Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia

eléctrica suministrada en sistemas de distribución eléctrica suministrada en sistemas de distribución

Julio César Calle Maya Universidad de La Salle, Bogotá

Leonardo de Jesús Ojeda Preciado Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Calle Maya, J. C., & Ojeda Preciado, L. (2001). Estrategia para el mejoramiento de la calidad de la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/387

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ESTRATEGIA PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA

POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION

JULIO CESAR CALLE MAYA

LEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA, D.C.

2001

ESTRATEGIA PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA

POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION

JULIO CESAR CALLE MAYA

LEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA, D.C.

2001

ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA

POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCION

JULIO CESAR CALLE MAYALEONARDO DE JESUS OJEDA PRECIADO

Monografía para optar al título de

Ingeniero Electricista

DirectorFREDY CASTRO REINA

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA, D.C.

2001

Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador, son responsables de la ideas

expuestas por los graduandos.

iv

Nota de Aceptación

Director del Trabajo de Grado

Jurado

Jurado

Bogotá, D.C., 16 de Febrero de 2001

v

A DIOS

a quién le debemos todo

lo que somos.

vi

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

Fredy Castro, Ingeniero Electricista y Director del proyecto, por sus valiosas orientaciones

y recomendaciones; lo mismo que a la prestigiosa empresa donde labora GENELEC por la

colaboración que nos prestaron.

David Riaño, Ingeniero Electricista y asesor del proyecto, por su constante motivación de

este trabajo.

Sergio Guzmán B., Amigo e Ingeniero Electricista y colaborador de este proyecto, por su

ayuda incondicional.

Fabio Aldana (SSPD), Arsenio Torres (UPME), Danilo López y Carlos Rodríguez

(CODENSA), por su colaboración en el desarrollo de este proyecto

El Comité Técnico de ICONTEC, por sus numerosos aportes.

vii

Dedicatoria:

A mis padres (A mis padres (Jair y Jair y Mirian) yMirian) y

Hermanas ( Hermanas (Yenny y Janeth), porYenny y Janeth), por

todo su apoyo incondicional,todo su apoyo incondicional,

a toda mi familiaa toda mi familia

y mi novia (Silvia J.) pory mi novia (Silvia J.) por

el apoyo moralel apoyo moral

y sentimental quey sentimental que

me brindaron y ame brindaron y a

todos mis amigostodos mis amigos

cercanos y lejanos, ycercanos y lejanos, y

a mi compañeroa mi compañero

de tesis por todode tesis por todo

su esfuerzo ysu esfuerzo y

sacrificio.sacrificio.

JULIO CESAR

viii

A Papá DIOS. DIOS. Amigo Verdadero y fiel.Por su amor y grande misericordia y su apoyo

que fue el sustento para el desarrollo de este proyecto.

A COLOMBIACOLOMBIA, un país con mucha Fé y Esperanza...

A Alfonso, Alfonso, mi padre, por su amor, paciencia y sacrificiosque me llevaron al sitio en donde estoy.

A Dalgy,Dalgy, mi tía y madre putativapor todo lo que me enseño y dio, y me seguirá dando.

Gracias por haberme soportado todos estos años.

A mis hnos, Javier, Juan, Alfonso, Javier, Juan, Alfonso, Angelica y LilianaAngelica y LilianaHermanos sin igual a quienes amo con todo mi corazón

A MareMare, amiga y mi novia. Por darme siempre lo mejorpor estar siempre a mi lado de manera incondicional

y haberme apoyado todos estos años. Mister T.A.M.

A mis mejores amigosWilmar, Rodolfo y julio “el Wilmar, Rodolfo y julio “el paisa”.paisa”.

mis otros hermanos y a quienes quiero mucho.

Quiero agradecer de una manera muy especial a: la flía Leal Ojeda, la flía Calle Maya en especial a la Sra Miryam, la flía Collazos Polanía y a la flía

Daza Noriega.

A todas las personas involucradas en mi vida y en mi crecimiento como persona:

Rommel Pérez, Julio Calle y Silvia, Raúl Vargas “echa pa´lante”, Sergio Guzmán gran amigo, David Riaño y flía, Wilson Arroyo, Kike Carrillo, ElenaOjeda e hija, Lisandro Orozco y César Navarro “hombres de DIOS”, Carmen Vásquez, Liseth Támara y flía, Lesbia Ojeda y flía, John y David Figueroa,Carlos Carreño y flía, Jenny Alvarez, Alirio Ardila, Jazmina, Mauricio Collazos y flia, Johannes Schuh, Luz Preciado, Martha Torres, Ana y LucioColmenares, Sra Ligia (q.e.p.d) y con mucho cariño a mis sobrinitos a los que ya están y a los que vienen en camino, y en especial a la gran tribuOJEDA...

LEONARDO.

ix

CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN 25

1. CONSIDERACIONES GENERALES 27

1.1 INTRODUCCION 27

1.2 ORIGEN DE LOS PROBLEMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECRICA 31

1.3 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA POR SECTORES 33

1.3.1 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente industrial 33

1.3.2 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente comercial 35

1.3.3 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente residencial 36

1.4 ENTES NORMALIZADORES EN EL AMBITO MUNDIAL 37

2. REVISIÓN INTERNACIONAL SOBRE INDICADORES DE CALIDAD DE LA POTENCIA 39

2.1 AMERICA DEL SUR 40

2.1.1 Chile 41

2.1.2 Argentina 48

2.1.3 Perú 53

2.1.4 Bolivia 57

2.2 ANALISIS COMPARATIVO (Latinoamérica) 60

2.3 EUROPA 62

2.3.1 España 62

2.3.2 Noruega 63

2.3.3 Inglaterra y Gales 67

x

2.3.4 Francia 70

2.3.5 Holanda 71

2.3.6 Australia 71

2.4 RESUMEN COMPARATIVO (entre países citados anteriormente) 73

3. ASPECTOS REGULADOS EN COLOMBIA 78

3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA 78

3.2 ESTANDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA EN COLOMBIA 80

3.2.1 Frecuencia 80

3.2.2 Niveles de tensión 81

3.2.2.1 Clasificación de los sistemas de tensión Norma NTC 1340 82

3.2.3 Fluctuaciones de tensión 84

3.2.4 Factor de potencia 85

3.2.5 Armónicos 86

3.2.5.1 Disturbios de la onda de tensión 86

3.2.5.2 Fuentes de armónicos 87

3.2.5.3 Problemas causados por los armónicos 88

3.2.5.3.1 En transformadores 88

3.2.5.3.2 En máquinas rotantes 88

3.2.5.3.3 En sistemas de potencia 89

3.2.5.3.4 En banco de condensadores 89

3.2.5.3.5 En procesos de medición 90

3.2.5.4 Evaluación de armónicos 90

3.2.5.4.1 Armónicos de corriente 91

3.2.5.4.2 Armónicos de tensión 92

4. ATENCIÓN AL CLIENTE 94

4.1 QUEJAS Y RECLAMOS 95

4.2 INDICADORES DE GESTION 96

xi

5. ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 99

5.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA A CLIENTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 99

5.1.1 Objetivo 99

5.1.2 Acciones 100

5.1.2.1 Consideraciones generales 100

5.1.3 Obtención de la información 100

5.1.4 Pasos a seguir 101

5.1.4.1 Planeamiento del estudio 101

5.1.4.2 Definición del problema 101

5.1.4.2.1 Conocimiento del problema 101

5.1.4.2.2 Identificación del problema 102

5.1.4.3 Inspección del sitio 102

5.1.4.4 Monitoreo de la potencia 103

5.1.4.4.1 Desarrollo del monitoreo 104

5.1.5 Recursos 105

5.1.5.1 Equipos de medida 105

5.1.5.1.1 Analizador de redes eléctricas 106

5.1.5.1.2 Indicador de parámetros eléctricos 108

5.1.5.1.3 Herramientas computacionales 110

5.1.6 Soluciones técnicas 111

5.1.7 Beneficios 113

5.1.8 Restricciones 114

5.2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA

A UNA INDUSTRIA PAPELERA. 115

5.2.1 Objetivo 115

xii

5.2.2 Obtención de la información 116

5.2.3 Pasos a seguir 116

5.2.3.1 Planeamiento del estudio 116

5.2.3.1.1 Identificación del cliente 116

5.2.3.1.2 Ubicación del problema 116

5.2.3.1.3 Identificación de las fuentes de interferencia 117

5.2.3.2 Definición del problema 117

5.2.3.2.1 Identificación del problema 117

5.2.3.3 Inspección del sitio 117

5.2.3.4 Monitoreo de la potencia 121

5.2.3.4.1 Evaluación del sistema bajo condiciones normales de funcionamiento 122

5.2.3.4.2 Evaluación de las cargas principales 124

5.2.3.4.3 Verificación de la información capturada en campo y modelación

del sistema eléctrico en el software para el análisis de potencia EasyPower 130

5.2.3.4.4 Validación del modelo implementado 130

5.2.3.4.5 Análisis del sistemas, simulaciones y diseño de soluciones 132

5.2.3.4.6 Análisis de soluciones planteadas 133

5.2.4 Recursos 146

5.2.5 Normas y documentos de referencia 146

5.2.6 Conclusiones y recomendaciones 147

5.2.7 Diagrama unifilar 149

5.2.8 Análisis de beneficios - costo 150

5.2.9 Beneficios 150

5.2.10 Restricciones 151

5.3 ANALISIS Y METODOLOGIA PARA LA EVALUACIÓN DE PROBLEMAS DE CALIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 151

5.3.1 Objetivo 151

5.3.2 Procedimiento de la metodología 151

xiii

5.3.2.1 Conocimiento del problema 152

5.3.2.2 Análisis preliminar 152

5.3.2.3 Planificación del trabajo 153

5.3.2.3.1 Plan de medición 153

5.3.2.4 Equipos de medida empleados 155

5.3.2.4.1 Analizador de redes 155

5.3.2.5 Procesamiento de la información recolectada en campo 157

5.3.2.6 Referencias y normas utilizadas 158

5.3.3 Beneficios 158

5.3.4 Restricciones 159

5.3.5 Conclusiones y recomendaciones 159

5.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN LP 11R (FIBREXA) PERTENECIENTE AL SISTEMA DE CODENSA 160

5.4.1 Objetivo 160

5.4.2 Procedimiento de la metodología 160

5.4.2.1 Conocimiento del problema 160

5.4.2.2 Análisis preliminar 161

5.4.2.3 Planificación del trabajo 161

5.4.2.3.1 Plan de medición 162

5.4.2.4 Equipo de medición empleado 162

5.4.2.5 Procesamiento de la información 163

5.4.2.6 Referencia y norma utilizadas 163

5.4.3 Resultados obtenidos 164

5.4.4 Beneficios 170

5.4.5 Restricciones 171

5.4.6 Conclusiones y recomendaciones 171

5.4.7 Diagrama unifilar 173

xiv

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 174

7. RESUMEN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS 179

BIBLIOGRAFÍA 181

ANEXO A 185

ANEXO B (Medio magnético)

xv

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Consumo de electricidad en Bolivia. 58

Tabla 2. Fluctuaciones de tensión. 60

Tabla 3. Resumen comparativo (Entre países citados anteriormente) 76

Tabla 4. Sistema de corriente alterna con tensión nominal menor a 1kV y equipo

asociado 82

Tabla 5. Sistema de corriente alterna con tensión nominal mayor a 1kV y menor

a 60 kV y equipo asociado 83

Tabla 6. Niveles de parpadeo establecidos por la IEC 61000-4-7 85

Tabla 7. Niveles máximos de distorsión de armónicos de corriente. Norma IEEE

519. 92

Tabla 8. Límites de THD. Normas IEEE 519. 93

Tabla 9. Paquetes de herramientas computacionales 111

xvi

Tabla 10. Soluciones técnicas a problemas de potencia

112

Tabla 11. Transformadores existentes en la industria papelera 118

Tabla 12. Banco de condensadores de la industria papelera 118

Tabla 13. Cargas no lineales de la industria papelera 119

Tabla 14. Barras del sistema eléctrico de la industria papelera 120

Tabla 15. Resumen con valores promedio de las mediciones tomadas. 122

Tabla 16. Distribución y magnitud de la potencia eléctrica consumida

en cada una de las subestaciones eléctricas de la planta. 123

Tabla 17. Medidas tomadas en las cargas principales 125

Tabla 18. Resumen general de parámetros eléctricos de la industria papelera 129

Tabla 19. Simulación y análisis de las diferentes alternativas de solución 133

Tabla 20. Resumen de potencias y distorsiones armónicas en el alimentador

principal a 34.5 kV. 143

Tabla 21. Resumen de distorsiones armónicas de otros casos evaluados. 144

Tabla 22. Resumen de distorsiones armónicas 166

Tabla 23. Equipos de monitoreo de la calidad de la potencia 257

xvii

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Curva CBEMA 22

Figura 2. Distribución general de potencias 124

Figura 3. Distribución de potencias en S/E de 1250 KVA 126

Figura 4. Distribución de potencias en S/E de 1000 KVA 126

Figura 5. Distribución de potencias en S/E de 500 KVA 127

Figura 6. Distribución de potencia en S/E de 300 KVA 127

Figura 7. Tensión del Circuito LP 11R 164

Figura 8. Corriente Trifásica del Circuito LP 11R 165

Figura 9. Factor de potencia del Circuito LP 11R 166

Figura 10. Distorsión armónica de corriente del Circuito LP 11R 167

Figura 11. Distorsión armónica de tensión del Circuito LP 11R 168

Figura 12. Frecuencia del Circuito LP 11R 169

Figura 13. Potencia activa, reactiva y aparente del Circuito LP 11R 170

xviii

LISTA DE ANEXOS

pág.

Anexo A. Equipos de monitoreo de la calidad de potencia y software

auxiliares 183

Anexo B. (Nota: Todos las simulaciones de las diferentes alternativas

de solución para el caso de la metodología aplicada a la industria papelera

realizadas en el software EasyPower se pueden ver en el medio magnético).

xix

GLOSARIO

A continuación se dan algunas definiciones básicas empleadas en el proyecto:

♦ Armónicos: son corrientes y/o tensiones que existen en un sistema eléctrico con

frecuencias múltiplos de la fundamental del sistema, en Colombia 60Hz. [12]

♦ Armónico de tercer orden: un término frecuentemente utilizado para referirse a los

armónicos impares múltiplos de tercer armónico, los cuales merecen una especial

atención debido a su tendencia natural de ser de secuencia cero. [14]

♦ Baja tensión: una baja tensión se presenta cuando la onda de tensión tiene un máximo,

cuyo valor es inferior al valor nominal de tensión a frecuencia industrial, de duración

mayor a 2 minutos. [21]

♦ Caída de tensión: es una reducción del valor eficaz de la tensión por debajo de lo

permitido a frecuencia industrial con una duración mayor a medio ciclo pero menor a 2

minutos. [21]

♦ Curva CBEMA: es un juego de curvas que representan la capacidad de los

computadores para soportar las perturbaciones de la tensión en términos de su magnitud

y duración. Desarrollada por Computer Business Equipment Manufacturer Association

(CBEMA). (Ver figura 1). [2]

xx

♦ Elevación de tensión: es un incremento en el valor eficaz de la tensión por encima de lo

permitido a frecuencia industrial, con duración mayor a medio ciclo y menor a 2

segundos. Por ejemplo, cuando sucede una falla en una fase dentro de un sistema

trifásico, las otras dos fases elevan su tensión de línea – neutro cerca de un 20 %. [21]

♦ Flicker: es una impresión de inestabilidad de sensación visual inducida por un estímulo

de luz cuya luminancia o distribución espectral varía en el tiempo. [16]

♦ Fluctuación de tensión: es una serie de cambios en la tensión o una variación cíclica de

la envoltura de la tensión. [16]

♦ Interarmónico: es una componente senoidal cuya frecuencia no es múltiplo entero de la

frecuencia fundamental del sistema. [14]

♦ Interrupción: la interrupción en un sistema eléctrico se define como la pérdida completa

de la tensión de alimentación durante un periodo de tiempo. Sin embargo, desde el

punto de vista del cliente las interrupciones son cualquier pérdida de potencia eléctrica.

[1]

♦ Interrupción de tensión: desaparición de la tensión de la fuente en una o más fases.

Usualmente se califica por un término adicional que indica la duración de una

interrupción(por ejemplo, instantánea, transitoria o temporal). [21]

♦ Niveles de Tensión: los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y/o Distribución

Local (SDL) se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación,

según la siguiente definición [5]:

xxii

Nivel IV: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 62 kV.

Nivel III: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 62 kV.

Nivel II: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel I: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

♦ Perturbación: es una alteración de las características ideales de la onda de tensión o de

corriente. [18]

♦ Ruido: el ruido eléctrico es una señal eléctrica de alta frecuencia, inesperada e

indeseable, proveniente de otros equipos, que produce efectos impredecibles en

dispositivos susceptibles. [21]

♦ Sobretensión: la sobretensión es un incremento del valor eficaz de la tensión sobre el

nivel permitido a frecuencia industrial con una duración mayor a 2 minutos. [9]

♦ Tensión armónica: es una tensión senoidal con una frecuencia igual a un entero

múltiplo de la frecuencia fundamental de la tensión de suministro. [14]

♦ Transitorio: es un evento (suceso en el tiempo y el espacio) indeseable y de naturaleza

momentánea, asociado con un fenómeno o cantidad que varía entre dos condiciones de

estado estable consecutivas. La duración es por lo general inferior a medio ciclo, puede

ser aditivo o sustractivo y es oscilatoriamente decreciente. [9]

xxiii

RESUMEN

La Calidad de la Energía Eléctrica, se define como el conjunto de propiedades inherentes

tanto al servicio como a la calidad de la potencia suministrada, la cual se encuentra

directamente relacionada con la señal de tensión y corriente eléctrica. Estas cumplen con

requisitos definidos por valores o índices en resoluciones, guías o normas nacionales e

internacionales, dentro de rangos que son técnica y económicamente aceptables.

Apenas en el país se ha empezado a tomar conciencia sobre la necesidad de hacer un

diagnóstico de las condiciones en las cuales se presta actualmente el servicio de energía

eléctrica, en especial aquellas condiciones relacionadas con la calidad de la potencia

eléctrica, tenida como uno de los componentes que influyen en la evaluación que el cliente

haga del servicio recibido y que sin lugar a dudas influirá a su vez en su futura elección de

empresa distribuidora que presta el servicio. En los últimos años este tema, ha tenido un

creciente interés a nivel mundial, se han discutido normas y leyes sobre diferentes aspectos

que afectan la calidad de la potencia eléctrica. Colombia no ha sido la excepción, con la

promulgación de las leyes 142 (Régimen de servicios públicos) y 143 (Ley Eléctrica) de

1994, al igual que la resolución CREG 070 (Reglamento de Distribución) de 1998 que

contemplan aspectos específicos sobre la calidad.

La importancia de este proyecto radica en el diseño de estrategias que permiten mejorar la

calidad de la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución, haciendo especial

hincapié en parámetros estudiados en otras regiones del continente considerados como los

principales aspectos a ser evaluados.

xxiv

INTRODUCCION

El sector eléctrico colombiano se encuentra inmerso en un periodo de profundas

transformaciones, drásticas en ocasiones, donde surgen nuevos retos y oportunidades.

Apenas se ha empezado a tomar conciencia sobre la necesidad de hacer un diagnóstico de

las condiciones en las cuales se presta actualmente el servicio de energía eléctrica, en

especial aquellas condiciones relacionadas con la calidad de la potencia eléctrica, tenida

como uno de los componentes que influyen en la evaluación que el cliente haga del servicio

recibido y que sin lugar a dudas influirá a su vez en su futura elección de empresa

distribuidora que presta el servicio.

En los últimos años este tema, ha tenido un creciente interés a nivel mundial, se han

discutido normas y leyes sobre diferentes aspectos que afectan la calidad de la potencia

eléctrica. Colombia no ha sido la excepción, con la promulgación de las leyes 142

(Régimen de servicios públicos) y 143 (Ley Eléctrica) de 1994, al igual que la resolución

CREG 070 (Reglamento de Distribución) de 1998 que contemplan aspectos específicos

sobre la calidad.

Este proyecto tiene como objetivo diseñar estrategias metodológicas que permitan

diagnosticar y por lo tanto mejorar la calidad de la potencia eléctrica suministrada en

sistemas de distribución, haciendo especial hincapié en parámetros estudiados en otras

regiones del continente considerados como los principales aspectos a ser evaluados.

Este estudio incluye también definiciones características de los parámetros y los términos

relacionados con la calidad de la potencia, también se tuvo en cuenta el nivel de atención al

cliente como factor de medición de la calidad, sin pretender que esta sea la única alternativa

para la evaluación de los niveles de calidad de la potencia suministrada.

Además se describen los principales disturbios de la potencia eléctrica que pueden afectar

el correcto funcionamiento de los equipos, que operan en el sistema de distribución de

energía eléctrica.

La evaluación de la calidad de la potencia eléctrica está relacionada con el tipo de cliente y

sus necesidades, por ello se presenta un análisis de ésta por sectores (Residencial,

Comercial e Industrial).

Con base en las definiciones se adoptan criterios y procedimientos para el establecimiento

de estrategias que contribuyen al proceso de evaluación del nivel de calidad de potencia.

Los diferentes métodos utilizados y recomendados en la literatura internacional, al igual

que las normas y las recomendaciones expedidas a nivel nacional son el soporte de las

estrategias propuestas en este proyecto.

Las estrategias proponen índices y límites para medir cada parámetro definiendo la

información necesaria para su evaluación. Los procedimientos son de aplicación en

cualquier sistema de distribución. Para verificar la aplicabilidad de los procedimientos

propuestos se utilizó como ejemplo una industria papelera, y un circuito de distribución de

energía del sistema de Codensa.

La importancia de este trabajo radica en la recopilación y la organización de la información

necesaria para establecer estrategias que busquen mejorar la calidad de la potencia eléctrica

en un determinado punto o sector de un sistema de distribución.

1. CONSIDERACIONES GENERALES

1.1 INTRODUCCION

El término Calidad de la Energía Eléctrica, se define como el conjunto de propiedades

inherentes tanto al servicio como a la calidad de la potencia suministrada, la cual se

encuentra directamente relacionada con la señal de tensión y corriente eléctrica. Estas

cumplen con requisitos definidos por valores o índices en resoluciones, guías o normas

nacionales e internacionales, dentro de rangos que son técnica y económicamente

aceptables.

La definición del término Calidad de Energía Eléctrica no es única y varía de acuerdo al

país; a continuación se presentan algunas definiciones tomadas de instituciones que tratan

sobre el tema en diferentes partes del mundo:

♦ El instituto EPRI (Electric Power Research Institute) de los Estados Unidos, define la

Calidad de la Potencia Eléctrica (Power Quality) como “cualquier problema de potencia

manifestado en la desviación de la tensión, de la corriente o de la frecuencia, de sus

valores ideales que ocasionan falla o mala operación del equipo del cliente.

♦ La IEC (Comisión Internacional Electrotécnica) 61000 – 2 – 2/4 y la CENELEC

(Comité Europeo de Normalización Electrotécnica) 50160, definen la Calidad de la

Energía Eléctrica como “una característica física del suministro de electricidad, la cual

debe llegar al cliente en condiciones normales, sin producir perturbaciones ni

interrupciones en los procesos del mismo”.

