteriores no 

están disponibles.

En el Artículo 250-51 el NEC establece que la trayectoria efectiva a tierra de los 

circuitos, equipos y recintos de conductores debe:

a) Ser permanente y continua

65

b) Tener capacidad para conducir con seguridad cualquier corriente de falla a 

tierra impuesta 

c) Tener suficientemente baja impedancia para limitar el voltaje a tierra y 

facilitar la operación de las protecciones en el circuito

d) La tierra no debe ser utilizada como el único conductor de conexión a tierra  

de los equipos

Es necesario tener presente que se pueden necesitar conductores suplementarios, mayas o 

redes de tierra, platinas de baja inductancia, etc   para  evitar perturbaciones. Todos 

estos medios se adicionan a los requerimientos de seguridad de las personas y no en su 

reemplazo.

El NEC es un código de consulta muy generalizado en el mundo, y por ello su gran 

valor. Es posible encontrar normas y restricciones  que obedezcan a   exigencias o a  

reglas establecidas para  los sistemas de aterramiento en diferentes países. 

Los términos utilizados por el NEC se muestran en la Figura a continuación

5.1 Ruido en modo común

Las señales de potencial que se transmiten entre fase y neutro o entre fase y tierra reciben el

nombre de voltaje en modo común. Cuando todos los conductores de un sistema de potencia

66

tienen una diferencia de potencial idéntica con respecto a otra referencia, por lo general la

tierra, y ente ellos no circula corriente, se dice que se está en presencia de una superficie

equipotencial. Si circulan corrientes entre los equipos referidos a un mismo potencial existe un

voltaje en modo común indeseable que recibe el nombre de ruido. Tanto la estructura del

equipo como la tierra deben estar al mismo potencial.

El ruido en modo común se presenta cuando existe una diferencia de potencial entre la tierra

a la cual la fuente de potencia está referida y la tierra a la cual están referidos los equipos que

se alimentan de esa fuente. Esta diferencia de voltaje se aplica entre la estructura del equipo y

la tierra. Es frecuente encontrar acoplamientos capacitivos o resistivos ente la estructura de

los equipos y sus circuitos, de esta forma, la diferencia de potencial establece una circulación

de corriente indeseable. Los equipos electrónicos pueden poseer una elevada susceptibilidad

al ruido en modo común con afectaciones a las señales digitales y analógicas.

Por otra parte, por la tierra circulan muchas corrientes dispersas que provocan pequeñas

diferencias de potencial ente distintos puntos. Esas corrientes pueden ser de frecuencia

diferente a la de la fuente de potencia y aún si fueran de la misma frecuencia, pueden contener

transitorios y otras deformaciones. Entonces, si el equipo es conectado a tierra en esas

condiciones, cualquier diferencia de potencial entre ellos y el punto de aterramiento del

sistema penetra en el circuito.

El objetivo fundamental  de aterrar para el control del ruido y las perturbaciones 

electromagnéticas es crear un sistema equipotencial. La diferencia de potencial entre 

distintas tomas de tierra; (puntos de aterramiento), somete al aislamiento a un esfuerzo, 

crea corrientes circulantes en cables de bajo voltaje e interfiere con equipos sensibles 

que pueden estar aterrados en diferentes lugares.

La equipotencialidad  de un sistema de procesamiento de datos se obtiene en parte 

cuando los conductores de aterramiento de los equipos se conectan al punto de 

aterramiento de  la misma y sólo una fuente de potencia. Desde luego, si los conductores 

son largos, es difícil de alcanzar un potencial constante en todo el sistema, 

particularmente para señales de ruido de alta frecuencia.

La estructura del equipo puede mantenerse al mismo potencial que el sistema de potencia si el

conductor de aterramiento del equipo es de baja impedancia y no tiene conexión a tierra

excepto en el punto de aterramiento de la fuente es decir: “un solo punto de aterramiento”

Esto lo especifica el NEC Sección 250 – 74, Excepción 4 y es referido como una tierra aislada

67

La diferencia de voltaje a tierra entre el punto de aterramiento de la fuente y el equipo no debe

constituir un peligro potencial para las personas y no debe dar la oportunidad de acoplamiento

capacitivo o resistivo entre los equipos con una magnitud de corriente suficiente como para

crear problemas de ruido. Normalmente se alcanzan todos esos requerimientos si el equipo

está física y eléctricamente cerca de la fuente.

La conexión a tierra de un equipo con un electrodo físicamente separado de los demás

electrodos de aterramiento de la fuente y la estructura, sin estar ligado a ninguno de ellos,

producirá inevitablemente ruidos en modo común debido a que su potencial de tierra no está

referenciado a la tierra de la fuente. La magnitud de este potencial puede ser destructivo a los

equipos y peligroso al personal ya que las fallas en los sistemas de potencia pueden elevar el

potencial de las estructuras y de los cuerpos varios cientos de voltios con relación a otro

potencial de tierra de referencia. Este método de aterramiento es una violación del artículo

NEC 250.