♦ La IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 1159 – 1995, define que “el

término se refiere a una amplia variedad de fenómenos electromagnéticos que

caracterizan la tensión y la corriente eléctrica, en un tiempo dado y en una ubicación

dada en el sistema de potencia”.

♦ La CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), mediante resolución 070 de

1998 conceptuó que “el término Calidad de la Potencia Suministrada se refiere a las

perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y la corriente

suministrada por el Operador de Red. El término Calidad del Servicio Prestado se

refiere a los criterios de confiabilidad del servicio”.

La Calidad de la Energía Eléctrica - CEL – puede entonces, dividirse en dos grandes temas:

La continuidad del servicio es lo que tradicionalmente se ha denominado confiabilidad, y

ésta comúnmente se define como la probabilidad de que un dispositivo ejecute o

desempeñe su propósito adecuadamente durante un periodo de tiempo, bajo las condiciones

de operación que se le presenten; o en términos más simples, que el dispositivo no falle

durante un intervalo de tiempo.

Básicamente la confiabilidad es calificada con los siguientes aspectos:

• Número de interrupciones por año.

• Tiempo promedio por interrupción.

• Clientes afectados en promedio por interrupción.

Una interrupción es una pérdida completa de tensión durante un intervalo de tiempo,

dependiendo del tiempo que duren las interrupciones éstas se clasifican en [21]:

• Instantáneas

Descripción Pérdida muy corta de la energía eléctrica, planeada o accidental.

Duración Inferior o igual a un (1) minuto.

Causas Operaciones de maniobra para aislar un problema eléctrico.

Efectos Salida de equipos, pérdida de programación, daño de equipos

sensibles.

• Transitorias

Descripción Pérdida total de la energía eléctrica, planeada o accidental en un

área localizada.

Duración Superior a un (1) minuto y menor o igual a (5) minutos.

Causas Falla de un equipo, errores humanos, descargas eléctricas

atmosféricas, animales.

Efectos Caída del sistema de alimentación de energía eléctrica.

• Temporales

Descripción Pérdida total de la energía eléctrica, planeada o accidental en un

área localizada.

Duración Más de cinco (5) minutos.

Causas Falla de un equipo, errores humanos, descargas eléctricas

atmosféricas, animales.

Efectos Caída del sistema de alimentación de energía eléctrica.

En tanto la calidad de la potencia eléctrica se relaciona con las desviaciones de tensión y de

la corriente en el tiempo de sus valores senoidales ideales, particularmente en lo que se

refiere a:

• Armónicos

• Fluctuaciones de tensión

• Transitorios

• Factor de potencia

La tensión que se suministra a una carga o a una instalación está caracterizado por los

siguientes parámetros básicos:

• Frecuencia

• Forma de onda

• Amplitud

Frecuencia

Es la medida del número de veces que la señal alterna se repite en un segundo, en un

sistema eléctrico. [19]

Forma de onda

Teóricamente las señales de tensión y/o corriente deben ser ondas senoidales de frecuencia

de 60 Hz, pero por efecto de los diferentes elementos conectados al sistema, cuyo

comportamiento es no lineal; aparecen deformaciones o ruidos sobre la señal de estado

estacionario. [13]

Amplitud

Valor máximo de todos los valores instantáneos comprendidos en un periodo. También se

le denomina valor máximo de C.A o valor de cresta.

Puede ocurrir en muchas formas; su descripción está totalmente asociada con la duración.

[19]

1.2 ORIGEN DE LOS PROBLEMAS DE CALIDAD DE LA POTENCIA

ELECTRICA

El origen de las perturbaciones que afectan la calidad de la potencia eléctrica se puede

clasificar en tres grupos:

• Medio Ambiente

Las perturbaciones originadas por el medio ambiente son el conjunto de fenómenos

externos a los que está expuesta la red por ejemplo: descargas atmosféricas directas o

indirectas, fallas por contactos de líneas con árboles.

• La Red

El grupo de disturbios originados por la operación del sistema, los cuales pueden ser daños,

perturbaciones por maniobra de equipos o la propagación de armónicos.

Eventos como las maniobras sobre bancos de condensadores y caídas de tensión asociadas

con fallas remotas, que nunca ocasionaban problemas en el pasado; ahora pueden producir

problemas, dada la sensibilidad asociada a los componentes electrónicos de los equipos de

los clientes.

• Los Clientes

Los disturbios producidos por los clientes conectados al sistema son aquellos problemas

asociados a la operación de las cargas del cliente y manifestadas en perturbaciones como lo

son: armónicos, fluctuaciones de tensión (flicker), desbalances, etc. Hoy en día las

perturbaciones sobre los sistemas por causa de los clientes se han agravado debido ha

hechos tales como:

El avance de la electrónica, que ha creado equipos muy sensibles a los disturbios y a las

interrupciones, especialmente aquellos con funciones de memoria. De otra parte, cada vez

se incrementa más el uso de dispositivos eficientes ahorradores de energía, en estos

programas se incentiva el uso de equipos con componentes de electrónica de potencia (un

ejemplo es el empleo de luminarias eficientes con balastos electrónicos y de controladores

de máquinas rotantes), que poseen características altamente no lineales.

Este tipo de equipos son mucho más eficientes, pero esta eficiencia se ve opacada por

efectos adversos que ocasionan:

• Distorsión de la onda de tensión.

• Se les asocia por lo general un bajo factor de potencia.

Cargas de clientes que incrementan los componentes de armónicos en las corrientes, las

cuales pueden aumentar su magnitud en los sistemas de distribución debido a condiciones

de resonancia. Dentro de estas operaciones están el arranque o parada de motores,

operación de procesos industriales (por ejemplo soldadura), y acciones de conexión o

desconexión de equipos eléctricos o electrónicos.

1.3 CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA POR SECTORES

En sistemas de distribución existen diferentes tipos de clientes (industriales, comerciales y

residenciales) con requerimientos de calidad acorde al tipo de carga que cada uno de estos

maneja.

Es importante identificar los fenómenos más relevantes que afectan el interior de una

instalación, sus orígenes y la sensibilidad de las cargas existentes. A continuación se

presenta una análisis de estos aspectos por sectores.

1.3.1 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente industrial

A medida que los procesos y las instalaciones industriales incluyen más equipos

electrónicos sensibles, en donde caídas momentáneas de tensión causadas por fallas

remotas pueden afectar todo un proceso, la calidad en el servicio toma vital importancia.

Es importante conocer bien las características de las cargas industriales (cargas sensibles a

perturbaciones, cargas generadoras de armónicos, etc.), para establecer las medidas que

deben tomarse con el fin de mejorar la calidad de la potencia eléctrica del lado del cliente.

Ya que equipos como los controladores de velocidad y los condensadores utilizados para la

corrección del factor de potencia, aumentan los niveles de armónicos.

Para identificar los problemas que afectan la calidad de la potencia en un ambiente

industrial, es necesario realizar mediciones y utilizar técnicas analíticas o de simulación que

permitan plantear una alternativa de solución. Por ejemplo en equipos sensibles a la

disminución de la magnitud de la tensión y las interrupciones momentáneas puede

mejorarse la calidad seleccionando una protección adecuada de los circuitos de control.

El análisis de un sistema industrial y los problemas asociados de calidad requieren:

§ Tener un conocimiento de los tipos de carga en cuanto a la generación de armónicos y a

su sensibilidad a las perturbaciones. Deben analizarse cargas tales como:

- Motores.

- Controladores de velocidad (ASD).

- Sistemas de suministro ininterrumpido de potencia (UPS).

- Controles de procesos y de las máquinas.

- Generadores de armónicos.

- Banco de condensadores para la corrección del factor de potencia.

§ Hacer un análisis de la disminución en la magnitud de tensión relacionada con:

- Salidas del sistema de alimentación o generadores internos.

- Fallas en el sistema de transmisión

- Fallas en el sistema de distribución.

- Equipos sensibles.

§ Realizar un análisis de armónicos relacionados con:

- Generación de armónicos.

- Características de respuesta del sistema.

- Efectos de los bancos de condensadores.

- Impacto en el calentamiento de transformadores.

- Normas de armónicos (IEEE 519 e IEC 555).

§ Análisis de sobretensiones relacionadas con:

- Transitorios por maniobras por banco de transformadores.

- Transferencias de tensiones transitorias en los bancos de condensadores de los

clientes.

- Daños en los controles electrónicos en las unidades de memoria.

- Descargadores y supresores de tensión.

- Efectos en el aislamiento de motores y transformadores.

1.3.2 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente comercial

Los clientes comerciales están utilizando sistemas de iluminación de alta eficiencia,

elementos de potencia como UPS, rectificadores, cargas de cómputo de gran tamaño, etc.;

y sistemas de control de aire acondicionado que ocasionan altos niveles de armónicos en las

instalaciones comerciales, afectando sus mismos equipos y otros situados eléctricamente

adjuntos. Las corrientes armónicas generadas en estas instalaciones ocasionan

calentamiento en los transformadores de distribución y circulación de corrientes altas por el

neutro.

Para el análisis de la calidad del servicio en un ambiente comercial es necesario tener en

cuenta aspectos como:

♦ Conocimientos de las cargas generadoras de disturbios como pueden ser arranque de

motores, equipos de aire acondicionado y calefacción.

♦ Realizar un análisis del tipo de iluminación que se utiliza, con el fin de determinar la

cantidad de armónicos que se pueden estar inyectando a la red, y si se usan luminarias

con controles electrónicos.

♦ Hacer una evaluación de la atención comercial con la que responde la empresa que

suministra el servicio en base a la buena facturación, y al tiempo de respuesta a las

quejas, ya sea de tipo comercial o técnico.

1.3.3 Calidad de la potencia eléctrica en un ambiente residencial

La proliferación de la electrónica en las residencias aumenta la necesidad de proteger los

equipos sensibles contra las perturbaciones y los requerimientos en la calidad de la tensión

suministrada.

Considerando las tolerancias de los equipos electrónicos, electrodomésticos, computadores

(equipos con memorias electrónicas), algunas normas internacionales, (IEC, IEEE), han

establecido límites de armónicos que permiten el funcionamiento normal sin afectar otros

equipos.

Muchos de los problemas de calidad de potencia en las instalaciones residenciales radican o

tienen su origen en las puestas a tierra de las instalaciones. Especialmente en Colombia, en

donde de la mayoría de los sistemas de distribución tienen múltiples aterrizamientos, pero

no existe un neutro metálico continuo (neutro corrido), o son sistemas carentes de polo a

tierra.

Las puestas a tierra y un deficiente cableado de las instalaciones, son fuentes de problemas

de calidad de potencia y de daños en equipos sensibles. Esto ha sido reconocido

ampliamente y es motivo de preocupación de las entidades como IEEE, hasta el punto de

que se adelantan estudios en ese sentido.

En un ambiente de libre competencia para la prestación del servicio y de tarifas basadas en

el costo del servicio, la calidad será fundamental y el establecimiento de parámetros,

indicadores y reglas de funcionamiento son esenciales, para la gestión en el sector eléctrico.

1.4 ENTES NORMALIZADORES EN EL ÁMBITO MUNDIAL

Antes de establecer o recomendar la aplicación de normas tanto a las empresas

distribuidoras de energía, como a los clientes y fabricantes de equipos, es importante

conocer cuales existen y como se están aplicando las normas sobre calidad de la potencia

eléctrica en otros países, así como las regulaciones existentes y como se tratan los aspectos

legales. También es importante conocer la organización general de la normalización o de

los entes legisladores sobre dicha calidad.

Aunque existen normas nacionales en muchos países sobre el tema, lo cierto es que son las

normas Europeas y Norteamericanas las más utilizadas.

Las normas Norteamericanas sobre calidad de potencia son las recomendaciones de la

ANSI y de la IEEE, las cuales no tienen carácter de obligatorio cumplimiento.

En el ámbito Europeo existen dos entidades de normalización: IEC (Comisión Internacional

Electrotécnica) y CENELEC (Comité Europeo de Normalización Electrotécnica), aunque

IEC es un ente internacional que incluye a representantes de los Estados Unidos.

CENELEC es la organización de normalización de la Comunidad Económica Europea y de

la Asociación de Mercado Libre Europeo (EFTA).

Adicionalmente a estos dos entes de normalización, existen a nivel Europeo e Internacional

entes u organizaciones de carácter técnico y científico como son:

Ø UNIPEDE: Unión Internacional de Productores y Distribuidores de Energía Eléctrica.

Ø CIGRE: Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas de Alta Tensión.

Ø CIRED: Comité Internacional de Redes Eléctricas de Distribución.

Ø UIE: Unión Internacional de Electrotecnia.

En relación con Estados Unidos los documentos emitidos por la IEEE y otros organismos

mantienen solo el carácter de recomendaciones cuya aplicación es voluntaria. Sin embargo,

algunas normas relacionadas con la calidad de la potencia eléctrica en cuanta a la calidad de

las instalaciones, son códigos obligatorios a nivel federal. Tal es el caso del código

eléctrico nacional (NEC).

Las normas de la IEEE se orientan fundamentalmente a controlar la emisión, la calidad y

seguridad de las instalaciones eléctricas.

Para el caso colombiano la entidad normalizadora es el ICONTEC (Instituto Colombiano

de Normas Técnicas) y la entidad reguladora es la CREG (Comisión de Regulación de

Energía y Gas), las cuales se basan en las diferentes recomendaciones emitidas por los

entes internacionales para la expedición de normas y resoluciones.

2. REVISION INTERNACIONAL SOBRE INDICADORES DE CALIDAD DE LA

POTENCIA

Históricamente, el servicio de energía eléctrica ha sido proporcionado por entidades

gubernamentales, mixtas o por firmas privadas sujetas a la regulación del tipo costo del

servicio, en especial en los Estados Unidos. En el primero de los casos, la regulación

gubernamental estuvo frecuentemente implícita y las normas de calidad de la potencia

fueron mantenidas en un marco de referencia técnico.

En el Reino Unido y en muchos otros países, las empresas distribuidoras de energía (EDE)

están siendo hoy día privatizadas. En Estados Unidos y demás países que tienen empresas

privadas reguladas económicamente se están realizando cambios significativos en la

regulación. Entre otros, se están separando las funciones de generación y comercialización

de las funciones de transmisión y distribución. Aunque las empresas de transmisión y

distribución, continuarán bajo regulación económica, la forma específica de esta regulación

parece orientarse hacia una regulación basada en incentivos.

En ambos tipos de regulación, se están dando cambios significativos en cuanto a los

aspectos de la calidad de la potencia eléctrica.

La calidad de la potencia se ha convertido en una gran preocupación, específicamente en

aquellos países involucrados en la reestructuración del sector eléctrico. El proceso de

reestructuración incluye la desregulación del mercado y, en algunos casos, la privatización.

Este tipo de transición generalmente comprende la creación de comisiones reguladoras y el

establecimiento de un conjunto de reglas, controles e incentivos enfocados principalmente a

evitar las prácticas monopolísticas.

A continuación relacionamos los esquemas regulatorios en referencia con la calidad de la

potencia, que se están utilizando en diferentes países y regiones alrededor del mundo.

2.1 AMERICA DEL SUR

En América del Sur hay cuatro países que son buenos ejemplos de procesos de

reestructuración similares que incluyen regulaciones de la calidad de la potencia.

Estos países son Argentina, Bolivia, Chile y Perú.

Todos estos países tienen normas específicas que regulan la calidad de la potencia. En

Argentina la regulación se aplica solamente a las actividades de distribución y transmisión.

En Chile, Bolivia y Perú las regulaciones se aplican básicamente a todas las actividades

sujetas a control de precios de energía.

La característica importante de estas regulaciones es que son iguales en el sentido que son

aplicadas a todas las empresas en forma similar.

Hay un marco temporal para la aplicación de las normas de la calidad de la potencia.

Generalmente, la primera fase permite a las compañías en forma preliminar mejorar su

equipo e instalaciones. Posteriormente las normas de la calidad de la potencia aumentan en

cada fase. Los niveles de calidad requeridos en cada fase son establecidos al inicio del

programa.

En todos estos países hay aspectos, parámetros e indicadores bajo los cuales se evalúa la

calidad de la potencia. Estos parámetros especifican la calidad mínima de puntos de

medida y las condiciones para el proceso de medición. También se determinan las

tolerancias y las compensaciones y/o penalizaciones. Las regulaciones de calidad también

indican las obligaciones de aquellas entidades que participan directa o indirectamente en la

provisión y uso del servicio eléctrico.

El criterio para la regulación de la calidad de la potencia suministrada, es evaluada de

acuerdo con las transgresiones de tolerancias en tensión, frecuencia y perturbaciones como

flicker y armónicos en los puntos de suministro. El control de calidad se lleva a cabo

periódicamente para cada uno de los parámetros utilizando instrumentos de medida.

La potencia suministrada es considerada de mala calidad si el indicador se encuentra por

fuera del rango de tolerancia durante un intervalo de tiempo específico.

En consecuencia, las compensaciones a los clientes son calculadas generalmente con una

función de la potencia eléctrica suministrada bajo malas condiciones de calidad. Estas

compensaciones son aplicadas en forma separada utilizando parámetros diferentes de

calidad para el mismo producto suministrado.

Las penas por violaciones repetidas de las normas de calidad pueden inducir a la

cancelación de las concesiones. Ninguna de estas regulaciones está diseñada para reflejar

el impacto económico que la deficiencia en la prestación del servicio ha tenido en el cliente.

2.1.1 Chile

El 4 de agosto de 1904 se dicta la primera Ley de Servicios Eléctricos. (Ley 1665).

En 1930, mediante la Ley Nº 4794, se establece que las empresas de gas quedan bajo el

control de la Dirección General de Servicios Eléctricos, creándose la Superintendencia de

Servicios Eléctricos, y dentro de su estructura orgánica se incorpora el Departamento de

Gas, transformándose de este modo en la Dirección General de Servicios Eléctricos y de

Gas.

Más adelante, en 1931, se dicta la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto de Fuerza

de Ley: DFL 244). La cual es pilar de la legislación actual sobre la materia.

Posteriormente, en el año de 1969 y mediante el DFL Nº 11, se procede nuevamente a

reestructurar la Superintendencia existente, dando paso ahora a la Superintendencia de

Servicios Eléctricos de Gas y Telecomunicaciones.

Finalmente en el año de 1985, y por medio de la Ley Nº 18410, publicada en el diario

oficial de fecha 22 de Mayo de ese año, se crea la actual Superintendencia de Electricidad y

Combustibles.

Chile, al privatizar y liberalizar en cierto modo su mercado en el año 1982, ha sido el país

pionero en la desregulación de los mercados de energía eléctrica.

Es importante ver la evolución que ha tenido el tratamiento de la calidad en un mercado de

tipo competitivo como éste, así como el esquema de remuneración de la distribución en el

que se desenvuelve.

La regulación actual en Chile, D.S. Nº 327, se refiere a la calidad de la potencia como el

conjunto de normas y características normales que, según la ley y la regulación, son

inherentes a la actividad de distribución de energía eléctrica, dada en concesión y

constituyen las condiciones bajo las cuales la actividad debe desempeñarse.

Marco Regulatorio

Como ya se ha mencionado anteriormente, Chile fue el primer país en implantar un entorno

de competencia en un mercado de energía eléctrica, en el año de 1982. Los objetivos

planteados con esta nueva regulación eran funcionamiento eficiente del sistema eléctrico,

reflejar al cliente la estructura real de lo que paga por el servicio ofrecido y evitar la

discriminación, según el destino de los consumos.

Para conseguir estos objetivos, se implantó el siguiente esquema de mercado: Separación

de las actividades de generación, transporte y distribución; introducción de un mercado

libre de generación; contratación libre del proveedor de energía para los clientes de más de

2 MW; acceso libre a las redes de transporte y distribución mediante el pago de un peaje.

El servicio de distribución se regula mediante una concesión territorial, por considerarse un

servicio público con características de monopolio natural. Las empresas distribuidoras de

energía están obligadas a conectar a cualquier cliente que lo solicite dentro de su territorio

de concesión, y a permitir el acceso de terceros a la red.

Tratamiento de la calidad

Se ha probado muy recientemente, con fecha de 10 de septiembre de 1998, el Reglamento

de la Ley General de Servicios Eléctricos, que incluye un capítulo dedicado a la regulación

de la calidad. Antes de la publicación de este reglamento, la única norma vigente sobre

calidad de servicio era del año 1935, y se refería a los límites máximos de variación de

tensión permitidos. Hubo una propuesta de reglamento llamado “Proyecto de reglamento

de la ley general de servicios eléctricos”, septiembre de 1994, que no se llegó a aprobar por

diversos motivos; esa propuesta no era solo un reglamento de la calidad de la potencia, sino

que toca otros aspectos como las tarifas, etc., además de que al parecer los niveles

propuestos eran demasiados restrictivos para el estado real de la calidad en Chile.

Esta situación era sorprendente para un sistema pionero en lo que se refiere a la regulación

del sistema eléctrico. La falta de regulación de la calidad ha conllevado problemas en la

determinación de la remuneración de las empresas distribuidoras, así como niveles bajos de

calidad.

Por supuesto, las empresas distribuidoras de energía tenían sus normas internas para dar

una calidad de servicio razonable, sobre todo teniendo en cuenta que uno de los pocos

motivos de rescisión de la concesión de distribución es el dar un servicio deficiente en

extremo. Pero a pesar de ello, hubieron varios ceros de tensión en el sistema

interconectado central, provocados por fallas en mantenimiento en algunas instalaciones.

Este hecho deriva fundamentalmente de la situación de monopolio de la que disfrutan las

compañías surgidas de la privatización, sin control efectivo sobre los niveles de calidad

ofrecidos hasta ahora.

En cualquier caso, en el Decreto con Fuerza de Ley nº 1, de 1982 del Ministerio de

Minería de Chile, se hace mención de la calidad de la potencia, y se introducen algunos

conceptos que vale la pena comentar:

♦ La empresa distribuidora de energía, a diferencia del caso argentino, es únicamente

responsable de la calidad de la distribución: No serán de responsabilidad suya las fallas

debidas a generación y transporte. Esto se lleva hasta el extremo de que la empresa

distribuidora ni siquiera es responsable de que haya suficiente energía para cubrir su

demanda. En los términos de la concesión, no se contempla la obligatoriedad de

suministro, sino de conexión. El estado se hace responsable de que siempre haya

suficiente potencia instalada para cubrir la demanda; no hay que olvidar que el mercado

de generación es de libre competencia.

♦ En el ministerio de minería de Chile, se asocia el precio regulado de distribución a una

calidad estándar de suministro, dejando la definición de esa calidad estándar y de los

límites de variación máximos permitidos a los reglamentos por desarrollar.

Durante todo el periodo transcurrido hasta ahora, el que todavía no se hubiese

aprobado ningún reglamento ha tenido importantes consecuencias: El cálculo de Valor

Agregado de la Distribución (VAD), debe estar asociado a una calidad concreta; al no

estar esta calidad definida, se ha dejado al criterio de las consultoras independientes

decidir estos niveles, con los consiguientes roces entre los agentes involucrados. Se ha

revisado ya tres veces el VAD desde la implantación de este esquema de mercado en

1982 (se revisa cada cuatro años), y las divergencias entre los cálculos de la consultora

contratada por el regulador y los de la consultora contratada por las empresas

distribuidoras son cada vez mayores, debido a la diferencia de criterios empleados.

♦ Sólo se plantea una mejor calidad que la estándar vía contratos del cliente con la

empresa distribuidora de energía. Hay que recordar que los clientes de más de 2 MW

pueden contratar su energía libremente.

El nuevo reglamento aprobado debería servir para corregir los problemas detectados hasta

ahora, aunque todavía es pronto para valorar su efecto

Responsabilidades

El propietario de la concesión de distribución es el responsable por el cumplimiento de las

normas y reglas a cerca de la calidad. Dicha responsabilidad se exigirá a aquellos

propietarios de instalaciones de generación y/o transporte, si ellos operan en sincronismo

dentro de un sistema eléctrico. Todos los proveedores son responsables ante sus clientes

por la calidad de la potencia suministrada, excluyendo esos casos en que el problema no

pueda achacarse a la empresa y la Superintendencia declare que ha ocurrido un suceso de

fuerza mayor o inesperado.

La Superintendencia puede manifestar, penalizar o adoptar cualquier otra política, si la

calidad de la potencia suministrada por una empresa es recurrentemente mala o está por

debajo del nivel de calidad impuesto por la regulación.

Aspectos regulados de la calidad de la potencia

Estos son los aspectos de la calidad de la potencia en los cuales las empresas distribuidoras

están sujetas a regulación:

• Calidad de la onda

Se proponen controlar prácticamente todos los aspectos de la calidad de la onda, aunque

únicamente se proponen valores límites concretos para el nivel de tensión, frecuencia,

flicker, armónicos y variaciones de tensión. Los valores propuestos para el flicker y los

armónicos son los descritos en la norma IEEE 519. Los demás aspectos (desequilibrios,

interrupciones breves, ausencias de tensión, etc.) quedan pendientes de nuevos

reglamentos o normas dictadas posteriormente.

• Atención al cliente

Se propone controlar el tiempo de conexión de nuevos usuarios, la utilización de la

facturación estimada, la respuesta y resolución de errores de facturación y la atención

de quejas. Pero no se especifican valores límites. También se obliga a realizar encuestas

anuales que midan la satisfacción del cliente con respecto a la calidad del servicio

ofrecido.

Penas y Monitoreo

La Superintendencia está a cargo de la aplicación de las penas presentes en la regulación.

Las penas serán impuestas por resolución una vez se ha hecho la investigación

correspondiente.

La calidad de la potencia se evalúa separadamente en los sistemas de generación,

transmisión, distribución y cliente final. El proceso de medida se basa en dos métodos:

a. En un punto específico de la red para evaluar el nivel de la calidad que se suministró al

cliente; y

b. En puntos diferentes de la red o clientes, según procedimientos estadísticos, programas

y metodologías determinadas por la Superintendencia.

c. Esta evaluación determinará la calidad global de abastecimiento, tomando en cuenta

niveles promedio de los parámetros y su distribución probabilística. También, las

empresas distribuidoras de energía deben ejecutar por sí mismas una vez al año, y

cuando lo indica la Superintendencia, una encuesta que evalué la calidad de la potencia

entre los clientes.

La regulación cubre características de calidad como tensión, frecuencia y confiabilidad.

Las penas debidas a un servicio de mala calidad son de alguna manera, discrecionales y

pueden incluir la revocación de concesiones dependiendo del número y la severidad de las

sanciones, área de servicio, número de clientes, ubicación y otras circunstancias

pertinentes. Las penas monetarias oscilan entre 5000 y 10000 unidades gravables anuales

que depende de la característica de la falla.

Los clientes no pueden exigir niveles especiales de calidad arriba de las normas a un precio

regulado. Aquellos que deseen una calidad mejor son responsables de la implementación

de las soluciones necesarias sin afectar la calidad recibida por otros clientes.

Sistema de control

La calidad de la potencia se medirá según dos aspectos:

• Medición de la calidad individual ofrecida a un cliente concreto en caso de ser

necesario.

• Determinación de la calidad de la potencia del sistema mediante mediciones en una

selección estadística de un conjunto de puntos de la red.

Las empresas distribuidoras deben informar de la continuidad en sus redes, especificando el

número de interrupciones, la duración de cada interrupción, así como la duración total de

las interrupciones que puede sufrir un cliente. Además, deben informar al Regulador sobre

todas las quejas recibidas por sus clientes y cómo las ha resuelto, y entregar los resultados

de las encuestas anuales.

Con estos informes, el Regulador, crea una lista de las empresas distribuidoras por orden de

mérito según los resultados obtenidos, lista que pública junto con los resultados.

2.1.2 Argentina

Previamente a la liberalización, las principales empresas eléctricas, de propiedad pública,

estaban verticalmente integradas (generación, transporte y distribución). Las empresas

eléctricas operaban a través de concesiones nacionales, provinciales y municipales. Las

principales deficiencias observadas en este sistema eran las siguientes: falta de estímulo a la

eficiencia, estado de abandono del parque térmico por falta de mantenimiento, el sistema

tarifario no reflejaba los costos incurridos existiendo subvenciones cruzadas, y falta de

cumplimiento de la reglamentación en cuanto a calidad y obligación del suministro.

Asimismo, cabe destacar que los niveles de calidad de la potencia en distribución eran

bastante precarios. Se decide privatizar las empresas distribuidoras, previa segmentación

de las mismas, creándose diferentes empresas de generación y distribución.

Se crea entonces la figura del Organismo Regulador (ENRE: Entidad Nacional Reguladora

de Electricidad).

El marco actual está basado en la ley 24.065 de 1991 “Régimen de la Energía Eléctrica” en

el cual se promueve la competitividad en el negocio eléctrico, se modifica el sistema

tarifario, se hace hincapié en la calidad del producto al cliente, estableciéndose sanciones

en caso de incumplimiento y se sientan las bases para asegurar el abastecimiento de la

demanda en el largo plazo.

En la actualidad se ha establecido un sistema de libre competencia a nivel de generación,

mientras que el transporte y distribución se mantienen regulados, debido a su carácter de

monopolios naturales.

El segmento de la distribución, es la base más amplia de la pirámide dado que sustenta

todo el sistema al constituirse en responsable del suministro eléctrico a los clientes finales.

La empresa distribuidora tiene derechos monopólicos en su área de concesión. Como

contraparte está obligada a abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida; y

naturalmente tiene el derecho de percibir la tarifa fijada por el servicio efectivamente

suministrado.

La regulación actual en Argentina establece la responsabilidad de las empresas

distribuidoras de energía eléctrica para suministrar la electricidad con un nivel de calidad

satisfactorio. Las empresas deben cumplir los parámetros establecidos, incurriendo en los

costos necesarios para hacerlos. El incumplimiento de las disposiciones resultará en penas,

basadas en el efecto económico de la mala calidad del servicio al cliente.

Marco Regulatorio

La Entidad Nacional Reguladora de Electricidad (ENRE) está encargada de imponer la

regulación.

La regulación considera la calidad en los aspectos técnicos y comerciales del servicio, de

tal suerte que impone reglas para el producto técnico, servicio técnico y servicio comercial

(atención al cliente).

- La calidad del producto técnico se refiere a perturbaciones y niveles de tensión.

Los aspectos controlados son niveles de tensión, flicker, armónicos y variaciones de

tensión.

- La calidad del servicio técnico (continuidad: frecuencia y duración de las

interrupciones), en este apartado se controlan únicamente las interrupciones de

duración mayor de tres minutos.

- La calidad del servicio comercial (atención al cliente). Se controla el tiempo de

conexión de nuevos usuarios (entre 5 y 30 días de límite), la utilización de la

facturación estimada (debe ser inferior al 8 %), la respuesta y resolución de errores

de facturación y la atención de quejas, la empresa distribuidora debe remitirlas a la

ENRE junto con la solución adoptada en un plazo inferior a diez días.

La regulación de la calidad en Argentina, se diseño, considerando un programa, para el

cumplimiento de los parámetros establecidos. El primer paso en la regulación, la fase

preliminar, dura 12 meses desde la fecha cuando la empresa distribuidora de energía toma

el servicio.

Durante esta fase, la Entidad Reguladora y la empresa distribuidora revisarán y

completarán la metodología para la verificación de indicadores y control de calidad. El

segundo paso (primera fase) dura 36 meses, y exige el cumplimiento de indicadores y

valores prefijados para esta fase. Finalmente en la segunda y última fase, la calidad el

servicio proveída se controlará. Ciertos límites de los indicadores se tolerarán, y la empresa

distribuidora compensará por el incumplimiento de estos límites en las facturas.

La cantidad será proporcional a la energía suministrada bajo condiciones poco

satisfactorias.

Calidad del producto técnico

• Perturbaciones

Los tipos de perturbaciones sujetas a la regulación son los flicker, armónicos y caídas de

tensión.

La empresa distribuidora de energía es responsable de mantener, para cada tipo de

perturbación, un nivel razonable de compatibilidad, definida como el nivel de referencia

que tenga una probabilidad del 5% de ser sobrepasada.

Las empresas distribuidoras pueden penalizar a los clientes que excedan los límites

establecidos e incluso interrumpir el servicio. Los incumplimientos de los valores

establecidos no son sujetos a penalización cuando la empresa distribuidora pueda demostrar

que los clientes ocasionaron las perturbaciones; sin embargo, la empresa distribuidora debe

tratar de eliminar tales alteraciones.

• Niveles de tensión

Las variaciones de tensión se regulan con base en un nivel nominal medido en el punto de

abastecimiento. La empresa distribuidora de energía debe determinar los niveles de tensión

en diferentes puntos de la red y procesar la información con la supervisión de la Entidad

Reguladora. Si la empresa distribuidora de energía es responsable, está sujeta a

penalización cuando el incumplimiento de las tolerancias se verifica durante el 3% o más

del tiempo medido (una semana mínimo). Las penas se aplican en forma de

compensaciones en las facturas a los clientes y se calculan usando los valores monetarios

predeterminados según el tipo (aéreo o subterráneo) y el área de conexión.

La entidad reguladora tiene en sus manos la aplicación de multas por daños y otros

problemas según los antecedentes y severidad de la falla.

• Calidad de la onda.

Se controlan prácticamente todos los aspectos de la calidad de la onda, aunque se proponen

valores límites concretos para el nivel de tensión, frecuencia, flicker, armónicos y

variaciones de tensión.

Los valores propuestos para el flicker y los armónicos son los descritos por la resolución

ENRE 0184/2000, la cual esta basada en las normas IEEE 519/92 e IEC 61000-4-7.

Penas y Monitoreo

El sobrepaso de los límites fijados para cada aspecto controlado da lugar a penalizaciones a

las empresas distribuidoras que serán abonadas a los clientes afectados. Estas

penalizaciones están pensadas de forma que incentiven lo suficiente a las empresas

distribuidoras a invertir para evitarlas. Es decir, la penalización debe ser mayor que lo que

se paga por invertir en lo necesario para evitar el incumplimiento de los límites.

Este sistema de penalizaciones crea una frontera claramente definida en los niveles fijados

para cada perturbación. Por debajo de ese nivel, las empresas distribuidoras se ven

penalizadas con una cuantía superior al coste de inversión para alcanzar ese nivel y, por

otro lado, no hay ningún incentivo a invertir más allá de ese nivel de calidad. No existe

ninguna modulación basada en los niveles de calidad medios ofrecidos

Sistema de control

El regulador del sistema lleva a cabo un adecuado control del grado de cumplimiento por

parte de la empresa distribuidora de energía de los niveles de calidad exigidos a través de:

• Informes semestrales.

• Bases de datos de suministros y de contingencias.

Resultados esperados

La experiencia adquirida en el transcurso de la primera etapa pone de manifiesto una

mejora significativa de los índices de calidad controlados, teniendo en cuenta las graves

deficiencias en la calidad que existían. En el primer semestre de aplicación de la primera

etapa (etapa 1) se observaron niveles de calidad significativamente peores a los exigibles.

En el resto del transcurso de esta etapa, los índices de calidad de las empresas distribuidoras

de energía se situaron por encima de los exigidos por la ENRE, a pesar de que el nivel de

la exigencia ha aumentado a través del transcurso de las 3 subetapas que integran la etapa 1.

El 76 % de las penalizaciones correspondieron a la deficiente continuidad, el 19 % a la

deficiente calidad de la onda, y el 5 % a falta de calidad en el aspecto de atención al cliente.

2.1.3 Perú

Marco Regulatorio

La Dirección general de Electricidad, es el órgano técnico - normativo del Ministerio de

Energía y Minas, encargada de proponer y/o expedir la normatividad de las actividades de

generación, transmisión distribución y comercialización de energía eléctrica, además de

promover el desarrollo del Subsector Eléctrico.

Desde finales de1992, con la promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas en el

marco de reformas emprendidas por el estado, el Subsector Eléctrico ha experimentado

cambios importantes como el impulso del Negocio Eléctrico en una economía moderna,

basada en la libre competencia y el proceso de privatización, entre otros.

La regulación actual en el Perú está basada en un conjunto de indicadores que cubren

aspectos diferentes de la calidad. La regulación especifíca la cantidad mínima de puntos y

condiciones para medir. También, las tolerancias se establecen con sus penas y

compensaciones correspondientes.

Además, se establecen las responsabilidades y las obligaciones de aquellas entidades

involucradas directamente o indirectamente en la provisión y uso del servicio eléctrico.

El cumplimiento de los estándares de calidad por agentes que proveen el servicio es

ejecutado durante tres fases consecutivas en que las penas o compensaciones son

incrementadas gradualmente. La primera fase tiene duración de año y medio comenzando

desde el inicio de la norma. En esta fase las entidades implicadas se obligan, entre otras

cosas, a adquirir y ajustar equipos para propósitos de control y medición, y hacer los ajustes

para cumplir con las normas.

La segunda fase también dura un año y medio y comienza justo después de la conclusión de

la primera fase. En esta fase las transgresiones de las tolerancias y de los requerimientos

establecidos en la fase uno están sujetas a penas y compensaciones.

Finalmente la tercera fase es indefinida y también cubre las transgresiones de tolerancia

para los indicadores establecidos que estarán sujetas a penas y/o compensaciones.

Calidad del Producto

La calidad del producto en la regulación peruana se encuentra definida por la Norma

Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos D.S. Nº 020 – 97 – EM (1997 – 10 – 11), en

cuyo Capítulo IV “Normas Reglamentarias de Calidad de los Servicios Eléctricos” en su

Título Quinto, hace referencia al nivel de tensión, frecuencia y perturbaciones (flicker,

armónicos, etc) hay tolerancias e indicadores individuales que cubren diferentes elementos

de calidad. La transgresión de los límites implica el pago de compensaciones que se calcula

como una función de la potencia alimentada bajo las malas condiciones de la calidad.

La calidad del producto suministrado al cliente se evalúa por las transgresiones de las

tolerancias en los niveles de tensión, frecuencia y perturbaciones en los puntos de entrega.

El control de la calidad del producto se lleva a cabo en periodos mensuales, denominados

“Periodos de control”.

La verificación y control de la calidad del producto se realiza mensualmente e

independientemente para cada indicador. La duración mínima para medir un parámetro es

de 7 días, excluyendo la frecuencia que es medida permanentemente.

Si en un intervalo de medición se comprueba que el indicador de un determinado parámetro

está fuera de los rangos tolerables, entonces la energía o potencia suministrada durante ese

intervalo se considera de mala calidad.

Tensión: las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales de los puntos de entrega

de energía, en todas las etapas y en todos los niveles de tensión es de hasta el ± 5.0% de las

tensiones nominales de tales puntos. Tratándose de redes secundarias en servicios

calificados como urbano-rurales y/o rurales, dichas tolerancias son de hasta el ± 7.5%.

Se considera que la energía eléctrica es de mala calidad, si la tensión se encuentra fuera del

rango de tolerancias establecidas por un tiempo superior al cinco por ciento (5%) del

periodo de medición.

Frecuencia: las tolerancias admitidas para variaciones sobre frecuencia nominal en todo

nivel de tensión son:

- Variaciones Sostenidas: ± 0.6 %

- Variaciones Súbitas: ± 1.0 Hz

- Variaciones diarias: ± 600.0 ciclos

Se considera que la energía eléctrica es de mala calidad, en los siguientes casos:

i) Si las variaciones sostenidas de frecuencia se encuentran fuera del rango de

tolerancias por un tiempo acumulado superior al tres por ciento (3%) del periodo de

medición.

ii) Si en un periodo de medición se produce más de una variación súbita excediendo las

tolerancias; ó

iii) Si en un periodo de medición se producen violaciones a los límites establecidos para

las variaciones diarias de frecuencia.

Responsabilidades

La regulación peruana trata cuidadosamente el tema de responsabilidades desde el punto de

vista de la calidad de la potencia. Las reglas aplican principalmente a la distribución y

actividades de comercialización, pero las responsabilidades de otros agentes en el sistema

también son contempladas. Hay algunas obligaciones que merecen ser mencionadas:

• Las empresas de distribución y comercialización se obligan a hacer las inversiones

necesarias e incurrir en el costo de adquirir e instalar equipos de medición, pagar penas

y compensaciones, proveer información, y asumir el costo de monitoreo.

• Todas las empresas de distribución son responsables ante otras empresas, por esos

problemas ocasionados por sus propios clientes o por sí mismo que afecten a otros

proveedores del sistema.

• Las empresas distribuidoras de energía son responsables de la compensación pagada

por sus clientes a terceros; interrupciones relativas a compensaciones y calidad de

potencia.

2.1.4 Bolivia

Marco Regulatorio

El proceso de reforma del sector eléctrico boliviano se consolidó con la promulgación de la

Ley de Electricidad de 1994, la que asigna al sector privado la responsabilidad de

desarrollar, operar y realizar las inversiones de expansión de la capacidad del Sistema

Interconectado Nacional (SIN) boliviano.

La Ley de Electricidad Nº 1604 y sus Reglamentos, aprobado mediante D.S. Nº 24043,

definen el nuevo marco regulatorio del sector y establecen a la Superintendencia de

Electricidad como responsable de la regulación del sector. La Ley de Electricidad Nº 1604

del 21 de diciembre de 1994 establece como marco legal y regulatorio básicamente lo

siguiente:

• Transfiere al sector privado las actividades de la industria eléctrica.

• Desintegra la industria en las actividades de generación, transmisión y distribución.

• Una empresa eléctrica sólo puede realizar una de estas actividades.

• Reglamenta las actividades de la industria eléctrica que se rigen por los principios

de eficiencia, transparencia, calidad, continuidad, adaptabilidad y neutralidad.

Las empresas de distribución de energía en Bolivia tienen la responsabilidad de proveer el

servicio a clientes regulados y no regulados en área de concesión con niveles de calidad

establecidos en la regulación. El rompimiento de estos niveles determinará la aplicación de

reducciones en la remuneración según una metodología basada en el valor del servicio bajo

malas condiciones calidad.

El sistema eléctrico de Bolivia está conformado por:

• Sistema Interconectado Nacional (SIN): este sistema atienda a las principales capitales

y poblaciones adyacentes a los departamentos más importantes del país.

• Sistemas Aislados (SA): son aquellos que no están conectados al SIN.

• Otros Sistemas Aislados Menores (OSA): son sistemas cuya capacidad es menor a

1000 kW. En su mayoría están conformados por pequeñas cooperativas de servicios

eléctricos y ubicados en poblaciones menores.

• Autoproductores: son sistemas que generan principalmente para satisfacer los

requerimientos de su propia demanda de electricidad en base a energía hidráulica y

térmica (gas natural, diesel y biomasa).

En el SIN las actividades de generación, transmisión y distribución están desintegradas

verticalmente, siendo así que una empresa no puede ser propietaria ni accionista de otra

empresa. Sin embargo en los SA y los OSA se permite la integración vertical de las tres

actividades mencionadas (ver tabla 1).

Tabla 1. Consumo de Electricidad en Bolivia.

CONSUMO DE ELECTRICIDAD EN BOLIVIA (GWh)

CATEGORIAS SIN SA OSA AUTOPRODUCTORES TOTAL PARTICIPACION

Residencial 1126 83 26 27 1261 41%

General 422 20 6 0 488 15%

Industrial 714 16 1 62 792 26%

Alumbrado

Público

118 10 2 0 131 4%

Minería 315 0 0 88 404 13%

Exportación 3 0 0 0 3 0%

TOTAL PAIS 2698 129 36 177 3040 100%

PARTICIPACION 89% 4% 1% 6% 100% -

TOTAL PAIS 2698 129 36 177 3040 100%

Aspectos Regulados

En Bolivia, la calidad de la potencia también es evaluada tomando en cuenta los estándares

sobre diferentes categorías que incluyen: El nivel de tensión, flicker, armónicos y otras

distorsiones, y servicio al cliente.

Hay cuatro fases en el desarrollo e implementación de la regulación Boliviana.

Como en los otros países, las fases están diseñadas para alentar la aplicación y control de

indicadores y tolerancias de forma gradual. Las primeras dos fases, preliminar y de prueba

(12 meses), requieren el establecimiento y evaluación de las metodologías de verificación y

control de los indicadores de calidad. La verificación y control durante la fase de transición

(24 meses) será desempeñada en el nodo de compra (u otros puntos definidos por la

Superintendencia). El proceso se basa en indicadores globales a diferentes niveles de

tensión.

En el periodo definitivo, el servicio se controla al nivel del alimentador en alta y media

tensión y globalmente en bajas tensiones.

Penas y Monitoreo

En el periodo definitivo la empresa distribuidora puede penalizar aquellos clientes que

producen perturbaciones y que exceden las tolerancias establecidas en la regulación.

También, la Superintendencia aplicará las reducciones en renta a las empresas distribuidora

según una metodología, basada en el valor de servicio en condiciones de mala calidad. La

cantidad de estas reducciones de transferirá a los clientes en altas y medias tensiones, como

un crédito en la próxima factura después del periodo de control. Los clientes calificados

son aquellos atendidos por las instalaciones que fallaron. En el caso en que el punto de

medida está relacionado a muchos clientes a la vez, la reducción se transferirá a todos los

clientes en proporción a sus niveles de consumo.

2.2. ANÁLISIS COMPARATIVO (Latinoamérica)

En esta sección se analizaron los estándares de calidad establecidos por las regulaciones

que controlan la operación del servicio eléctrico en distintos países Latinoamericanos,

incluido Colombia.

Tensión

En la tabla 2 se incluye un esquema comparativo con los requerimientos de tensión

incluidos en las regulaciones de algunos paises de Latino América. En Estados Unidos y

Europa los estándares de calidad se basan principalmente en recomendaciones y no son

resultado de una regulación específica.

Tabla 2. Fluctuaciones de tensión

Baja Tensión Media Tensión Alta Tensión

% Sup. % Inf. % Sup. % Inf. % Sup. %Inf.

Argentina (aéreo) 8 -8 8 -8 5 -5

Argentina 5 -5 5 -5 - -

Argentina (rural) 10 -10 - - - -

Bolivia (normal) 4 -7.5 5 -7.5 5 -7.5

Bolivia 7 -10 5 -10 5 -10

Chile (urbano) 7.5 -7.5 6 -6 5 -5

Chile (rural) 15 -15 12 -12 6 -6

Perú (urbano) 5 -5 3.5 -3.5 - -

Perú (rural) 8 -8 5 -5 - -

En los países Latinoamericanos como Argentina, Bolivia, Chile y Perú, la estabilidad de la

tensión se evalúa a través de regulaciones oficiales y no hay uniformidad en los criterios

para definir el rango máximo permitido de variación de la tensión nominal. Sin embargo, si

se establecen estándares diferentes dependiendo del tipo de tensión involucrada.