5.2 Prohibición de conexiones múltiples de neutro a tierra

La única conexión entre neutro y tierra que debe existir es en la entrada de la instalación. El

neutro y la tierra se deben mantener separados en todos los paneles y cajas de uniones.

Conectar el neutro a tierra aguas abajo produce trayectorias en paralelo para el retorno de la

corriente de carga donde una de las trayectorias es el circuito de tierra. Además, durante una

condición de falla, la corriente se divide entre la tierra y el conductor neutro lo cual dificulta la

operación adecuada de los circuitos de protección.

68

En ocasiones se utilizan tierras aisladas con la intención de obtener “una tierra limpia”. El

conductor a tierra de este sistema no se conecta a la masa de la pizarra ni a ningún otro

conductor sino solamente al conductor de tierra del alimentador de la fuente a la entrada del

sistema.

5.3 Lazos de tierra

Uno de los problemas fundamentales en muchas instalaciones comerciales e industriales que

poseen equipos de procesamiento de datos y de comunicación son los lazos de tierra. Si dos

equipos se aterran por diferentes trayectorias y un cable de comunicación los une, se establece

un lazo entre ellos. Si existe una ligera diferencia de potencial entre los dos sistemas de tierra,

se produce una corriente circulante. Aún si no existe una trayectoria completa, el aislamiento,

que se opone a la circulación de la corriente, puede fallar debido a que el valor del aislamiento

utilizado en los sistemas de comunicación es normalmente bajo. De igual forma, valores bajos

de corrientes circulantes pueden crear serios problemas de ruido. La mejor solución en estos

casos es utilizar acoplamientos ópticos en las líneas de comunicación eliminando el lazo de

tierra y emplear un aislamiento adecuado para soportar los voltajes transitorios.

5.4 Insuficiencia del conductor neutro

69

Debido a la presencia de computadoras, lámparas fluorescentes y compactas, impresoras, etc,

existe una magnitud considerable de terceros armónicos en el neutro de los sistemas

comerciales. En un edificio comercial, la corriente en el neutro se puede encontrar entre el 140

y el 170 % de la corriente de frecuencia fundamental sobrecargando considerablemente el

neutro de estos sistemas [6]. Entre las posibles soluciones se encuentran:

Correr un conductor neutro independiente para cada fase en un circuito trifásico que

alimenta carga monofásicas no lineales

Cuando se usa un neutro compartido en un sistema trifásico, se debe duplicar

aproximadamente la capacidad de conducir corriente del conductor neutro.

Los transformadores delta estrella que alimentan cargas sensibles no lineales, limitan los

terceros armónicos y las grandes corrientes en el neutro. Estos transformadores deben

situarse lo más próximo posible a las cargas no lineales, salas de computación, etc. y el

neutro en el lado estrella se dimensiona para la corriente que deba circular.

Se pueden instalar filtros para los terceros armónicos si la sustitución del cableado

resulta muy costosa.

5.5 Sistemas derivados independientes

Un sistema derivado posee una referencia a tierra que es independiente de la tierra de otros

sistemas. Un caso común se muestra en la Figura donde se emplea un transformador estrella

delta con el neutro del lado estrella conectado a la tierra del edificio (no a un electrodo

separado) para dar una nueva referencia a tierra al resto del sistema.

Los sistemas derivados se utilizan para dar referencia locales de tierra a cargas sensibles. Y

reducir notablemente el ruido.

70

5.6 Prácticas apropiadas de aterramiento de equipos sensibles

Siempre que sea posible deben utilizarse circuitos de fuerza individuales para alimentar

equipos sensibles.

El conduit nunca debe ser utilizado como única vía de aterramiento de un equipo

sensible. Las corrientes circulantes por los conduit pueden causar interferencia con los

equipos electrónicos y de comunicación.

Los conductores de tierra deben ser de la misma área que los conductores que

conducen la corriente y el conduit individual debe estar ligado a tierra en ambos

extremos.

El acero del edificio debe ser utilizado como tierra de referencia siempre que sea

posible pues constituye una vía de baja impedancia.

5.7 Resumen a los problemas del cableado y el aterramiento

1. Nunca deben existir corrientes de carga circulando por el sistema de aterramiento bajo

condiciones normales de operación. Existe la posibilidad de que circulen bajas corrientes

por el sistema de aterramiento debido a la conexión de los dispositivos de protección y al

acoplamiento capacitivo entre línea y tierra. De hecho, si la corriente en el circuito de

tierra es cero, existirá probablemente un conductor abierto. Esas corrientes son

despreciables comparadas con la corriente de carga. Sólo debe existir una conexión

entre el neutro y la tierra de un sistema y es precisamente en el inicio de la instalación,

en la fuente de suministro.

2. Debe existir, tan cerca como sea posible, una referencia equipotencial para todos los

dispositivos de un sistema.

3. Todos los equipos deben estar conectados al sistema de tierra equipotencial

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