Por ejemplo, en Argentina, Bolivia y Chile se especifican estándares de variación de

tensión nominal para la tensión alta, media y baja. Por otra parte, en Perú se aplica para la

red primaria (media tensión) y la red secundaria (baja tensión).

En Argentina se hacen cumplir límites en los distintos niveles de tensión (media y baja),

pero se hace una distinción entre las redes aéreas y las redes subterráneas. Además, existen

en general dos etapas en la aplicación de los estándares. La primera etapa es transitoria, y

únicamente se exigen requisitos de medición a nivel global. Después de 36 meses de

operación de la red, comienza una segunda etapa que exige estándares más rigurosos y que

se deben satisfacer a nivel individual. Finalmente en Argentina se definen estándares

menos rigurosos para regiones rurales.

Bolivia también considera dos periodos en la aplicación de la regulación; el transitorio y el

definitivo. En el primer periodo, al igual que en Argentina los requisitos de medición se

establecen a nivel global, para trasladarse luego a una segunda etapa donde, a diferencia de

Argentina, la medición global se mantiene para tensión baja, y se agregan requerimientos

individuales para tensiones medias y altas. Asimismo, la regulación Boliviana establece

estándares para situaciones contingentes especiales que pueden afectar la operación

eléctrica de la red en cada uno de sus niveles de tensión. Es importante hacer notar que en

la regulación Boliviana existe una distinción entre condición de funcionamiento normal y

una condición adversa de la operación, con estándares más rigurosos de variación de la

tensión nominal para el primero de los casos.

Perú establece los estándares de la variación de la tensión nominal en donde se distinguen

redes primarias y secundarias, y además, se diferencian sectores o áreas típicas de

distribución. Existen áreas típicas de distribución, que se definen en términos de la

densidad demográfica, demanda del promedio, etc.

Dados los estándares definidos, la regulación también establece indicadores de acuerdo al

nivel de tensión (una vez realizado el proceso de medición), que se utilizan más adelante

para controlar y evaluar el funcionamiento de la empresa concesionaria.

Finalmente, es importante mencionar que las regulaciones en Argentina, Perú y Bolivia

presentan mecanismos de compensación basados en la valoración monetaria de las

variaciones en la tensión que superan los estándares, dependiendo del tipo de consumidor,

etc. En Colombia el mecanismo se basa en la acumulación de un fondo de garantías para

compensar a los consumidores por las variaciones en la tensión. El mecanismo no

considera una valoración económica por parte del consumidor.

2.3 EUROPA

2.3.1 España

Marco Regulatorio

Actualmente existe una regulación, Reglamento de Verificaciones Eléctricas, que establece

un umbral de ± 7 % para baja tensión.

El operador utiliza un umbral ± 5 % para control de tensiones en la red nacional de

transmisión. Sin embargo, no hay una legislación bien definida relacionada con las normas

de calidad que describa compensaciones y penalizaciones.

Las empresas de energía pueden definir algunos parámetros en sus contratos con los

clientes, pero estas cláusulas no son el resultado de una legislación.

Tratamiento de la calidad

La nueva propuesta de regulación contiene una descripción detallada de las normas para

calidad con umbrales y penalizaciones de acuerdo con la ubicación de los clientes. Para la

calidad de la potencia suministrada los indicadores están basados en las normas UNE – EN

50 – 160, por consiguiente establece un umbral de ± 10 % para baja tensión. Este umbral

es el mínimo que se debe cumplir, pero también los clientes pueden fijar acuerdos libres de

costo con las empresas de distribución para establecer una calidad especial, mejor que la

regulada y con efectos privados.

Responsabilidades

La ley 22/94 sobre responsabilidad civil por daños causados por productos defectuosos,

establece que si los clientes demuestran que ha habido daños en sus instalaciones o en el

equipo ocasionados por exceso en la tensión, la empresa de energía tiene que pagarlos. En

la nueva propuesta de regulación los clientes serán reembolsados sino se cumplen las

normas específicas mencionadas.

La compensación debe ser pagada por la empresa distribuidora de energía sin que haya

reclamo del cliente.

2.3.2 Noruega

Noruega liberalizó su mercado eléctrico en el año de 1990, con la NVE (agencia reguladora

de noruega). El panorama era el siguiente:

Prácticamente la totalidad de la generación era hidráulica; había más capacidad de la

necesaria; existían más de 200 compañías eléctricas para un mercado de 4.5 millones de

personas. Esto último es debido a que la mayoría de las empresas de electricidad del país

son propiedad de los municipios.

Marco Regulatorio

La NVE se introdujo con la intención de cambiar completamente el marco regulativo. Sus

puntos clave son: Introducción de un mercado libre de generación; contratación libre del

proveedor de energía para cualquier cliente, incluso doméstico; acceso libre a las redes de

transporte y distribución mediante el pago de un peaje; nacionalización de la red de

transporte (un 85 % de la red); las empresas eléctricas locales siguen manteniendo el

monopolio de distribución por área geográfica, pero tienen que publicar las tarifas que

aplican de forma transparente y no discriminatoria. Estas tarifas se publican anualmente,

creando una competencia de imagen entre ellas. Sobre todo están gestionadas por los

municipios locales.

La evolución del mercado después de la entrada en vigor de la nueva ley se puede resumir

en los siguientes puntos: Energía eléctrica más barata para los grandes consumidores, y más

cara para los pequeños, mayor eficiencia de las empresas de energía. Se han producido

algunas fusiones entre las empresas más pequeñas en aras de la eficiencia; aparición de

brokers (interrupciones) de energía.

La agencia reguladora de Noruega (NVE) considera que la calidad actual del servicio de

energía eléctrica en el sistema noruego es excelente y, no es un factor de vital importancia.

Sin embargo, la NVE está considerando un diverso número de formas para manejar el

problema en el futuro cercano. Los métodos alternativos bajo consideración son los

siguientes:

• Definir los estándares técnicos de los diferentes aspectos de la calidad

• Supervisar el desarrollo en número y en tiempo, de las fallas de la red y de otros

aspectos de calidad. La NVE actualmente está reuniendo información.

• Incentivar a las empresas a acordar con sus clientes sistemas de compensación por la

energía de mala calidad.

Tratamiento de la calidad

Dentro de este marco, la legislación sobre calidad del suministro es muy escueta. La

regulación se reduce a tres puntos:

Controlar el nivel de tensión ( ±10 %), la frecuencia ( ±2 %) y por último y más interesante,

informar a los clientes sobre la calidad esperada en la zona, tanto de continuidad como de

calidad de la onda.

Toda calidad extra que se desee debe ser pactada entre el cliente y la empresa distribuidora.

Al no regular nada, se quería que el mercado mismo llegase al nivel de calidad que la

sociedad mandase en cada momento. Hay que tener en cuenta que cualquier cliente puede

elegir a quién compra su energía. Para poder controlar la evolución de la calidad y el

cumplimiento de las expectativas de calidad de la sociedad, se introdujo la obligación de

informar sobre calidad esperada en cada zona. Esta regulación ha provocado un cambio de

mentalidad de las empresas distribuidoras y de los clientes. Las reacciones más

importantes son las siguientes:

• Las empresas han adoptado voluntariamente la norma española EN 50160 [UNE – EN

50160], “Características de la tensión suministrada por las redes generales de

distribución”, octubre de 1996.

• Los clientes se vuelven más exigentes en cuanto a calidad del suministro se refiere.

Incluso ha habido campañas en la televisión impulsadas por las asociaciones de

consumidores.

• Se ha creado un comité compuesto por cuatro miembros (dos pertenecientes a las

empresas eléctricas y dos representantes de los clientes), único para todo el país,

encargado de arbitrar las quejas de los clientes contra las empresas, cuando hay daños

económicos.

• Las empresas han adoptado un plan de calidad, en parte para cumplir con la

obligación de informar que impone la NVE y en parte para obtener los conocimientos

necesarios para resolver los problemas relacionados con la calidad de suministro, ya

sea del punto de vista de los clientes o de las empresas. Este plan de calidad tiene los

siguientes objetivos principales:

- Establecer métodos de medición y documentación de la calidad uniformeas para

todas las empresas.

- Obtener el conocimiento necesario para adecuar la calidad a la necesidad de los

clientes y para resolver los problemas derivados de una mala calidad (ya sea para

asesorar al cliente o a la propia empresa).

- Cumplir con el requisito legal de informar a los clientes sobre la calidad que deben

esperar.

Este plan está financiado en gran parte por las propias empresas eléctricas y es realizado

por EFI, un instituto de investigación relacionado con las universidades y el conjunto de las

empresas eléctricas del país.

En este sistema no queda claro cuál es la medida de presión real que puede obtener un

cliente para obtener una mejor calidad si la desea.

Es verdad que puede contratar su energía a cualquier generador en el país, pero el negocio

de la distribución sigue siendo un monopolio y la calidad depende casi exclusivamente de

este sector. En el caso en que exista una distribuidora que solo distribuya, el único

incentivo que tiene es la opinión pública. Es obligatorio publicar los índices de calidad y,

de esta manera, se crea cierta competencia comparativa entre las empresas de hecho, ha

habido campañas de publicidad bastantes agresivas por parte de asociaciones de

consumidores para que los clientes exijan en su suministro.

Evolución futura

Esta situación antes descrita está evolucionando. Por un lado, la remuneración de la red de

transporte, hasta ahora por costes reconocidos, está cambiando a una remuneración por

limitación de ingresos (revisada cada 5 años). Este cambio de tipo remuneración ha llevado

a considerar la necesidad de controlar el nivel de calidad ofrecido; una limitación de

ingresos incentiva posponer posibles inversiones y reducir los gastos de mantenimiento.

Estos incentivos podrían llevar a una degradación de la calidad por debajo de los niveles

aceptables de calidad del servicio.

2.3.3 Inglaterra y Gales

Marco Regulatorio

El caso inglés constituye uno de los ejemplos de privatización llevada a cabo en el sector

eléctrico.

Dicha privatización ha venido acompañada de la introducción de la competencia (a través

del mercado spot de la energía: Pool) y de importantes estructuras. El negocio eléctrico es

regulado por la Oficina Reguladora (OFFER). Actualmente, existen cuatro áreas de

negocios diferenciadas; el servicio de distribución (Distribution), la comercialización

(Supply, la cual incluye los servicios de acceso de terceros a la red), la generación y

operación del sistema y transporte de energía eléctrica (en este caso estas dos últimas

funciones están juntas en un mismo agente).

En lo referente al servicio de distribución, hay que destacar que dicho servicio está

separado del correspondiente a la comercialización. Actualmente el mecanismo de

remuneración de las empresas distribuidoras es tal que dicha remuneración crece con la

energía distribuida.

Tratamiento de la calidad

En primer lugar cabe destacar que en el Reino Unido las empresas distribuidoras

únicamente son responsables de la calidad de la potencia suministrada dentro de sus propias

redes, es decir, no son responsables de garantizar el volumen de generación necesario para

abastecer la demanda, a diferencia del caso argentino. La normativa existente sobre calidad

está muy orientada hacia los aspectos de atención al cliente, existiendo únicamente una

normativa técnica sobre planificación en lo referente a la continuidad.

Los aspectos de atención al cliente son considerados bajo la normativa “Standard of

Performance”, la cual contiene las pautas que deben seguir las empresas distribuidoras en

cuanto a niveles mínimos garantizados de atención a cada cliente individual (guaranteed

standards) así como una serie de objetivos que reflejan de manera global la bondad de la

gestión de la empresa en lo referente a su relación con el consumidor (overall standards).

En caso de incumplimiento de los niveles mínimos garantizados, se establecen

penalizaciones económicas, las cuales serán abonadas a los clientes afectados. Dichas

penalizaciones oscilan entre 20 y 100 libras, dependiendo del aspecto no cumplido y del

tipo de cliente.

Dentro de los objetivos generales de calidad (overall standards), se controlan diversos

aspectos que no son solo de atención comercial. Por ejemplo, el porcentaje de clientes con

deficiencia en los niveles de tensión cuyos problemas deben ser recogidos en un

determinado tiempo. También se controlan aspectos como el número de lecturas anuales de

medidores, etc. El incumplimiento de estos objetivos no está sujeto a penalizaciones, pero

los resultados obtenidos son publicados por OFFER para así introducir cierta competencia

por comparación entre empresas, por motivos de imagen.

Además de esto, OFFER también pública encuestas a los clientes sobre el agrado de

satisfacción del servicio que reciben de la empresa, como medio de presión para que ésta

mejore sus niveles de calidad. Paralelamente las empresas deben informar al cliente al

menos una vez al año sobre el grado de cumplimiento de los niveles de calidad. Asimismo,

se contempla el establecimiento de un compromiso de calidad en cada revisión de tarifas.

Resultados Obtenidos

En Inglaterra existe un elevado grado de satisfacción del cliente con el nivel de calidad de

la energía que recibe.

El sistema de control de la calidad está muy enfocado a aspectos de la atención al cliente,

solo “monitoriza” un determinado número de servicios que presta la empresa distribuidora

al cliente. Es debido a que en los países industrialmente desarrollados, el nivel de calidad

técnica es considerado generalmente aceptable, mientras que la atención al cliente ha sido

descuidada debido a las situaciones de monopolio.

No está claro que esta situación siga igual con el cambio regulativo. Una crítica al actual

sistema de control de calidad radica en que los estándares actuales no diferencian entre los

tipos de clientes. Esto quedó de manifiesto en la encuesta “Electricity Services: The

Customer Perspective” Reporte Preparado por la Oficina de Regulación Eléctrica, marzo de

1993, en la cual se comprobó la existencia de varios tipos de clientes, con diferentes

exigencias en cuanto a niveles de calidad requeridos.

Será importante también observar la evolución de los aspectos técnicos de la calidad de la

potencia en esta nueva regulación.

2.3.4 Francia

Marco Regulatorio

El sector eléctrico en Francia está concebido como un servicio público el cual es

desempeñado por la empresa estatal EDF (Électricité de France) en régimen de monopolio.

Desde el punto de vista de la calidad, EDF lleva unos años implantando planes de mejora

de la calidad sobre todo en entornos rurales.

Estos planes se refieren sobre todo a reducción de la longitud de las líneas de MT, enterrar

líneas aéreas, etc.

Pero además de estos aspectos de planificación de las inversiones, EDF ha creado un tipo

de contrato nuevo, el contrato ÉMERAUDE “Contrat Émeraude pour la fourniture

d’énergie Électrique”, Electricidad de Francia 1996, que incluye el control de ciertos

aspectos de calidad. Este contrato establece, con los clientes que los suscriban, un

compromiso de calidad de la energía en aspectos tanto de calidad de la onda como de

continuidad.

Estos compromisos son distintos según sean los clientes. En él se fijan unos límites en los

niveles de perturbaciones y en los niveles de tensión existentes a partir de los cuales EDF

indemnizaría al cliente. Existen varias modalidades de este contrato.

El tipo de contrato más interesante es en el que se pueden acordar entre el cliente y EDF los

niveles de calidad garantizados. Se pueden fijar otros límites a los aspectos ya controlados

en el contrato tipo, o proponer controlar otros aspectos como ausencias de tensión. Las

indemnizaciones en caso de sobrepaso de los límites acordados serían las acordadas entre

las dos partes.

2.3.5 Holanda

Marco Regulatorio

Las autoridades en Holanda regulan las tasas de servicio de red y de suministro de

electricidad a clientes cautivos y son monitoreados por el director del Departamento.

En forma de enmienda a la Ley sobre electricidad de 1998 el director del Departamento

tiene la autoridad para fijar criterios de calidad para el suministro de energía que deben ser

cumplidos por quienes posean la licencia.

Estos criterios se relacionan con las especificaciones técnicas, la corrección del mal

funcionamiento del suministro de energía, la calidad de la potencia al cliente y el

otorgamiento de compensación en la eventualidad de un problema grave de

funcionamiento.

2.3.6 Australia

Marco Regulatorio

En Australia la distribución de energía eléctrica es la actividad que está regulado con base

en incentivos y es ejecutada por Oficina del Regulador General, de acuerdo a la publicación

del código de distribución de energía eléctrica de Abril de 1999. El indicador de referencia

fijado por este código se aplica a la calidad y a la confiabilidad del suministro de energía

eléctrica, que son detallados posteriormente en diversas categorías para las cuales son

asignados valores mínimos.

La calidad de la potencia suministrada incluye normas sobre frecuencia, tensión, factor de

potencia, armónicos, interferencia inductiva, tensiones de secuencia negativa, equilibrio y

distribución de cargas por fases.

Variaciones de frecuencia

Los límites de tolerancia de la frecuencia están entre 47.0 y 52.0 Hz

Variaciones de la tensión

Las variaciones de tensión están entre el 90 % y 110 % del voltaje nominal.

Distorsión armónica de tensión

La distorsión armónica de tensión no debe exceder 2 veces el nivel de continuidad de

distorsión permitida que se encuentra establecida bajo la norma Australian Standard AS

2279 parte 21, la cual está basada en la norma IEEE 519/92.

Fluctuaciones de tensión

Las fluctuaciones de tensión están sujetas bajo norma Australian Standard AS 2279 parte 4,

la cual está basada en la norma IEC 61000-4-7.

1NSW ELECTRICITY MARKET - NETWORK OPERATINGSYD5/179/285991.2

2.4 RESUMEN COMPARATIVO (Entre países citados anteriormente)

Tradicionalmente en un sistema clásico de energía eléctrica no había un reconocimiento

explícito de los costes de calidad, ni unos niveles considerados como óptimos o al menos

adecuados. Dentro de la ola de liberalización o de renovación de las regulaciones de los

sistemas eléctricos la regulación de la calidad se hace cada vez más explícita.

Entre los países revisados, en un extremo se encuentra Francia con un sistema totalmente

integrado, público y monopolista. En el otro extremo está Noruega con sistema totalmente

liberalizado, donde todos los clientes pueden acceder al libre mercado de energía eléctrica.

En todos ellos han aparecido novedades en cuanto a la regulación de calidad. Cada país ha

optado por un sistema de regulación propio, adaptado a su situación de nivel de calidad y

marco regulativo. Pero se pueden distinguir dos corrientes importantes:

• Dentro de los países desarrollados se tiende más hacia una regulación centrada en la

atención al cliente, dejando un poco de lado el aspecto técnico de la calidad. Estos

países suelen tener un nivel de calidad bueno, sobre todo para las necesidades de los

clientes domésticos. En cambio, las empresas distribuidoras no han cuidado

adecuadamente la atención al cliente al trabajar en régimen de monopolio. El caso más

llamativo es el de Inglaterra y Gales donde se penalizan bajos niveles de atención al

cliente. En Noruega se ha dejado hasta ahora que el libre mercado dictamine el nivel

óptimo de calidad, pero obliga a las empresas distribuidoras a informar a los clientes de

la calidad que van a obtener.

• Dentro de los países en vías de desarrollo se tiende más hacia una regulación de todos

los aspectos de la calidad. En estos países, una de las razones de la liberalización del

mercado ha sido la de mejorar la calidad técnica.

En algunos casos como en Argentina, el nivel de continuidad era alarmante para la

economía del país. De ahí que se hayan implantado las regulaciones de calidad más

completas y severas. Argentina regula todos los aspectos de calidad. Chile ha

seguido los mismos pasos, aunque con cierto retraso después de un primer intento

fallido.

Francia es un caso aparte, debido a su marco regulativo. El contrato ÉMERAUDE está

centrado en la calidad técnica, pero este contrato va dirigido únicamente a los grandes

clientes o clientes de media tensión o superior.

Este contrato cumple dos objetivos: Por un lado ofrece garantías de un cierto nivel de

calidad a los grandes clientes, preocupados por la calidad técnica; y por otro lado forma

parte de una campaña de imagen frente a la opinión pública, como mejora de la atención al

cliente.

Independientemente de estado de desarrollo del país, todos proponen una zonificación del

mercado servido a la hora de terminar niveles mínimos u objetivos de calidad del servicio

técnico.

Lo más normal es distinguir entre cliente rural y urbano, aunque las definiciones varían de

un país a otro. La definición más original la proponía Chile en el reglamento que no llegó a

aprobarse, en donde definía el cliente rural como aquel que se encontrase a más de 30 Kms.

de una subestación primaria. Es decir, hacía depender la calificación de cliente rural o

urbano de la propia red eléctrica. La calidad sigue distintos patrones según el tipo de

mercado servido, y es necesario definir distintos objetivos de la calidad según la zona.

En cuanto a los mecanismos propuestos para mejorar o mantener la calidad de la potencia,

prácticamente todos proponen penalizaciones en caso de incumplimiento que en algún caso

se combina con incentivos cuando se consiguen buenos niveles de calidad.

El hecho de tener incentivos en vez de únicamente penalizaciones también está relacionado

con el tipo de índices utilizados para medir la calidad. La regulacion más completa como

puede ser la Argentina utiliza índices individuales (en la última etapa) y únicamente

plantean penalizaciones. Los índices de sistema permiten medir la calidad de forma global,

y por tanto modular la remuneración de la empresa distribuidora para arriba (incentivos) o

para abajo (penalizaciones) en función de los resultados obtenidos.

En cambio, los índices individuales están más orientados a suministrar un producto al

cliente con una determinada calidad y por un determinado precio. En caso de

incumplimiento, se devuelve el dinero (penalización) al cliente. En cualquier caso,

prácticamente todas las regulaciones tienden a orientarse hacia un control de calidad

ofrecida a cada cliente mediante índices individuales.

Prácticamente todas las regulaciones propuestas dejan la posibilidad de pactar un mejor

nivel de calidad mediante un contrato particular entre el cliente y la empresa distribuidora

de energía.

Por último es necesario comentar el hecho de que algunas regulaciones se han implantado a

través de etapas.

El caso más significativo es el de Argentina, con dos etapas, la primera de las cuales

dividida en tres subetapas, además de una etapa preliminar.

En la tabla 3 que se muestra a continuación se resumen los puntos importantes de cada

regulación revisada.

3. ASPECTOS REGULADOS EN COLOMBIA

3.1 CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA

Antecedentes

En Colombia la energía eléctrica se conoció hacia finales del siglo pasado, en las diferentes

regiones del país fueron apareciendo empresas, que aunque en forma muy limitada,

suministraban el servicio, fueron las pioneras del futuro Sector Eléctrico Colombiano que

hoy existe.

En relación con la calidad del servicio de energía eléctrica, si los aparatos que utilizaban,

funcionaban correctamente con la energía suministrada y ésta conservaba correctamente sus

características técnicas como lo eran la tensión y la frecuencia y si el suministro era

continuo, esto es, sin que se produzcan interrupciones.

Se decía, entonces, que el servicio de energía eléctrica era de buena calidad. Como era

imposible mantener la frecuencia y la tensión en un valor completamente estático, se

aceptaban los siguientes rangos de variación2:

2 Documento “Antecedentes históricos de la producción de energía eléctrica en Colombia”.

• Frecuencia: 59.75 a 60.15 ciclos.

• Tensiones: +/- 5.0 %

Ya con la apertura económica y el establecimiento de una nueva constitución se dejaba

entrever que el Sector Eléctrico Colombiano se transformaría significativamente en los

siguientes años.

Se establecieron leyes que regularían los servicios públicos especialmente el de energía

eléctrica, se estableció un nuevo marco regulatorio, se independizaron servicios que se

prestaban en forma integrada.

Antes de entrar a regir la Ley 142 (Régimen de los Servicios Públicos Domiciliarios) y la

Ley 143 (Ley Eléctrica) de 1994 las empresas de energía en Colombia se regían por

normas Norte Americanas que a su vez son recomendaciones del IEEE, las cuales no tienen

carácter de obligatorio cumplimiento, y normas Europeas como IEC y CENELEC (Comité

Europeo de Normalización Electrotécnica) entre otras.

Ya con la publicación y ejecución de la Ley 142 y 143 de 1994 y la resolución 070 de 1998

de la CREG en la cual se establecen los criterios y se definen los indicadores mínimos de

calidad de potencia que tienen que cumplir las empresas.

3.2 ESTÁNDARES DE CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA EN

COLOMBIA

Aspectos regulados

El término calidad de la potencia suministrada se refiere a las perturbaciones y variaciones

de estado estacionario de la tensión y corriente suministrada por las empresas distribuidoras

de energía, tambien se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las

variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente3.

3.2.1 Frecuencia

La frecuencia es uno de los componentes más importantes de calidad de la potencia

suministrada.

Sin embargo, la frecuencia no se ve afectada significativamente por las acciones de las

empresas distribuidoras de energía, lo cual llevaría a pensar que no debería ser parte de las

normas de calidad y de incentivos para las empresas del STR(Sistema de Transmisión

Regional) y SDL(Sistema de Distribución Local).

3 Código de distribución, Comisión de Regulación de Energía y Gas, Res. CREG 070 de 1998.

Sin embargo, dado que las empresas distribuidoras de energía son responsables por la

calidad de la potencia suministrada y por el servicio prestado a los clientes conectados al

sistema, le corresponde también a las empresas distribuidoras de energía replicar contra los

terceros que originan el problema cuando ellas no son causantes de los mismos.

La frecuencia nominal del SIN es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre

59.8 y 60.2 Hz en condiciones normales de operación.

En estados de emergencia, fallas, déficit energético y periodos de restablecimiento, las

empresas distribuidoras de energía y los clientes deben tener en cuenta, que la frecuencia

puede oscilar entre 57.5 y 63.0 Hz por un periodo de tiempo de 15 segundos.4

3.2.2 Niveles de Tensión

Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus variaciones permisibles en la norma

NTC 1340 o internacionales ANSI C.84.15; define que las tensiones de servicio de energía

eléctrica deben variar levemente durante el día, debido a que el consumidor requiere

diferentes cantidades de energía eléctrica durante las 24 horas del día.

4Código de Redes, Comisión de Regulación de Energía y Gas, Resolución CREG 025 de 1995

5Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Código de Distribución. 1996. Pág. 16,48

3.2.2.1 Clasificación de los sistemas de tensión Norma NTC 1340.

De la norma NTC 1340, se tomaron las siguientes clasificaciones, que relacionan los

niveles de baja y media tensión correspondientes a los circuitos de distribución: [7]

a) Baja tensión

Son las tensiones nominales del sistema menores o iguales a 1000 V.

En la tabla 4 los sistemas trifásicos de 4 hilos y los sistemas monofásicos de 3 hilos,

incluyen circuitos monofásicos conectados a estos sistemas, bajo condiciones normales del

sistema se recomienda que la tensión en los terminales de suministro no difieran de la

tensión nominal en + 5 % y – 10 %.

Tabla 4. Sistemas de corriente alterna con tensión

nominal menor a 1000 V y equipo asociado.2

Sistema trifásico de 3 o 4 hilos Sistema monofásico de 2 o 3 hilos

Tensión nominal (Voltios) Tensión nominal (Voltios)

- -

120/208 -

- 120/240

127/2201 -

2201 -

277/480 -

480 -

1 Tensión no preferida. Se recomienda que este valor no sea usado para la construcción

futura de nuevos sistemas.

2 El equipo asociado de cada sistema debe ser apto para operar con las tensiones del sistema

pero su tensión nominal no debe ser necesariamente la misma.

b) Media tensión

Es la tensión nominal del sistema mayor de 1 kV y menor a 60 kV. Teniendo en cuenta las

mismas consideraciones hechas para el sistema de baja tensión tenemos:

Tabla 5. Sistemas de corriente alterna con tensión

nominal mayor a 1 kV y menor a 60 kV y equipo asociado3

Sistema trifásico de 3 o 4 hilos Sistema monofásico de 2 o 3 hilos

Tensión nominal (kV) Tensión nominal (kV)

4.16 -

- 7.62

11.41 -

13.2 -

13.81 -

34.5 -

441 -

57.51,2 -

1 Tensión no preferida. Se recomienda que este valor no sea usado para la construcción

futura de nuevos sistemas.

2 Tensión en proceso de desaparición.

3 El equipo asociado de cada sistema debe ser apto para operar con las tensiones del sistema

pero su tensión nominal no debe ser necesariamente la misma.

3.2.3 Fluctuaciones de tensión (Flicker)

Son alteraciones periódicas o cambios fortuitos del valor eficaz de la tensión durante un

tiempo corto. Se conoce normalmente como parpadeo o en inglés flicker.

Estas variaciones de tensión son causadas fundamentalmente por cargas tales como hornos

de arco, acerías y otros equipos de gran consumo, que usualmente se traducen en la

distorsión de la onda de tensión. La medición de las fluctuaciones de tensión se hace con

un “flickermeter” de acuerdo a la norma IEC 61000 – 4 – 7, este instrumento hace una

simulación luminaria – ojo – cerebro y da el valor máximo de las fluctuaciones en un

periodo de 10 minutos (Pst), o de dos horas (Plt).

Al final de cada día se obtienen 144 valores de Pst, los dos valores más grandes son

ignorados y solo el tercero es retenido con el más significativo y es denominado Pst.3 máx.

Umbral de irritabilidad del Flicker: fluctuación máxima que puede ser soportada sin

molestia por una muestra específica de población.

Indice de severidad del Flicker de corta duración (Pst): índice que evalúa la severidad

del Flicker en cortos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 10 minutos).

Se considera Pst = 1 como umbral de irritabilidad.

Indice de severidad del Flicker de larga duración (Plt): índice que evalúa la severidad

del Flicker en largos intervalos de tiempo (intervalo de observación base de 2 horas),

teniendo en cuenta los sucesivos valores del índice de severidad del Flicker de corta

duración según la siguiente expresión:

n Pst i Plt = 3 ΣΣ

i - 1 N

Al final del día 12 valores de Plt son disponibles y solo el mayor es tenido en cuenta.

Para cada sitio de medición solo dos valores de medición son retenidos al final del periodo

de medición: Pst.3.máx. y Plt. máx. los cuales deben ser comparados con los niveles

determinados por la tabla 6.

Tabla 6. Niveles de parpadeo establecidos

por la norma IEC 61000 – 4 –7

Fluctuaciones de tensión

(Flicker)

Baja y Media Tensión Alta Tensión

Pst 1.00 0.79

Plt 0.74 0.58

3.2.4 Factor de Potencia

El factor de potencia se refiere a la relación entre la potencia activa y la aparente consumida

por parte de los clientes. En Colombia el factor de potencia mínimo permisible deberá ser

igual o superior a cero punto noventa (0.90) y se encuentra definido en el Articulo 25 de la

Resolución CREG 108 de 1997. Los consumidores deben ser responsables por el pago de

los costos de corregir factores de potencia bajos. Estos costos son los de los equipos

requeridos en o cerca de los sitios de consumo.

3.2.5 Armónicos

3.2.5.1. Disturbios en la onda de tensión

Los parámetros de disturbios en la forma de onda de la tensión y el nivel de armónicos son

asociados especialmente a los clientes tipo comercial e industrial, debido a que estos

disturbios causan inconvenientes operacionales a equipos y a aparatos de estos clientes.

De otra parte, la distorsión armónica dentro de una instalación residencial puede exceder

los límites establecidos en la norma IEEE 519 de 1992 para sistemas de distribución sin que

causen problemas a los clientes de estas.6

Los parámetros que se evalúan dentro de este rango de disturbios, se considerarán como:

§ Disturbios de la onda de corrientes: armónicos.

§ Disturbios en la onda de tensión: fluctuaciones de tensión (flicker) y armónicos de

tensión.

Idealmente la onda de tensión entregada a un cliente y la corriente resultante son ondas

senoidales perfectas a 60 Hz. Sin embargo esto no es así, ya que estas ondas se

distorsionan por las características de las cargas y los transformadores. Por ejemplo, en el

caso del tercer armónico generado en los transformadores, las conexiones ∆ - Υ mitigan el

efecto a lo largo del sistema por ser corrientes de secuencia cero.

Cargas no lineales producen corrientes no senoidales (ricas en armónicos) a pesar de tener

una tensión senoidal pura aplicada. La corriente distorsionada provoca a su vez una

distorsión de tensión al fluir a través de las impedancias al sistema.

6 P. Barker, Short Thomas. “Power Quality Monitoring of a Distribution System”. IEEE Transaction on

Power Delivery. Vol. 9, Nº2, Abril de 1994

Hasta hace unos pocos años no se tenían mayores dificultades con las cargas de los clientes,

ya que estas se comportaban básicamente como elementos lineales, solo se prestaba

atención a los armónicos producidos por los transformadores.

Hoy en día el uso de modernos equipos que usan tecnología de estado sólido están

inyectando un amplio contenido de armónicos que deterioran la calidad de la onda de

tensión.

3.2.5.2 Fuentes de armónicos

Entre las fuentes más importantes de armónicos que se pueden encontrar en el sistema de

potencia tenemos:

• Transformadores.

• Convertidores estáticos.

• UPS.

• Rectificadores.

• Inversores.

• Hornos de arco y equipos de arco.

• Luminarias fluorescentes.

• Controladores de tensión.

• Variadores de frecuencia.

3.2.5.3 Problemas causados por los armónicos

La presencia de armónicos en la red es una situación no deseada ya que se pueden

ocasionar muchos problemas. La IEEE ha identificado áreas principales en donde los

armónicos causan problemas 7, algunos de estos se nombran a continuación:

3.2.5.3.1 En transformadores

• Mayores pérdidas en el cobre y en el núcleo.

• Sobrecalentamiento de devanados.

• Mayor corriente fluyendo por los devanados de alta.

• Derrateo en capacidades.

3.2.5.3.2 En máquinas rotantes

• Sobrecalentamiento.

• Oscilaciones mecánicas.

• Mayores corrientes de Eddy.

• Cambios en la distribución del flujo magnético.

7 A. Dominijan, G.T Heydt, “Directions of Research on Electric Power Quality”. IEEE Transactions onPower Delivery. Vol. 8, Nº 1, enero de 1993.

3.2.5.3.3 En sistemas de potencia

• Mayores pérdidas.

• Excesivas corrientes por neutros.

• Falla de aislamiento en equipos.

• Quema de fusibles.

• Sobrecalentamiento (en cables subterráneos).

• Inducciones peligrosas en estructuras metálicas.

• Problemas de operación en interruptores.

• Mal funcionamiento en dispositivos de protección.

• Interferencia telefónica.

• Interferencias con señales de control.

• Operación y daño de descargadores de sobretensión.

3.2.5.3.4 En banco de condensadores

• Sobretensiones.

• Mayores pérdidas.

• Sobrecalentamiento.

• Efecto corona.

• Pérdida de vida útil.

3.2.5.3.5 En procesos de medición

• Errores en la medida del kWh.

• Errores en elementos que utilizan el cruce por cero de la onda para efectuar procesos de

regulación

• Imprecisiones en los transformadores de corriente y de potencial.

• Se afectan algunos transductores electrónicos.

• Problemas en la medida de Vars.

3.2.5.4 Evaluación de armónicos

Las normas difieren a veces ampliamente de un país a otro con respecto a los valores

numéricos (determinísticos y probabilísticos) de los armónicos individuales y de la

distorsión total, de la localización, de la aplicación de los límites de armónicos, de los

parámetros eléctricos (tensión o corriente), de la variación en el tiempo de la distorsión, de

la responsabilidad y acción para corrección de los límites, etc.

Una norma sobre armónicos debe definir:

• El fenómeno es determinístico o estocástico?.

• Es necesario darle a la recolección de información un tratamiento estadístico?.

• Dónde deben medirse los armónicos, cerca de la carga no lineal, cerca al punto de

conexión a la red, cerca de la instalación más sensitiva?.

• Cuál es el procedimiento de medición?, Qué equipos, qué periodos, bajo qué

condiciones de carga y del sistema?.

Ante la ausencia de una única norma o recomendación internacional acerca de la limitación

de armónicos es común el cuestionarse cual será la norma adecuada para utilizar.

En la actualidad en Colombia los parámetros uniformes de medición del contenido de

armónicos en las ondas de tensión y corriente están definidos por la norma IEEE 519 –

1992 “Recommended practices and requirements for harmonic control in electrical power

systems”. La norma propone límites para:

• Distorsión de tensión producida a las cargas del cliente.

• La corriente armónica que el cliente puede inyectar al sistema.

• Calidad de la tensión, en lo que se refieren a armónicos, que la empresa distribuidora de

energía debe dar al cliente.

Los límites permitidos dependen del nivel de tensión al cual está conectado el cliente, del

tamaño relativo de la carga respecto al sistema, y del orden de los armónicos.

3.2.5.4.1 Armónicos de corriente

En condiciones normales de operación se deberá cumplir para un periodo de registros de

mediciones de una semana cualquiera del año o de siete días consecutivos que:

El 95% de los valores de los valores estadísticos de las corrientes armónicas y de su índice

de distorsión total (THD), evaluados cada 10 minutos (de acuerdo a lo establecido en la

norma IEEE 519), debe cumplir con lo indicado en la tabla 7.

Tabla 7. Niveles máximos de distorsión permisibles

de armónicos de corriente. Norma IEEE 519.

MAXIMA DISTORSION ARMONICA DE CORRIENTE EXPRESADA

COMO % DE LA FUNDAMENTAL

ORDEN DEL ARMONICO (ARMONICOS IMPARES)

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

< 20 4 2 1.5 0.6 0.3 5

20 < 50 7 3.5 2.5 1 0.5 8

50 < 100 10 4.5 4 1.5 0.7 12

100 < 1000 12 5.5 5 2 1 15

> 1000 15 7 6 2.5 1.4 20

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

impares.

Todos los equipos de generación de potencia están limitados a los valores indicados de

distorsión armónica de corriente, independiente de la razón ISC / IL donde:

ISC: Máxima corriente de cortocircuito en el punto común de conexión (PCC).

IL: Corriente nominal de carga (a frecuencia fundamental) en el PCC.

3.2.5.4.2 Armónicos de tensión

En condiciones normales de operación, se deberá cumplir para un periodo de registro de

mediciones de una semana cualquiera del año o siete días consecutivos que:

El 95% de los valores estadísticos de las corrientes armónicas y de su índice de distorsión

total (THD), evaluados cada 10 minutos (de acuerdo a lo establecido en la norma IEEE

519), deben cumplir con lo indicado en la tabla Nº 8. (Los valores de las tensiones

armónicas se expresan en porcentaje del voltaje nominal).

• Los valores registrados del índice de distorsión total armónica (THD) deben ser

inferiores al 8%, en los sistemas de baja y media tensión; y al 3% para sistemas de alta

tensión.

Tabla 8. Límites de THD para armónicos de tensión. Norma IEEE 519.

ARMONICOS IMPARES NO

MULTIPLOS DE 3

ARMONICOS

IMPARES

MULTIPLOS DE 3

PARES

Or-

den

Armónico tensión (%) Or-

den

Tensión (%) kV Or-

den

Tensión (%)

<=110 kV >110 kV <=110 kV >110

kV

<=110 kV >110

kV

5 6 2 3 5 2 2 2 1.5

7 5 2 9 1.5 1 4 1 1

11 3.5 1.5 15 0.3 0.3 6 0.5 0.5

13 3 1.5 21 0.2 0.2 8 0.5 0.2

17 2 1 >21 0.2 0.2 10 0.5 0.2

19 1.5 1 12 0.2 0.2

23 1.5 0.7 >12 0.2 0.2

15 1.5 0.7

>25 0.2+1.3*25

/h

0.2+0.5*25

/h

4. ATENCIÓN AL CLIENTE

El nivel de atención al cliente se refiere al servicio que reciben éstos por parte de la

empresa que suministra el servicio de energía eléctrica

La atención al cliente es el aspecto de calidad del servicio de energía eléctrica menos

definido de todos. No se refiere a ningún aspecto del producto de electricidad sino de todo

lo referente a la relación comercial entre el proveedor del producto y el cliente comprador

del producto. No es por tanto exclusivo del suministro de energía eléctrica y es una

preocupación muy reciente en este campo. A este nuevo interés se une el hecho de que en

la mayoría de los procesos de liberalización de los mercados eléctricos, se planteó la figura

de las comercializadoras. La relación entre el cliente y la empresa distribuidora de energía

eléctrica cambiará mucho, sobre todo en lo referente a la atención comercial.

Los indicadores, en este caso buscan medir la eficiencia y rapidez con las que una empresa

atiende y resuelve solicitudes, quejas, tiempo para un cliente en una consulta telefónica y

reclamos de sus clientes en general.

En este punto se debe anotar que el nivel de servicio al cliente debe ser manejado con

criterio propio por la empresa que suministra el servicio, en donde este servicio estará de

acuerdo con los objetivos de competencia y calidad adoptados por cada empresa. Sin

embargo es necesario fijar niveles básicos de atención, que para el caso colombiano tiene

como fundamento la ley de servicios públicos.

4.1 QUEJAS Y RECLAMOS

De conformidad con la ley de servicios públicos se establece que cualquier cliente tiene

derecho a presentar a la empresa distribuidora de energía eléctrica quejas y reclamos

referentes al servicio que se le preste (Articulo 152 Ley 142 / 94).

Toda solicitud, queja o reclamo que formule un cliente, verbal o escrito deberá ser atendida

por la empresa que suministra el servicio dentro de los plazos fijados por el Artículo 158 de

la Ley 142 / 94:

“Artículo 158. Del término para responder al recurso. La empresa responderá los

recursos, quejas y peticiones dentro del término de quince (15) días hábiles contados a

partir de la fecha de su presentación. Pasado este término, y salvo que se demuestre que el

suscriptor o cliente auspició la demora, o que se requirió de la práctica de pruebas, se

entenderá que el recurso ha sido resuelto en forma favorable a él”. 8

Las empresas deben disponer de una oficina de atención al público y de formularios que

faciliten la presentación de las quejas y reclamos por parte de los clientes.

La ley también contempla el derecho de apelación que tomen las empresas respecto a la

facturación, este recurso debe interponerse dentro de los cinco (5) días siguientes a la fecha

de conocimiento de la decisión. En ningún caso, proceden reclamaciones contra facturas

que tuviesen más de cinco (5) meses de haber sido expedidas por las empresas de servicios

públicos.9

8 Congreso de Colombia. Ley General de Servicios Públicos Nº 142 de Julio de 1994.9 Ibid. Artículo 154.

4.2 INDICADORES DE GESTIÓN

Se entiende como indicador de gestión una medida cuantitativa que permite efectuar un

diagnóstico sobre el comportamiento de una variable de gestión, esta variable se refiere al

manejo financiero de la empresa y sus relaciones con los clientes. En este último aspecto

se han tomado los indicadores propuestos por la CREG en las resoluciones 005 y 023 de

1996.

Aunque estos indicadores pretenden evaluar la calidad de servicio al cliente, no existen en

la actualidad valores de referencia que permitan establecer un nivel preciso de servicios.

Los indicadores de gestión respecto a los clientes establecidos por la CREG son: 10

• Relación suscriptores sin medición (%).

El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

No Suscriptores Sin Medición

% Suscriptores sin medición = x 100

No Suscriptores totales

10 Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Resoluciones 005 y 023 de 1996.

Se entiende como suscriptores sin medición aquellos clientes que se hallan conectado al

servicio y a los que se les está facturando el servicio sin el equipo de medición

correspondiente.

• Reclamos de facturación

El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras. Se contabilizan únicamente los

reclamos resueltos a favor del suscriptor.

No reclamos facturación

Reclamos facturación = x 10.000

No facturas expedidas

El índice resultante indica el número de reclamos por facturación recibidos por una

empresa, por cada 10.000 facturas expedidas por esa empresa.

• Atención reclamos servicio (Días)

El indicador es aplicable a las empresas comercializadoras.

Σ Fecha Solución Reclamo i – Fecha Reclamo i

Tiempo Recl. Serv. =

No Reclamos

El índice resultante indica el tiempo promedio de solución de reclamo.

• Atención solicitudes conexión (Días)

El indicador es aplicable a las empresas transmisoras (transportadoras), distribuidoras y

comercializadoras.

Σ Fecha de conexión solicitada i – Fecha solicitud i

Tiempo S. Conexión =

No Solicitantes

El índice resultante indica el tiempo promedio de conexión de un nuevo cliente desde la

solicitud de este a la comercializadora.

La dificultad de determinar qué es la calidad de atención al cliente, o más bien qué parte de

la atención comercial es importante para los clientes podría explicarse por el hecho de que

lo que realmente se persigue es la satisfacción del cliente con el servicio ofrecido. Se

puede conseguir medir la percepción que tienen los clientes de la calidad del servicio

ofrecido mediante encuestas apropiadas.11

Pero cualquier índice que mida la satisfacción del cliente con el servicio ofrecido sería muy

discutible, sobre todo en situaciones de monopolio en donde la relación entre cliente y

empresa distribuidora de energía no sigue los mismos patrones que en situación de

competencia.

11 Waker, G., Wojczynski, E., Billinton, R., “Interruption cost methodology and results – A

Canadian residential survey”, IEEE Trans. Power App. Syst., Vol. 102, pp. 3385 – 3391,

1983.

5. ESTRATEGIAS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE LA

POTENCIA ELÉCTRICA SUMINISTRADA EN SISTEMAS

DISTRIBUCION

Este capitulo establece un conjunto de criterios y procedimientos para evaluar la calidad de

la potencia eléctrica suministrada en sistemas de distribución de energía, con base en las

definiciones de calidad y parámetros relacionados con dicha calidad de la potencia descritos

en capítulos anteriores.

5.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE LA POTENCIA

ELECTRICA SUMINISTRADA A CLIENTES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION

5.1.1 Objetivo

El objetivo de esta metodología, es plantear los diferentes pasos a seguir para evaluar y

analizar los problemas relacionados con la calidad de la potencia eléctrica suministrada a

clientes del sistema de distribución de energía eléctrica.

Para la obtención de índices confiables de calidad con procedimientos lógicos que lleven a

localizar las causas fundamentales de los problemas relacionados con ésta.

Esta metodología es aplicable principalmente a clientes tipo industrial, cuyos procesos se

vean afectados por la alteración de alguno de los parámetros eléctricos que se encuentren

relacionados con la potencia eléctrica suministrada.

5.1.2 Acciones

Se requiere de un procedimiento claro y sistemático para identificar y resolver los

problemas relacionados con la calidad de la potencia eléctrica suministrada.

5.1.2.1 Consideraciones generales

La información y mediciones obtenidas de los parámetros asociados a la calidad de la

potencia, identifican la solución a problemas relacionados con ésta o revela que los

problemas no están relacionados al sistema de potencia eléctrica.

5.1.3 Obtención de la información

Para determinar los problemas y los niveles de calidad en el sistema eléctrico de un cliente,

se puede comenzar evaluando el servicio actual que se le presta, e indagando cuales son los

problemas que se le vienen presentando, a través de la obtención de información por parte

del mismo y actualizando la información técnica de éste.

5.1.4 Pasos a seguir

• Planeamiento del estudio

• Definición del problema

• Inspección del sitio

• Monitoreo de la potencia

• Análisis del sistema, simulaciones y diseño de soluciones

5.1.4.1 Planeamiento del estudio

• Identificación del cliente

• Ubicación del problema

• Identificación de las fuentes de interferencia

5.1.4.2 Definición del problema

5.1.4.2.1 Conocimiento del problema

En esta fase se indaga directamente con el cliente sobre las tareas o procesos que se

desarrollan en su industria, y acerca de que tipos de problemas están afectando dichos

procesos y con que frecuencia; para que el cliente pueda describir algunos de los problemas

que le están afectando se le formulan las siguientes preguntas (cuando no se conoce los

problemas y sus causas):

- ¿ Corta duración de luminarias ?

- ¿ Sobrecalentamiento en los equipos eléctricos ?

- ¿ Problemas con el arranque de motores ?

- ¿ Parpadeo en las luminarias ?

- ¿ Ruido anormal en los equipos eléctricos ?

- ¿ Desconexión de motores por causa de las protecciones del mismo ?

- ¿ Fallas en computadores a causa de fluctuaciones de tensión ?

- ¿ Fallas de equipos como PLC’s y equipos con funciones de memoria ?

- ¿ Averías frecuentes en los equipos eléctricos ?

5.1.4.2.2 Identificación del problema

La insatisfacción en una determinada actividad, equipo o proceso es lo que posibilita la

afirmación de la ocurrencia de un problema.

La caracterización de éste implica la descripción de la situación en términos claros y si es

posible cuantificados; para la metodología es primordial identificar los problemas que se

encuentran relacionados con la calidad de la potencia eléctrica que afectan al cliente.

5.1.4.3 Inspección del sitio

Este paso es importante ya que se busca analizar y revisar los equipos existentes, con el fin

de verificar su correcta instalación, detectar posibles conexiones defectuosas o erróneas de

acuerdo a la configuración del circuito (incluyendo neutros y tierras) que puedan afectar su

funcionamiento, además se debe tener en cuenta lo siguiente:

Ø Tipo de servicio eléctrico (aéreo o subterráneo).

Ø Verificación del estado de los transformadores y fuentes de energía de la instalación

del cliente.

Ø Verificación del estado de la corrección del factor de potencia de la instalación. Para

lo cual es necesario la prueba de operación de cada uno de los bancos de

condensadores instalados en la instalación bajo estudio.

Ø Verificación de las condiciones de operación del cableado de potencia y control de

los diferentes procesos que se lleven a cabo al interior de las instalaciones eléctricas.

Esto se puede realizar por medio de inspecciones termográficas y un mantenimiento

de tipo preventivo a la instalación.

Ø Verificación de la calidad de las puestas a tierra de la instalación, ya que de un buen

sistema de referencia dependen muchos procesos que involucran electrónica en los

diferentes procesos que actualmente se desarrollan en clientes sensibles.

Ø Verificar la existencia de industrias vecinas las cuales podrían ser la fuente de

interferencias y/o alteración de los parámetros relacionados con la calidad de la

potencia, al interior de la empresa bajo estudio.

5.1.4.4 Monitoreo de la potencia

El monitoreo de la potencia, tiene como objetivo hacer un seguimiento al comportamiento

de las diferentes cargas que se puedan ver afectadas por la alteración de los parámetros

relacionados con la potencia eléctrica.

Este monitoreo se hace en el sitio de ocurrencia de los problemas, a través de la

observación, medida y recolección de hechos que puedan ser convertidos en datos

numéricos.

5.1.4.4.1 Desarrollo del monitoreo

1. Delimitar el área de posibles deficiencias con base en la información suministrada

por el cliente afectado y de la previa inspección del sitio Estas posibles deficiencias

pueden ser:

a. En la acometida (o PCC: punto de acople común) principal de entrada al

cliente.

Porque este es el punto donde se puede saber quién origina las perturbaciones y

porque las regulaciones así lo recomiendan.

b. Las cargas de mayor consumo o mayor importancia dentro del proceso del

cliente.

Porque la mayoría del proceso de una industria se concentra aquí.

c. Bancos de condensadores.

Porque permiten y facilitan la presencia de resonancias armónicas, además se

pueden encontrar los orígenes del bajo factor de potencia aguas arriba del punto

de aplicación

d. Fuentes generadoras de armónicos (UPS, Rectificadores, Mandos, Variadores

de Velocidad, etc.) y fuentes generadoras de interferencias electromagnéticas

(Hornos de Arco, Fuentes Conmutadas de altos consumos, etc.).

Porque se puede evaluar la influencia sobre el sistema de este tipo de fuentes.

2. Tomar mediciones de los parámetros eléctricos del circuito en puntos

determinados, estos parámetros incluyen:

- Nivel de tensión

- Flicker

- Nivel de armónicos

- Forma de onda

- Factor de potencia

- Corrientes

- Potencias

- Consumos de energía

3. Estas mediciones deberán realizarse en un tiempo no menor a siete días continuos

cualesquiera o en el tiempo de un ciclo de carga completa del proceso.

4. Considerar la información obtenida del circuito para determinar si se están

cumpliendo o no con los límites establecidos por la CREG y las recomendaciones o

normas internacionales.

5. La respuesta debe determinar la responsabilidad de la disminución del nivel de la

calidad de la potencia, es decir, si los disturbios son causados por la red pública o

por la(s) instalación(es) de el(los) cliente(s) que se vean afectados.

5.1.5 Recursos

En la aplicación de esta metodología se dispone de recursos tanto humanos como técnicos,

para la captura de la información necesaria y el análisis de los diferentes puntos del sistema

bajo estudio. Dentro de los recursos técnicos se cuenta con herramientas computacionales

y equipos de medida de los cuales se hace una descripción general a continuación:

5.1.5.1 Equipos de medida

Para cumplir con los objetivos de la metodología propuesta es necesaria la captura de

los parámetros eléctricos de los elementos principales del sistema.

Para la recolección de este tipo de información se cuenta actualmente con equipos de

medida de tipo digital que permiten la captura de información requerida para el análisis de

la calidad de la potencia en un cliente.

Para propósitos de referencia se ha elaborado la siguiente especificación de un equipo o

equipos de medida que son requeridos para el análisis de la instalación del cliente.

5.1.5.1.1 Analizador de redes eléctricas

Este instrumento se utiliza para medir, calcular y guardar en memoria los principales

parámetros eléctricos en una red (ver anexo A).

Especificaciones:

ø Cantidad de canales. 9 (4 de tensión, 5 de corriente).

ø Rango de tensión: valor eficaz de 0 a 707 V, pico de 1000 V.

ø Resolución de tensión: 14 bits, 90 milivoltios.

ø Precisión de la tensión: < 1% de plena escala, 0.5% típica.

ø Frecuencia de muestreo: 7.8 kHz., 128 muestras por ciclo.

ø Tiempo de respuesta de valor eficaz: 1 ciclo.

ø Medición de frecuencia: 45 - 65 Hz, resolución de 0.1 Hz.

ø Frecuencia de muestreo de impulso: pico de 100 - 6400 V.

ø Resolución de impulso: 10 bits, 12 voltios.

ø Precisión de impulso: 5% de plena escala.

ø Medición de armónicos: 0 - 63 armónico, ángulo de fase, magnitud.

ø Medición de fluctuaciones: 0.01 Hz a 30 Hz.

ø Potencia operativa: 85 - 264 V AC, 47 - 440 Hz, 10 - 15 CC, 40 VA.

ø Gabinete: resistente, protegido contra goteo (estándar) a prueba de intemperie y

ambiente hostil y contra radiaciones electromagnéticas.

ø Pinza Amperimétrica para medidas (ver anexo A)

Especificaciones:

• Rango de medida: 200 / 5 A, 500 / 5 A, 1000 / 5 A.

• Sobrecarga: 120% continuos, 250% por 5 minutos.

• Aislamiento: 5500 V rms, 60 Hz por minuto.

• Rango de salida: 3 VA a 30 VA.

• Clase de precisión:

Clase de precisión 2 1 0.5

Burden 20 Ω 10 Ω 5 Ω

Rango de frecuencia 30 a 9000 Hz 45 a 1000 Hz 50 a 400 Hz

Ventajas:

i. Permiten la captura de una gran cantidad de información por medio de un solo

equipo.

ii. Permiten un análisis digital de toda la información intercambiando la

información obtenida a cualquier base de datos para su análisis estadístico.

iii. La captura y análisis de ondas se realiza a grandes velocidades lo que permita una

información confiable respecto a medidores de menor resolución.

iv. Es posible la sincronización de varios medidores para que midan

simultáneamente en una instalación.

v. Permiten correlacionar eventos capturados con información externa capturada por

quien realiza las mediciones.

vi. Permiten la captura de información en intervalos de tiempo muy pequeños por lo

que se logra obtener variaciones pequeñas de los parámetros analizados.

Desventajas:

i. El costo de adquisición de este tipo de equipos es alto ( aprox. US$ 45000 ).

ii. El manejo de grandes volúmenes de información requiere herramientas de

software adicionales.

iii. En algunos casos los medidores que comercialmente se consiguen no son aptos para

trabajos en ambientes industriales por lo que se corre el riesgo de sufrir daños en el

equipo muy fácilmente.

5.1.5.1.2 Indicador de parámetros eléctricos

Son instrumentos que generalmente son instalados en tableros eléctricos con propósitos de

verificación, seguimiento y control de parámetros eléctricos en un determinado lugar (ver

anexo A).

Especificaciones:

ø Tensión: rango y resolución: 5.0 V a 600 V rms

± 5.0 V a ± 933 V pico.

ø Corriente: rango y resolución:1 A a 1000 A rms.

± 1.0 A a ± 2000 A pico.

ø Vatios / Volt-Amp.: rango y resolución: 0.0 W (VA) a 600 kW (kVA) rms.

± 0.0 W (VA) a ± 2000 kW (kVA) pico.

ø Armónicos de tensón; desde la fundamental hasta orden 13 ± (2% + 2 dígitos)

A orden 31 ± (8% + 2 dígitos).

ø Armónicos de corriente y vatios; desde la fundamental hasta orden13º ± (3% + 3

dígitos) + especificaciones de prueba

A orden31 ± (8% + 3 dígitos) + especificaciones de

prueba.

ø Frecuencia: rango y exactitud: 6.0 Hz a 99.0 Hz

Exactitud: ± 0.3%.

ø Factor de potencia: rango y exactitud: 0.00 a 1.00

Exactitud: ± 0.02%.

ø Factor de cresta: rango y exactitud: 1.00 a 5.00

Exactitud: ± 4%.

ø Medida y almacenamiento de consumo de energía activa y reactiva.

ø Retención de valores máximos y mínimos para cada parámetro.

Ventajas:

i. Son equipos de bajo costo.

ii. Permiten dar una idea general del comportamiento de los principales parámetros

eléctricos.

iii. En la actualidad permiten interconectar muchos medidores de este tipo por

medio de sistemas centralizados de control y seguimiento de parámetros.

iv. Permiten la evaluación de armónicos adicionalmente a los parámetros básicos de

tensión y corriente.

Desventajas:

i. La información que arrojan es menor comparada con los analizadores de redes,

por lo que el análisis de los diferentes parámetros es más global.

ii. Generalmente no poseen memorias de gran capacidad por lo que la cantidad

de datos que puede capturar es menor a la que se puede obtener con los analizadores

de redes.

iii. En algunos casos no permiten la exportación de datos a otras bases de datos por

lo que el análisis de los resultados es generalmente restringido a las capacidades del

software propios del fabricante.

5.1.5.1.3 Herramientas computacionales

Estas herramientas computacionales están diseñadas para el análisis de sistemas eléctricos y

el procesamiento de datos, en donde se pueden simular las diferentes configuraciones y

soluciones que el cliente puede implementar para mejorar la calidad de la potencia recibida.

Entre las herramientas que fueron consideradas en este análisis sin ser las únicas se

encuentran:

a. Programas para el análisis de sistemas de potencia (ASP).

b. Programas para el análisis de flujos de armónicos (AFA).

c. Programas para el análisis de sistemas de puesta a tierra (ASPT).

d. Programas de análisis de cortocircuito (ACC).

e. Programas para la coordinación de protecciones eléctricas (ACPE).

f. Programas para el análisis de transitorios (APT)

A continuación se realiza una comparación entre los siguientes programas de análisis de

parámetros eléctricos y modelación de sistemas de potencia existentes en el mercado.

Tabla 9. Paquetes de herramientas computacionales

Programas

Software

ASP AFA ASPT ACC ACPE APT

Power System

Analysis

Framework

(PSAF)[1]

Sí Sí Sí Sí Sí Sí

SPARD 2000[2] Sí No No Sí Sí No

EasyPower[3] Sí Sí Sí Sí Sí Sí

EMTP[4] Sí Sí No Sí No Sí

[1] Fabricante: Verbatim Corp. Charlotte, NC

[2] Fabricante: Energy computer systems, CO

[3] Fabricante: Power Systems Ltd. Egham, UK

[4] Fabricante: Celmcom Corp. USA

5.1.6 Soluciones técnicas

Las alternativas técnicas de solución para reducir el número y severidad de los problemas

de calidad de potencia eléctrica, van desde acciones sobre los propios equipos del cliente

hasta la intervención sobre el sistema de la empresa distribuidora de energía.

Dentro de las soluciones técnicas se recomienda:

• El mantenimiento preventivo y correctivo, involucra actividades de

prevención de fallas, poda de árboles, añadir sistemas efectivos de puesta a

tierra, tecnología de aisladores, cables de guarda, protección contra animales,

aislamientos en cables para el caso de las empresas distribuidoras de energía.

• Implementación de nuevas tecnologías de menor contaminación (compra de

equipos de nueva generación).

En la tabla que se muestra a continuación se realiza una comparación de las diferentes

formas de proteger una carga contra los efectos de interferencia electromagnética .

Tabla 10. Soluciones técnicas a problemas de potencia

Posibles

Interferencias

Reducción

de tensión

Impulsos Distorsión

de tensión

Salidas

de

servicio

Tensión

Neutro-

tierra

Disturbios

repetitivos

Sobreten-

siones

Transformador

de aislamiento

Sí (3) Sí (3) Sí (3)

Regulador de

Tensión

Sí (1) Sí (5) Sí (5) Sí (10)

Filtro / Supresor Sí (2) Sí (2)

UPS en línea Sí Sí (9) Sí Sí Sí (12) Sí (9) Sí

UPS auxiliar Sí Sí (2) (9) Sí Sí (2) (9) Sí (10)

Planta eléctrica Sí (1) Sí Sí Sí (8) Sí (12) Sí

Acondicionador

de potencia

Sí (1) (7) Sí Sí (11) Sí (12) Sí Sí (7)

Supresor de

picos

Sí (2) Sí (2)

Mover fuente de

interferencia o

rediseño del sist.

Sí (3) Sí (3) Sí (3)

(1) La reducción en la tensón puede exceder el rango límite del regulador de

tensión.

(2) El impulso dejar pasar (límite de supresión mínima), la cual puede ser más

grande que la capacidad de resistencia de la carga.

(3) El rediseño no puede aislar suficientemente la carga porque la fuente puede

ser común para ambos.

(4) El transformador no puede atenuar la interferencia lo suficiente como para

prever una ruptura.

(5) El mecanismo no puede proveer atenuación a los impulsos.

(6) Los circuitos con bypass pueden prevenir el aislamiento eléctrico.

(7) Algunas acondicionadores de potencia no ofrecen regulación en la tensión.

(8) Las salidas de servicio puede exceder por encima, aprovisionado por el

efecto flywheel de la planta eléctrica.

(9) El diseño de algunas UPS no aísla eléctricamente la carga durante una

operación normal, pero puede confiarse por encima de filtros o supresores

de pico.

(10) Algunos mecanismos no reaccionan de una forma correcta ante

sobretensiones.

(11) Los mecanismos deberán buscar la forma de onda seno.

(12) Los problemas de tensiones tierra-neutro debido a puestas a tierra mal

diseñadas requieren que sean rediseñadas.

5.1.7 Beneficios

Dentro de los beneficios que esta metodología ofrece se encuentran:

q Se obtiene información de los principales problemas de calidad de potencia que

afectan a un cliente, con lo cual la empresa distribuidora de energía y el cliente

podrán tomar las correcciones del caso.

q Por medio de la utilización de herramientas computacionales se podrá llevar a

cabo la simulación de las diferentes condiciones de operación del sistema con el fin

de analizar y detectar la situación o casos más críticos, especialmente cuando se

realicen nuevas expansiones en el sistema.

q Permite planeación de nuevas instalaciones eléctricas, teniendo en cuenta la

situación real del sistema bajo estudio.

q Permite evaluar la efectividad de la soluciones.

q Actualización de la información eléctrica y de configuración del sistema bajo

estudio.

q Se puede determinar con exactitud las fuentes que originan los problemas.

q Valoración de alternativas de solución.

5.1.8 Restricciones

La aplicación de esta metodología presenta algunas restricciones que describen a

continuación:

- Esta metodología solo podrá aplicarse a clientes cuyos procesos de producción se

encuentren visiblemente afectados por la alteración de los parámetros eléctricos y

aquellos clientes que posean equipos sensibles a dichas variaciones.

- Cuando se detecta que los problemas son originados externamente a la instalación del

cliente no se pueden tomar acciones correctivas efectivas sin la participación de otros

clientes en el circuito de alimentación y el operador de red responsable.

5.2 APLICACION DE LA METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA

CALIDAD DE LA POTENCIA ELECTRICA SUMINISTRADA A UNA

INDUSTRIA PAPELERA.

5.2.1 Objetivo

El principal objetivo de esta sección es el de presentar los resultados de la aplicación de la

metodología descrita en la sección 5.1 aplicada a una industria papelera.

Lo anterior con el fin de obtener índices de calidad con procedimientos lógicos que

conlleven a localizar las causas fundamentales de las alteraciones de los parámetros

eléctricos al interior de la planta, determinando las acciones correctivas necesarias, para

mejorar la calidad en la instalación.

Las diferentes alternativas de solución se anexan en medio magnético.

5.2.2 Obtención de la información

Para determinar los problemas y los niveles de calidad en el sistema eléctrico de la

industria papelera se comenzó evaluando el servicio actual que se le presta, de igual manera

se indagó directamente con ellos, sobre los problemas que se le venían presentando los

cuales afectaban el desarrollo normal de sus procesos.

5.2.3 Pasos a seguir

5.2.3.1 Planeamiento del estudio

5.2.3.1.1 Identificación del cliente

El cliente en estudio es una industria papelera que se encuentra ubicada en Santafé de

Bogotá, en ella se realizan trabajos de impresión y encuadernación para diferentes

editoriales; está alimentada por una tensión de 34.5 kV, la capacidad de cortocircuito del

sistema de potencia es de 240 MVA en el punto de conexión al sistema de distribución.

Esta industria tiene una potencia de 3050 KVA, la potencia de las cargas de tipo no lineal

equivalen al 75 % de la potencia total de la planta. Dentro estas cargas se pueden encontrar

variadores de velocidad y alumbrado fluorescente. Las cargas restantes corresponden a

motores de inducción que equivalen al 25% restante de la potencia total.

5.2.3.1.2 Ubicación del problema

Para este caso los problemas ya se conocían y estaban ubicados en las máquinas de

impresión y centros de control de procesos, por medio de un estudio previo que el cliente

había realizado.

5.2.3.1.3 Identificación de las fuentes de interferencia

Las fuentes de interferencia son una combinación de varios factores entre los que se

encuentran; una gran variedad de cargas no lineales presentes en las máquinas, la presencia

de condensadores en baja tensión y una red de alimentación contaminada.

5.2.3.2 Definición del problema

Algunos de los problemas que la planta manifestaba tener eran: quema de tarjetas

electrónicas, fallas en el control de las máquinas, bloqueo de las mismas y un alto consumo

de reactivos.

5.2.3.2.1 Identificación del problema

Se identificó en la planta, que los principales problemas se debían a un bajo factor de

potencia y altas contaminaciones armónicas, lo cual indica que la planta es un agente

contaminante en el sistema eléctrico.

5.2.3.3 Inspección del sitio

Se revisaron los equipos y elementos en el sistema eléctrico de la industria papelera,

verificando su estado y condiciones de operación, obteniendo la siguiente información:

Transformadores:

Tabla 11. Transformadores existentes en la industria papelera

Transformador Potencia

(MVA)

Tensión (kV) Impedancia Estado Sist. Puesta

a tierra

TX 1 0.8 34.5 / 11.4 4.01 % Aceptable Aceptable

TX 2 1.25 34.5 / 0.395 5.52 % Aceptable Aceptable

TX 3 1 34.5 / 0.48 10 % Aceptable Aceptable

TX 4 0.5 11.4 / 0.22 4.37 % Aceptable Aceptable

TX 5 0.3 11.4 / 0.22 4.16 % Aceptable Aceptable

TX 6 30 / 44.8 115 / 34.5 10 % Aceptable Aceptable

TX – LITH2 0.5 0.38 / 0.44 7 % Aceptable Aceptable

TX 8 0.15 0.46 / 0.22 6 % Aceptable Aceptable

TX 9 0.15 0.38 / 0.22 6 % Aceptable Aceptable

Bancos de Condensadores:

Tabla 12. Banco de condensadores de la industria papelera

Condensadores Potencia reactiva(MVAr)

Tensión(kV)

Estado Sist. Puesta

a tierra

BC.1.B. 0.021 0.22 Aceptable Aceptable

BC.1.A 0.021 0.22 Aceptable Aceptable

BC.1.1 0.021 0.38 Aceptable Aceptable

BC.1.2 0.0145 0.46 Aceptable Aceptable

Cargas no lineales:

Tabla 13. Cargas no lineales de la industria papelera

Cargas No

Lineales

Potencia activa

(MW)

Potencia reactiva

(MVAr)

Tensión

(Kv)

Estado Sist. Puesta

a tierra

L1 0.064 0.063 0.22 Aceptable Aceptable

L2 0.005 0.00879 0.22 Aceptable Aceptable

L3 1 1.1 0-44 Aceptable Aceptable

L4 0.02025 0.00249 0.22 Aceptable Aceptable

L5 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable

L6 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable

L7 1 0.8 34.5 Aceptable Aceptable

L8 0.03 0.03 0.22 Aceptable Aceptable

L9 0.03 0.03 0.46 Aceptable Aceptable

L10 0.02582 0.00219 0.22 Aceptable Aceptable

L11 0.01656 0.035 0.22 Aceptable Aceptable

L12 0.129 0.0225 0.22 Aceptable Aceptable

L16 0.03 0.03 0.22 Aceptable Aceptable

L17 0.03 0.03 0.38 Aceptable Aceptable

L18 0.724 0.724 0.44 Aceptable Aceptable

L19 0.03 0.03 0.46 Aceptable Aceptable

L20 0.2 0.15 0.44 Aceptable Aceptable

L21 0.03 0.03 0.38 Aceptable Aceptable

L22 0.03 0.02 0.44 Aceptable Aceptable

L23 0.724 0.724 0.38 Aceptable Aceptable

L24 0.2 0.15 0.38 Aceptable Aceptable

Muller 1 0.036 0.036 0.46 Aceptable Aceptable

Muller 2 0.036 0.036 0.46 Aceptable Aceptable

Máquina 0.45 0.45 0.46 Aceptable Aceptable

Horno 0.15 0.15 0.46 Aceptable Aceptable

Barras:

Tabla 14. Barras del sistema eléctrico de la industria papelera

Barra Tensión (kV)

COD 34.5

PRINT. 34.5

TX – 1 Sec. 11.4

TX – 2 Sec. 0.38

TX – 3 Sec 0.46

TX – 4/5 PRINT. 11.4

BUS - 15 0.38

TX – 4 Sec. 0.22

TX – 5 Sec. 0.22

TD 01 0.38

TD 03 0.46

BC.1.B. 0.22

BC.1.A. 0.22

BC 1.1 0.38

TD 05 0.38

LIT 2 0.38

TD – 3 0.38

TD 06 0.46

TD 04 0.46

BUS - 22 0.22

LITH 2 0.44

BC 1.2 0.46

TD 09 0.22

El servicio eléctrico que recibe la planta es aéreo. El cableado de potencia y control de los

diferentes procesos están distribuidos por medio de bandejas portacables y 6 (seis) centros

de distribución.

Se verificó que las industrias vecinas son fuentes de interferencia armónica, razón por la

cual el sistema de alimentación está contaminado, según estudio realizado por la industria

papelera.

5.2.3.4 Monitoreo de la potencia

Para el desarrollo del monitoreo se siguieron los siguientes pasos:

5.2.3.4.1 Evaluación del sistema bajo condiciones normales de funcionamiento

Las mediciones realizadas de los parámetros eléctricos en los puntos de la instalación,

tuvieron como principal objetivo analizar el comportamiento general del sistema bajo

condiciones normales de operación. Los puntos donde se realizaron las mediciones fueron:

acometida principal, en las subestaciones principales, en las máquinas principales

(LITHOMAN y ROTHOMAN) y en algunos de los totalizadores.

En forma adicional, las mediciones permitieron determinar el comportamiento de las

distorsiones armónicas dentro de la planta, bajo las mismas condiciones durante un período

de una semana, el cual se puede considerar como un ciclo completo de operación.

Para la acometida principal y subestaciones eléctricas, se hizo el análisis de las tensiones y

corrientes en estado estable y sus correspondientes tasas de distorsión armónica y factor de

potencia, cuyos resultados generales son los siguientes:

Tabla 15. Resumen con valores promedio de las mediciones tomadas.

Ubicación

Tensión

promedio

[V]

VTHD [%]

Corriente

promedio

[A]

ITHD [%]

Factor de

potencia

Acometida Principal 35340 2.58% 12.9 20% 0.97

Sub 380V 1250 KVA 389 3.75% 300 30.60% 0.8

Sub 460V_ 1000 kVA 460 4.18% 290 20.11% 0.93

Sub 220V _ 500 kVA 229 4.64% 511 19.18% 0.9

Sub 220V _ 300 kVA 227 3.45% 203 10.08% 0.9

En relación con los valores medidos durante el monitoreo, se encontró que las condiciones

medidas sólo presentaron variaciones en la subestación de 380V, en la cual la carga varió

debido al funcionamiento alternado de las máquinas LITHOMAN durante el período de

medida.

Los valores resaltados en color rojo, indican valores de distorsiones armónicas altas que

superan o se encuentran cerca de los límites recomendados por la norma IEEE 519/92.

Desde este punto de vista, las subestaciones con un mayor nivel de contaminación armónica

en corriente son las de 380V y 460V (donde se encuentra el mayor porcentaje de carga de

máquinas rotativas).

Los valores de tensión, en general se encuentran dentro de los límites permisibles por la

norma NTC 1340 para cada uno de los niveles medidos.

a) Potencias y Factores de Potencia

El análisis de las potencias y los factores de potencia, es de gran importancia en el tipo de

estudio desarrollado, debido a que por medio de éste se puede definir la potencia por grupos

significativos de carga, y la influencia de los condensadores sobre el sistema.

Para el caso del sistema eléctrico de la INDUSTRIA PAPELERA, se consideró la

influencia de la operación de los bancos de condensadores en las subestaciones principales,

y aquellos instalados en los puntos de conexión de las máquinas ROTHOMAN Y

LITHOMAN.

La distribución y la magnitud de la potencia eléctrica consumida en cada una de las

subestaciones eléctricas de la industria papelera, se han resumido en la tabla 16:

Tabla 16. Distribución y magnitud de la potencia eléctrica consumida en cada una de

las subestaciones eléctricas de la industria papelera

Ubicación Potencia máxima

[kW]

Potencia promedio

[kW]

Potencia Media

[kVA]

Acometida Principal 1124 696 726

Sub 380V_ 1250 kVA 443 163.7 197

Sub 460V_ 1000 kVA 289 212 230

Sub 220V _ 500 kVA 256 183 203

Sub 220V _ 300 kVA 128 72 80

De este resumen se ha determinado la siguiente distribución de potencias en cada una de las

subestaciones eléctricas de la planta:

Figura 2. Distribución general de potencias

El comportamiento del factor de potencia en los datos generales tomados sólo presentó

deficiencias en la subestación de 380V, pero esto no se refleja en variaciones significativas

en la acometida general. Es recomendable una revisión general del banco de

condensadores de 380V.

5.2.3.4.2 Evaluación de las cargas principales

Las mediciones realizadas de los parámetros eléctricos en estos puntos de la instalación,

tienen como principal objetivo analizar el comportamiento de las principales cargas del

sistema, cuyas potencias son significativas respecto al total de la potencia consumida por la

planta.

Los siguientes resultados son los medidos en las principales cargas y se muestran en la

tabla 17:

DISTRIBUCION GENERALDE POTENCIAS

SUBESTACIÓN 300 KVA7%SUBESTACIÓN 500

KVA19%

SUBESTACIÓN 1000 KVA

32%

SUBESTACIÓN 1250 KVA

42%

Tabla 17. Medidas tomadas en las cargas principales

Ubicación Tensión

promedio

[kV]

VTHD [%] Corriente

promedio [A]

ITHD [%] Factor de Potencia

promedio

LITHOMAN 1 0.386 4.073 207.03 28.77 0.891

LITHOMAN 2 0.385 4.46 250.3 41.18 0.869

Totalizador 460 V 0.460 4.037 288.13 18.89 0.93

a) Análisis sobre Cargas Principales

Para la evaluación de las cargas del sistema, se tomaron como base las mediciones

realizadas en los alimentadores primarios, aguas abajo de los totalizadores de cada una de

las subestaciones.

; Tensiones, corrientes y distorsiones armónicas

Las tensiones y corrientes en las subestaciones y tableros principales, se consideran que

cumplen con los requerimientos mínimos para la correcta operación de las máquinas.

Los puntos más críticos para la instalación son las distorsiones armónicas en tensión, que

varían en promedio entre 3.16% hasta 5.73%, y las distorsiones armónicas en corriente

varían entre el 4.3% y el 43%. Estos valores de distorsión armónica indican una gran

variedad de cargas por lo cual se consideró para la implementación del modelo del sistema

en el software EasyPower, es suficiente un modelo basado en parámetros concentrados

(equivalentes) de los circuitos y cargas primarias de la planta.

; Potencias y factores de potencia

Para el análisis de la potencia eléctrica en cada una de las subestaciones, se elaboraron

gráficas de resumen, que ofrecen un panorama general de la distribución de cargas en cada

una de los centros de distribución.

1. Subestación 1250 kVA 380V - Rotativas.

Figura 3. Distribución de potencias en S/E de 1250 KVA

2. Subestación 1000 kVA 460V - Rotativas y fuerza

Figura 4. Distribución de potencias en S/E de 1000 KVA

DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 1250 KVA

LITHOMAN 131%

LITHOMAN 237%

TOTALIZADOR TD 05

32%

DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 1000 KVA

MULLER 1 1%MULLER 2

1%

TOTALIZADOR TD 072%

ROTHOMAN TD440%

TOTALIZADOR TD 06

56%

Otras cargas en consideración se encuentran en las subestaciones de 500 y 300 kVA

distribuidas de la siguiente manera:

3. Subestación 500 kVA - 220V - Libros.

Figura 5. Distribución de potencias en S/E de 500 KVA

4. Subestación 300 kVA 220 V - Libros (2)

Figura 6. Distribución de potencia en S/E de 300 KVA

DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 500 KVA

OFICINAS Y LABORATORIO

9% TALLER8%

TD COMPRESORES12%

TD PLEGADORAS23%

TD PLANETAS30%

MAQUINAS CIRCULARES

18%

DISTRIBUCION DE POTENCIAS EN SUBESTACION 300 KVA

TOT C5A TD TRAFO 300

16%

TOT C2A TD TRAFO 300

19%

PLANETA 6B22%

PLANETA 743%

Dentro del análisis realizado de los factores de potencia en las cargas, se puede concluir que

éstos son bajos, demostrando la necesidad de tener compensación reactiva en los diferentes

puntos del sistema para el beneficio de los transformadores y del consumo general de

energía reactiva.

5.2.3.4.3 Verificación de la información capturada en campo y modelamiento del

sistema eléctrico en el software para análisis de sistemas de potencia EasyPower.

Las simulaciones fueron desarrolladas por personal con conocimientos en el manejo de

programas computacionales, y cedidas para el desarrollo de esta aplicación. Estas se pueden

ver en el anexo B (medio magnético).

5.2.3.4.4 Validación del modelo implementado

a) Modelamiento del sistema

Como parte importante del estudio desarrollado, se efectuó un proceso de modelamiento

del sistema eléctrico de la industria papelera, en el software para análisis de sistemas de

potencia “EasyPower”.

Para el desarrollo del modelo, fueron utilizados datos levantados en campo y los resultados

de las mediciones efectuadas en los diferentes circuitos del sistema de la industria en

mención.

Los resultados del modelo, fueron contrastados contra las mediciones efectuadas en campo,

y se seleccionó una condición de carga que fuese representativa de las condiciones

normales de operación de la planta. Con base en el modelo implementado, se efectuaron

diversas simulaciones encaminadas a determinar las posibles soluciones a los problemas de

armónicos que se encontraron en el sistema. Estas soluciones se presentan en los casos de

simulación, y se resumen en las tablas que se presentan en secciones posteriores.

En los casos simulados, se analizaron condiciones tales como la adición de filtros

armónicos, utilización de compensación reactiva en niveles de media tensión, y casos

donde se incluyen las dos alternativas anteriores.

b) Aspectos considerados en la implementación del modelo

Para la implementación del modelo del sistema eléctrico de la industria papelera en el

software EasyPower, se tuvieron en cuenta los siguientes aspectos:

Datos de la configuración del sistema.

Diagramas unifilares existentes.

Datos de placa de los equipos.

Tipos de cargas (lineales y no-lineales), y sus espectros armónicos medidos.

Longitud, calibres y disposición de los conductores.

Datos medidos de potencia, factores de potencia y contenidos armónicos en

alimentadores primarios y cargas principales de la planta.

Con toda la anterior información se desarrolló el modelo utilizado en el análisis, el cual se

verificó mediante comparaciones con los mediciones efectuadas.

En el modelo se hizo énfasis los siguientes niveles de tensión: 34.5 kV, 11.4 kV, 460 V y

380 V. En niveles inferiores de tensión, los modelos se implementaron por medio de

sistemas equivalentes, debido principalmente a que el sistema de 220 V, sólo representa

cerca de un 21% de la carga total del sistema.

Sin embargo, el sistema de 220 V fue tenido en cuenta hasta los alimentadores primarios a

la salida de los transformadores.

5.2.3.4.5 Análisis del sistema, simulaciones y diseño de soluciones

En las simulaciones efectuadas y diseño de soluciones, se efectuaron los siguientes

cálculos:

• Cálculos de Flujo de Potencia: por medio de éstos, se determinaron las tensiones,

corrientes, potencias activa y reactiva, niveles de tensión, factores de potencia y

verificación de las capacidades de transformadores y de conductores.

• Cálculos de Cortocircuito: por medio de éstos, se determinaron los niveles de

corrientes de cortocircuito en todos los niveles de tensión del sistema eléctrico de la

industria papelera. Se presentan los resultados de corrientes simétricas y asimétricas de

cortocircuito trifásico. Estos cálculos sirven de base para el cálculo de los límites de

distorsiones armónicas en corriente al interior del sistema.

• Cálculos de Armónicos: mediante estos cálculos se presentan los niveles de distorsión

armónica en tensión y en corriente, factor K de los transformadores, tensiones y

corrientes RMS equivalentes, factores de derrateo de transformadores, evaluación del

cumplimiento de la norma IEEE 519/1992 en el punto de acople común (PCC).

En 34.5 kV (medidor de energía), y características típicas de operación del sistemadesde los diferentes niveles de tensión, presentadas por medio de barridos defrecuencia.

• En algunos de los casos simulados no se presentaron los niveles de corrientes de

cortocircuito, debido a que éstos son los mismos del caso base.

Para el análisis del comportamiento del sistema eléctrico de potencia de la planta, se

simularon o analizaron varias alternativas, las cuales se resumen en la tabla a continuación:

Tabla 19. Simulación y análisis de las diferentes alternativas de solución

Item Nombre del caso Descripción

1 Caso baseConfiguración normal de operación del sistema de la industria

papelera.

2 Caso 2Sistema eléctrico con todos los bancos de condensadores

desconectados.

3 Caso 3Adición de filtros de armónicos en máquinas LITHOMAN 1 y

2, ROTHOMAN y en barrajes de 380 y 440V.

4 Caso 4El mismo caso 3, pero con filtros adicionales en los barrajes de

220V.

5 Caso 5Compensación reactiva en media tensión (34.5 kV) y retiro de

bancos de condensadores al interior del sistema.

6 Caso 6Compensación reactiva en media tensión por medio de un

filtro RC.

7 Caso 7El caso anterior pero con la adición de un filtro en el barraje de

entrada de la máquina LITHOMAN 2.

8 Otros Casos

Dentro de las alternativas evaluadas se encuentran otros casos

que fueron considerados dentro del análisis, algunos de los

cuales se presentan en secciones posteriores.

5.2.3.4.6 Análisis de las soluciones planteadas

Para las alternativas evaluadas dentro del análisis del sistema, simulaciones y diseño de

soluciones se tienen los siguientes comentarios:

1. Caso base

Este caso corresponde con las condiciones de operación normal en el sistema eléctrico de la

industria papelera.

Para el modelamiento, se tuvo en cuenta una condición de carga que fuese representativa de

la operación normal de la planta, manteniéndose en niveles cercanos a sus condiciones de

carga máxima.

Esta condición se tomó como un consumo total de la planta de 1MW de energía activa, con

un factor de potencia de 0.96.

; Flujo de Potencia

Como resultado del modelamiento, no se encontraron problemas de sobrecargas en equipos

ni de bajo factor de potencia. Las tensiones se encuentran en niveles adecuados para la

operación de los equipos.

; Armónicos

Las distorsiones armónicas en todos los niveles de tensión del sistema, se encuentran por

encima de los límites establecidos por las recomendaciones de la NORMA IEEE 519/1992.

En especial, es de considerar que los límites de corriente establecidos para el punto de

acople común entre CODENSA y de la industria papelera al nivel de 34.5 kV, se

sobrepasan ampliamente, ocasionando que no se cumpla con las regulaciones establecidas

en la CREG 070 /1998.

Por las anteriores razones, es necesario plantear alternativas de solución al problema de los

armónicos, que permitan el cumplimiento de las regulaciones vigentes.

2. Caso 2

Bajo las mismas condiciones de carga de la planta, se simuló el caso de operación sin

condensadores. Lo anterior para evaluar el efecto de la presencia de los condensadores en

el sistema, desde el punto de vista de los armónicos.

; Flujo de Potencia

En este caso, el factor de potencia se redujo hasta 0.75, con las condiciones de carga

tomadas como base para el análisis.

El consumo de potencia del sistema es de 1009 kW y 884 kVAr. Si se considera que para

un factor de potencia de 0.9, la potencia reactiva no debe superar 504 kVAr, se tienen 380

kVAr adicionales de consumo. Con el fin de estimar el costo de este consumo de energía

reactiva en el sistema eléctrico de planta, se tomó un costo de 80 pesos por kVArh, por lo

tanto, el costo en energía reactiva durante una hora será de 380 x 80 = $30.400, que en un

día se convierten en $729.600 y en un mes en $21´888.000. En un año el costo será de

$262´656.000.

Como se observa, el costo en energía reactiva será alto si se opera sin los condensadores,

por lo tanto, desde el punto de vista económico, la operación sin los bancos de

condensadores no se considera una solución adecuada.

En cuanto a la cargabilidad de los transformadores y los conductores, se encontró que no se

superan los valores de capacidad máxima, por lo tanto es posible la operación en estas

condiciones. Sin embargo, se debe tener en cuenta que para que en las grandes máquinas

no presenten problemas en su arranque, se debe reforzar la acometida de las mismas.

; Armónicos

La operación del sistema sin condensadores hace que las distorsiones armónicas en todos

los niveles de tensión del sistema, se reducen en forma considerable, manteniéndose por

debajo de los límites establecidos por las recomendaciones de la NORMA IEEE 519/1992.

En la tabla 20 se presentan las distorsiones armónicas en el punto de acople común en 34.5

kV, para cada uno de los casos evaluados.

Es de resaltar, que en el PCC las distorsiones armónicas en corriente se reducen alrededor

de un 80%, lo cual indica que los condensadores son los mayores causantes de los altos

niveles de distorsión armónica encontrados.

Como conclusión, se tiene que la operación sin condensadores no es factible en la

actualidad, debido a los altos costos que implicaría el pago de energía reactiva a la empresa

distribuidora de energía. Por lo anterior, se debe establecer una solución que al mismo

tiempo compense la energía reactiva y reduzca los niveles de armónicos.

3. Caso 3

En este caso se plantea la adición de filtros de armónicos en los puntos de mayor

generación de armónicos, los cuales son: los barrajes de las máquinas LITHOMAN 1,

LITHOMAN 2 y ROTHOMAN, y los barrajes generales de 380 V y 460 V. Los filtros

fueron dimensionados para compensar la potencia reactiva y para filtrar armónicos del

orden 5 y 7.

Estos filtros son del tipo red L-C resonante, en los sitios donde se adicionaron los filtros se

retiraron los bancos de condensadores existentes. Para mayor detalle ver el anexo B (medio

magnético).

; Flujo de Potencia

Las condiciones de flujo de potencia, no fueron muy diferentes al caso base, ya que los

filtros se dimensionaron para compensar la potencia reactiva. Por lo anterior, se puede

concluir que la adición de los filtros propuestos no afecta el consumo final de energía

eléctrica en la planta.

; Armónicos

En este caso, las distorsiones armónicas en el sistema se redujeron en comparación con el

caso base. En el PCC por ejemplo se tienen distorsiones armónicas de 8.4 % en corriente y

de 2.2 % en tensión. Al evaluar el cumplimiento de la NORMA IEEE 519/1992 bajo estas

condiciones, se encontró que los niveles de armónicos se encuentran por debajo de los

límites, por lo tanto, es evidente que esta solución ayuda a la reducción de los problemas de

armónicos en la planta. Se recomienda que al implementar cualquier tipo de solución, se

deben efectuar mediciones luego de la puesta en funcionamiento de los mismos, para afinar

los filtros que dispongan de ajustes, y garantizar que éstos se encuentran cumpliendo las

funciones para las cuales fueron especificados.

Es importante mencionar que con esta solución, se logra el cumplimiento de la

recomendación IEEE 519/92 en el PCC, pero en el sistema de 220 V se puede esperar un

aumento en la distorsión armónica hasta un 4.1% en tensión y un 26% en corriente (los

niveles actuales son 3.5% en THD en tensión y 19% en THD de corriente).

4. Caso 4

En este caso se plantea la adición de filtros de armónicos en los barrajes de las máquinas

LITHOMAN 1, LITHOMAN 2 y ROTHOMAN, en los barrajes de las subestaciones de

380 V, 460 V y 220 V.

Los filtros fueron dimensionados para compensar la potencia reactiva y para filtrar

armónicos del orden 5 y 7. Los filtros son del tipo red L-C resonante.

En los sitios donde se adicionaron los filtros, se retiraron los bancos de condensadores

existentes. Para mayor detalle ver el anexo B (medio magnético).

; Flujo de Potencia

Las condiciones de flujo de potencia, no fueron muy diferentes al caso base, ya que los

filtros se dimensionaron para compensar la potencia reactiva.

; Armónicos

En este caso, las distorsiones armónicas en el sistema se redujeron considerablemente con

respecto al caso base, en todos los niveles de tensión.

En el PCC por ejemplo se tienen distorsiones armónicas de 6.3% en corriente y de 2.1% en

tensión. Al evaluar el cumplimiento de la recomendación IEEE 519/1992 bajo estas

condiciones, se encontró que los niveles de armónicos se encuentran por debajo de los

límites, cumpliendo con las disposiciones de la CREG.

Por lo anterior, ésta es considerada como una de las soluciones más recomendables para los

problemas de armónicos existentes en la actualidad en la planta.

5. Caso 5. Condensadores en media tensión

Dado que los condensadores en baja tensión han sido definidos como el punto más crítico

dentro de las distorsiones armónicas, en este caso se plantea la adición de condensadores en

34.5 kV.

Estos condensadores tienen como finalidad compensar la potencia reactiva que se consume

en el sistema eléctrico de la planta. De igual forma se retiran todos los bancos de

condensadores existentes en la planta en baja tensión. Para este caso se ha considerado la

limitante del banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, el cual es necesario

para el arranque de la misma. En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea

el refuerzo de la acometida para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque

de las mismas.

El banco de condensadores estimado para ser instalado en 34.5 kV, es de 400 kVAr (fijos),

los cuales deben compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier

condición de carga.

Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).

; Flujo de Potencia

Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1006 kW y 391

kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia promedio de 0.93.

Se evaluaron las capacidades de los transformadores y conductores del sistema bajo estas

condiciones, y se determinó que en el transformador de 500 kVA que alimenta la máquina

LITHOMAN 2, se pueden presentar problemas de sobrecalentamientos, debido a la fuerte

presencia de armónicos fluyendo a través de éste. Ese flujo anormal de armónicos es

ocasionado por una resonancia entre el transformador y el banco de condensadores, que

ocasiona que los armónicos de corriente inyectados por los demás equipos en el sistema

fluyan hacia el banco de condensadores.

; Armónicos

En este caso, no se observa una notoria mejoría en las distorsiones armónicas, debido a que

como se mencionó anteriormente, se produce una resonancia en el sistema hacia el 7º

armónico .

Ocasionada por el banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, y otro punto de

resonancia hacia el armónico 17 ocasionado por el banco de condensadores en media

tensión. Los niveles de distorsión en el punto de acople común están en 4.1% en tensión y

en 26.2% en corriente. La distorsión en corriente supera los límites establecidos en las

recomendaciones de la norma IEEE 519/1992.

Por lo anterior, esta alternativa no es recomendable debido a que los niveles de distorsión

armónica se mantienen altos tal como se mencionó y se puede tener problemas con el

transformador que alimenta la máquina LITHOMAN 2.

6. Caso 6. Adición de un filtro R – C en media tensión

En este caso se plantea la adición de un filtro tipo R-C en 34.5 kV, en lugar de sólo

condensadores.

Este filtro tiene como finalidad compensar la potencia reactiva que se consume en el

sistema eléctrico de la planta y evitar que se presenten resonancias con los condensadores,

que incrementen los niveles de armónicos.

En cuanto a los condensadores existentes al interior de la planta, se retiran todos con

excepción del banco de condensadores de la máquina LITHOMAN 2, por razones técnicas

en el arranque de la misma. En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea el

refuerzo de la acometida para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque de

las mismas.

El banco de condensadores estimado para ser instalado en 34.5 kV, es de 400 kVAr, los

cuales deben compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier

condición de carga.

Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).

; Flujo de Potencia

Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1010 kW y 391

kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia de 0.93.

Al igual que en el caso anterior, se evaluaron las capacidades de los transformadores y

conductores del sistema bajo estas condiciones, y se determinó que en el transformador de

500 kVA que alimenta la máquina LITHOMAN 2, se pueden presentar problemas de

sobrecalentamientos, debido a la fuerte presencia de armónicos fluyendo a través de éste.

; Armónicos

En este caso, se observa una notoria mejoría en las distorsiones armónicas, pero aún se

mantiene el punto de resonancia hacia el armónico 7, ocasionado por el banco de

condensadores de la máquina LITHOMAN 2.

Los niveles de distorsión en el punto de acople común están en 2.8 % en tensión y en

18.4% en corriente. La distorsión en corriente supera los límites establecidos en las

recomendaciones de la norma IEEE 519/1992, por lo tanto no se recomienda esta

alternativa de solución.

7. Caso 7. Filtro R – C en media tensión y filtro L – C en equipo LITHOMAN 2

En este caso se plantea la adición de un filtro tipo R-C en 34.5 kV y de un filtro sintonizado

L-C en la máquina LITHOMAN 2. Estos filtros tienen como finalidad compensar la

potencia reactiva que se consume en el sistema eléctrico de la planta y evitar que se

presenten resonancias con los condensadores, que incrementen los niveles de armónicos.

En cuanto a los condensadores existentes al interior de la planta, tal como en el caso

anterior, todos son retirados, y en la máquina LITHOMAN 2 se adiciona un filtro

sintonizado para el quinto armónico, el cual compensa la potencia reactiva de la máquina y

ayuda en el arranque de la misma.

En las máquinas LITHOMAN 1 y ROTHOMAN se plantea el refuerzo de la acometida

para reducir las caídas de tensión en los momentos de arranque de las máquinas.

El filtro calculado es de 400 kVAr a 34.5 kV con una resistencia en serie de 25 ohmios, el

cual debe compensar el consumo de potencia reactiva de la planta, en cualquier condición

de carga..

Los resultados de la simulación efectuada se presentan en el anexo B (medio magnético).

; Flujo de Potencia

Según las simulaciones efectuadas, se tiene que en la acometida fluyen 1010 kW y 387

kVAr con lo cual se tiene un factor de potencia de 0.93.

Se evaluaron las capacidades de transformadores y conductores eléctricos y se determinó

que no se presentan problemas de sobrecargas ni de tensión en el sistema.

; Armónicos

En este caso, se observa que las distorsiones armónicas se reducen en forma considerable,

en todos los niveles de tensión del sistema.

En cuanto al punto de acople común en 34.5 kV, se tiene una distorsión del 11.8% en

corriente y del 2.5% en tensión, y respecto a la norma IEEE 519/1992, se cumplen las

recomendaciones establecidas en la misma.

Tabla 20. Resumen de potencias y distorsiones armónicas en el alimentador principal

a 34.5 kV

Potencia en 34,5kV Distorsión Armónica en el PCC 34.5 kV

CASOSkW KVAr FP VTHD ITHD ITHD

(IMPARES)

[LÍMITE 15%]

ITHD (PARES)

[LÍMITE

3.75%]

CUMP.

IEEE 519

Caso base 1003 170 0.98 2.4% 31.3% 28.19% 5.25% No

Caso 2 1009 884 0.75 2.5% 5.6% 6.71% 2.23% Sí

Caso 3 1005 290 0.96 2.2% 7.5% 6.44% 3.16% Sí

Caso 4 1006 280 0.96 2.1% 6.3% 5.13% 3.75% Sí

Caso 5 1006 391 0.93 4.1% 26.2% 25.66% 6.16% No

Caso 6 1010 391 0.93 2.8% 18.4% 17.32% 5.98% No

Caso 7 1010 387 0.93 2.5% 11.8% 11.36% 3.39% Sí

En la tabla anterior se presenta un resumen de las potencias, factores de potencia, factores

de distorsión armónica en tensión y corriente, y se evalúa el cumplimiento con la Norma

IEEE 519. Como se puede observar, los casos 2, 3, 4 y 7, cumplen con los requisitos de la

norma, pero los más recomendables son los casos 4 y 7 en los que además de solucionar los

problemas de armónicos en el sistema, se compensa el consumo de potencia reactiva.

8. Otros casos evaluados

Adicionalmente a los casos presentados, se evaluaron otras alternativas de solución, las

cuales se resumen en la tabla 21.

En los casos evaluados, se consideraron los siguientes:

• Sistema de la planta con la máquina LITHOMAN 2 fuera de servicio.

• Sistema de la planta con la máquina LITHOMAN 1 fuera de servicio.

• Cambio del transformador de 1.25 MVA a uno de 2 MVA.

• Caso en el que no se tiene distorsión armónica en 34.5 kV sin la presencia de la planta.

• Adición de un transformador de 1 MVA a 34.5 kV para alimentar exclusivamente la

máquina LITHOMAN 2.

• El mismo anterior pero con filtro RC en 34.5 kV, y sin los condensadores en el resto del

sistema.

Tabla 21. Resumen de distorsiones armónicas de otros casos evaluados.

Distorsión Armónica en el PCC 34.5kV

CASOSVTHD

[LÍMITE 5%]

ITHD ITHD

(IMPARES)

[LÍMITE 15%]

ITHD (PARES)

[LÍMITE

3.75%]

CUMP.

IEEE 519

Sistema Normal 2.4% 31.3% 28.19% 5.25% No

Sist. Sin Lithoman 2 2.4% 26.8% 19.3% 3.23% No

Sist. Sin Lithoman 1 2.4% 35.1% 25.33% 4.19% No

Cambio Trafo. 1.25 a 2

MVA2.7% 33.5% 30.3% 5.19% No

Sin distorsión armónica en

34.5 kV1.1% 20% 17.42% 4.74% No

Lithoman 2 en 34.5 kV 2.54% 22.2% 20.26% 3.76% No

Lithoman 2 en 34.5 kV más

filtro RC en 34.5 kV2.7% 15.1% 14.07% 3.01% Sí

De los resultados obtenidos con estas evaluaciones, se encontró que el único que permite

que se cumplan los límites establecidos por la IEEE 519/92, es el caso en el cual se tienen

filtros en 34.5kV. Este caso se puede considerar como una alternativa de solución

aceptable que debe evaluarse desde el punto de vista económico, al igual que los casos 3,4

y 7 presentados anteriormente.

9. Observaciones de los resultados de las simulaciones

Con base en las simulaciones efectuadas y las diversas alternativas de solución planteadas,

se tienen las siguientes recomendaciones:

• Los problemas de altas distorsiones armónicas en el sistema eléctrico de la industria

papelera, son ocasionados por una combinación de factores, entre éstos la alta cantidad

de cargas de tipo no lineal existentes en la planta, la presencia de numerosos bancos de

condensadores que ocasionan que los armónicos se magnifiquen, y los armónicos

existentes en la red de media tensión de CODENSA.

• Con la simulación efectuada en el caso 2, en donde no se utilizaron bancos de

condensadores en todo el sistema eléctrico, se determinó que los armónicos se deben en

un 80% a problemas de resonancias entre los condensadores y las reactancias propias de

los equipos del sistema.

• Debido al bajo factor de potencia de las cargas de la planta, es requerido que se efectúe

compensación reactiva en la instalación, y teniendo en cuenta que los bancos de

condensadores magnifican los problemas de armónicos, se plantea la solución de

compensar la potencia reactiva por medio de filtros de armónicos, los cuales

adicionalmente, ayudan en la disminución de las frecuencias armónicas indeseadas.

• Las soluciones planteadas en los casos 4 y 7 son las más recomendables desde el punto

de vista técnico por cuanto se reducen los niveles de armónicos de manera que se

cumple con los requisitos de la recomendación IEEE 519 y de la CREG 070/1998, al

mismo tiempo que se compensa la potencia reactiva consumida por las cargas en la

planta.

5.2.4 Recursos

Para la captura de la información, se utilizaron las siguientes herramientas de medición y de

análisis:

1. Analizadores RPM para el análisis principal de fenómenos armónicos dentro de la

instalación, incluyendo acometidas eléctricas y cargas principales al interior de la

planta.

2. Analizadores de espectro FLUKE 41, para el análisis de cargas menores y alimentadores

de cargas no prioritarias dentro del análisis.

3. Analizadores de redes AR4 y AR5, utilizados para la determinación de los espectros

armónicos en diferentes puntos del sistema, y como complemento a las medidas

realizadas con el analizador RPM.

4. Software de análisis de sistemas de potencia EASYPOWER®, para el modelamiento y

simulaciones del sistema y las alternativas de solución a los problemas de armónicos.

5.2.5 Normas y documentos de referencia

Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los

valores permitidos o considerados como aceptables, por las normas y recomendaciones

nacionales e internacionales, las cuales se indican a continuación:

Ø NORMA IEEE 519-1992 Distorsiones armónicas permisibles.[16]

Ø NORMA ICONTEC 1340 - 1999 y ANSI C84.1 Variaciones de la tensión de la red

en estado ESTABLE en +5 % y -10 % con respecto al valor nominal. [7]

Ø Recomendaciones NFPA 70B. Recommended practice for electrical equipment

Maintenance. 1998 Ed. [2]

5.2.6 Conclusiones y recomendaciones

A través del análisis de los resultados obtenidos, tanto en campo como en las simulaciones

realizadas al sistema bajo estudio, se obtuvieron las siguientes conclusiones:

1. Los niveles generales de tensión y corriente se consideran estables respecto a otras

mediciones tomadas anteriormente en la planta, sin embargo, se debe tener en

cuenta que algunas mediciones de carga en las subestaciones de 1000 kVA y 1250

kVA se encontraron más bajas, por lo que para el análisis y el modelo fueron

utilizadas medidas anteriores en estos puntos del sistema.

2. Es importante resaltar que para el modelamiento del sistema fue utilizado un nivel

alto de operación del sistema (no el máximo), debido a que las condiciones de

producción de la planta son variables en el tiempo. Esta característica hace que los

modelos analíticos deban tener en cuenta las posibles potencias máximas de

operación y las más bajas, de tal forma que sea posible plantear soluciones acordes

con los puntos más probables de operación.

3. Las soluciones planteadas se basan en el hecho de que las altas contaminaciones

armónicas en corrientes presentes en la instalación indican que la industria papelera

es un agente contaminante en el sistema eléctrico.

Sin embargo, se debe aclarar que no es el único que introduce armónicos en elsistema, por lo que se recomienda llevar el estudio aguas arriba, involucrando aCODENSA, y a los demás del circuito de alimentación en media tensión.

4. De los resultados obtenidos, se hace evidente que para la solución de los problemas

de armónicos encontrados, se requiere de una alta inversión por parte de la planta,

por lo tanto se debe analizar la situación y plantear estrategias a seguir para la

implementación de estas soluciones.

5. Igualmente, se debe tener en cuenta que las soluciones a los problemas de

armónicos al interior de la planta, ayudan a mejorar las condiciones de alimentación

de todas las cargas en el sistema, reduciendo así el número de salidas debidas a

fenómenos eléctricos internos de la planta.

5.2.8 Análisis de beneficios – costos

Item Descripción Operación Total

A Costo de hora parada en proceso $14’000.000

B Número de horas paradas al año 40 h

C Costo de parada al año A x B $560’000.000

D Porcentaje de fallas eléctricas sobre el total

de horas de parada

40 %

E Costo de parada por fallas eléctricas C x D $224’000.000

F Costo aproximado de aplicación de la

metodología

$25’000.000

G Costo aproximado de soluciones $60’000.000

H Relación Beneficios / Costo E / (F + G) 2.63 %

5.2.9 Beneficios

; Se obtuvo información de los principales problemas que afectaban la calidad de la

potencia de la planta, además se encontró que en el mismo circuito se excedían los

niveles de armónicos permitidos en la red.

; Se determinaron con exactitud cuales eran las fuentes que originaban los problemas

en el sistema de la planta.

; El costo de inversión por parte de la planta para solucionar sus problemas es

económicamente viable con relación a las pérdidas que esta presentaba.

5.2.10 Restricciones

; Una solución definitiva involucra análisis y verificaciones similares en los otros

clientes ya que como lo dijimos anteriormente el sistema de alimentación se

encuentra contaminado, lo que incrementaría el costo y tiempo de este estudio.

5.3 ANALISIS Y METODOLOGIA PARA LA EVALUACIÓN DE PROBLEMAS

DE CALIDAD DE POTENCIA ELÉCTRICA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

5.3.1 Objetivo

Esta metodología tiene como objetivo, que las empresas distribuidoras de energía realicen

una evaluación de los problemas de calidad de potencia eléctrica suministrada, con el fin de

caracterizar aquellos parámetros presentes en el sistema, se ha escogido un circuito

industrial cualquiera para cumplir con el objetivo propuesto por la naturaleza y el

comportamiento en el tiempo de las cargas conectadas en el mismo.

5.3.2 Procedimiento de la metodología

La metodología propuesta para evaluar la calidad de la potencia eléctrica, es el desarrollo

de unos procedimientos que se describen a continuación:

S Conocimiento del problema.

S Análisis preliminar.

S Planificación del trabajo.

S Equipos de medida empleado.

S Post-procesamiento de la información recolectada en campo.

S Referencias y normas utilizadas

A continuación se describe cada uno de estos pasos.

5.3.2.1 Conocimiento del problema

En esta fase se evalúan las condiciones reales en que se encuentra el circuito de

distribución, procurando obtener la mayor cantidad de información acerca de las

ocurrencias y duración de los problemas que lo afectan.

5.3.2.2 Análisis preliminar

Éste se realiza mediante la Identificación de las cargas conectadas al circuito, ya sea por

que reciben o generan perturbaciones, además de la evaluación de todas las fuentes

(elementos activos y/o pasivos) de energía eléctrica disponibles en el sitio. Se realiza un

levantamiento del plano unifilar del circuito desde el alimentador principal de alta o de

media tensión, hasta las cargas principales de dicho circuito.

5.3.2.3 Planificación del trabajo

Después del análisis preliminar, se planifica cuidadosamente el trabajo a realizar en campo,

para evitar tener que regresar al circuito en mención con el fin de tomar mediciones

faltantes.

De un correcto planeamiento se obtienen los datos adecuados y necesarios para los análisis

posteriores.

5.3.2.3.1 Plan de medición.

Objetivo

El plan de medición tiene como objetivo, realizar mediciones en cada uno de los puntos

seleccionados, para hacer un seguimiento del comportamiento de los parámetros eléctricos

tales como tensión, corriente, potencia, factor de potencia y distorsiones armónicas como

mínimo y así caracterizar su comportamiento mediante herramientas estadísticas.

A continuación se describe los pasos que contiene esta fase:

En el estudio de un circuito es necesario evaluar por lo menos tres puntos a lo largo de éste

(inicio – mitad – final).

a. Donde medir?

De acuerdo con las experiencias obtenidas por los investigadores del tema, el punto

de acople común (PCC), definido como el punto donde se conecta el circuito de

distribución a la subestación y los clientes (ó cargas) al circuito, son los puntos

indicados para realizar la medición, no solo para realizar el estudio de caracterización

sino también para realizar el seguimiento a los límites que establecen las normas.

b. Como medir?

Para tal fin en cada punto seleccionado dentro del circuito a analizar se procede a

instalar equipos de medidas en el punto de acople común (PCC) del circuito en la

subestación a la salidas de las celdas y en los clientes en los puntos de conexión al

circuito, permitiendo el registro de los parámetros fundamentales de la carga, es decir

su tensión y corriente en las tres (3) fases a través de un muestreo realizado en un

tiempo determinado y durante un periodo de una semana completa.

c. Que variables medir?

Con el objeto de conocer el comportamiento tanto de las señales de tensión

suministrada por la empresa distribuidora a sus clientes como de las señales de

corriente que fluyen desde las subestaciones de la empresa hacia las cargas de los

clientes se aconseja realizar una medición trifásica simultánea de las tres (3) señales

de tensión y tres (3) de corriente, factor de potencia, distorsión armónica total de

tensión y corriente, fluctuaciones de tensión, frecuencia, potencia activa, reactiva y

aparente.

d. Cuanto tiempo medir y cada cuanto realizar el muestreo?

Se llego a la conclusión de que en general una medición que se realice durante una

semana completa permite identificar el comportamiento de las cargas de una manera

cíclica. Ahora para la otra pregunta, es decir la del muestro, tiene una importancia

grande por que si se desea realizar un análisis estadístico la influencia de un

comportamiento estará ligada no solo a la calidad sino también a la cantidad de

información que se pueda recolectar. A este respecto se opta por realizar el muestreo

de acuerdo a la capacidad de adquisición de datos del equipo de medida.

5.3.2.4 Equipos de medida empleados

Para la medida se utilizan por lo menos dos equipos de medida (analizadores de redes), de

tipo trifásico, con capacidad de capturar eventos y parámetros de calidad de potencia (entre

más parámetros mida mejor). Se recomienda que los equipos sean de la misma marca,

especificación y rangos de medida, para que sea más sencillo correlacionar la información

registrada por éstos. Adicionalmente, los equipos deben estar adecuadamente calibrados y

patronados.

Se instala un equipo en la subestación a la salida de la celda durante todo el tiempo que

dure la medición, y simultáneamente se realizan mediciones en la acometida principal de

los clientes utilizando otros equipos de medida. Entre más equipos se puedan disponer

simultáneamente, mejor será la calidad de la información que se registre, y menor el tiempo

de duración del diagnóstico en campo.

Con respecto a la instalación del equipo de medida en campo, esta puede realizarse de

diferentes maneras dependiendo de las condiciones del circuito y/o de la carga a analizar.

Puede hacerse la medición de corriente en forma directa (utilizando pinzas amperimétricas)

que se suministran con el equipo para diferentes rangos de corriente o por conexión a través

de shunt cuando la medición se realiza a través de transformadores de corriente, la

medición de tensión puede realizarse directamente a nivel de baja tensión o a través de

transformadores de potencial en media o alta tensión.

En forma complementaria, se puede realizar un registro fotográfico del circuito en estudio,

para hacer más didáctico y de fácil entendimiento el informe final.

5.3.2.4.1 Analizador de redes

Este instrumento se utiliza para medir, calcular y guardar en memoria los principales

parámetros eléctricos en una red (ver anexo B).

Especificaciones

ø Cantidad de canales: 6 (3 de tensión, 3 de corriente).

ø Rango de tensión: valor eficaz de 10 a 700 V.

ø Tensiones transientes: 50 – 6000 Vpk

1 microsegundo de duración mínima.

Precisión: ± 10% indicación ± 1% a plena escala.

ø Resolución de tensión: 14 bits, 90 milivoltios.

ø Precisión de la tensión: ± 1% de plena escala, 0.05% típica.

ø Tiempo de respuesta de valor eficaz: 1 ciclo.

ø Medición de frecuencia: 30 - 450 Hz, precisión de ± 0.2% de la indicación.

ø Frecuencia de muestreo de impulso: pico de 100 - 6400 V.

ø Resolución de impulso: 10 bits, 12 voltios.

ø Precisión de impulso: 5% de plena escala.

ø Medición de armónicos: 0 - 63 armónico, ángulo de fase, magnitud.

ø Potencia operativa: 85 - 264 V AC, 47 - 440 Hz, 10 - 15 CC, 40 VA.

ø Temperatura de trabajo: 41 ºF a 113 ºF

5 ºC a 45 ºC

Húmedad: 10% al 90% sin condensación.

ø Gabinete: resistente, protegido contra goteo (estándar) a prueba de intemperie y

ambiente hóstil y contra radiaciones electromagnéticas.

ø Pinza amperimétrica para medida (ver anexo B).

Especificaciones:

S Rango de medida: 1500 / 5 A, 2500 / 5 A, 3000 / 5 A.

S Sobrecarga: 120% continuos, 250% por 5 minutos.

S Frecuencia: de 45 a 9000 Hz.

S Aislamiento: 5500 V rms, 60 Hz por minuto.

S Rango de salida: 3 VA a 30 VA.

S Clase de precisión: 0.5

Ventajas:

i. Permite un análisis digital de la información intercambiando la información obtenida

a cualquier base de datos para su posterior análisis.

ii. Permite la captura de información en intervalos de tiempo muy pequeños

por lo que se logra obtener variaciones pequeñas de los parámetros analizados.

iii. Permite la captura de una gran cantidad de información por medio de un solo equipo.

iv. Permite correlacionar eventos capturados con información externa capturada

por quien realiza las mediciones.

Desventajas:

i. El costo de adquisición de este tipo de equipos es alto ( aprox. US$ 40000 ).

ii. El manejo de la información adquirida requiere de herramientas

computacionales adicionales.

iii. Estos medidores no son aptos para trabajos en ambientes corrosivos por

lo que se corre el riesgo de sufrir daños en el equipo muy fácilmente.

5.3.2.5 Procesamiento de la información recolectada en campo

Una vez se dispone de la información recolectada en campo, bien sea utilizando el software

de procesamiento incluido con los equipos de medición o con cualquier otro software

disponible se procede a realizar una evaluación preliminar de los datos obtenidos,

seleccionando la información requerida para el modelamiento en el software y para

determinar cuáles son los clientes más contaminantes y el (los) punto (s) del circuito donde

los problemas son más significativos.

5.3.2.6 Referencias y normas utilizadas

Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los

valores permitidos o considerados como aceptables por las recomendaciones y normas

nacionales e internacionales referentes a la calidad de la potencia.

5.3.3 Beneficios

- Por medio de esta metodología la empresa distribuidora de energía obtendrá una base

de datos, en la cual tendrá un control de toda la información de los principales

problemas de calidad de la potencia eléctrica que afectan a un circuito o sistema de

distribución, y donde fue posible solucionarlos, sabiendo el tipo de clientes, circuito,

ubicación, etc.

- Actualización de información sobre el circuito evaluado.

- Por medio de la utilización de software se puede llevar a cabo la simulación de las

diferentes condiciones de operación del sistema con el fin de analizar y detectar la

situación o casos más críticos.

- Obtención de información para el planeamiento de expansión del sistema de

distribución.

- Identificar agentes contaminantes en el sistema de distribución.

5.3.4 Restricciones

- Es una metodología que puede ser aplicada de forma independiente en el corto plazo,

pero los resultados son reales en el largo plazo.

- Depende del número de equipos instalados en cada uno de los circuitos; en la medida

en que se detecten problemas en varios circuitos será necesario la compra o

adquisición de más equipos.

5.3.5 Conclusiones y recomendaciones

Ø Desde el punto de la calidad de la potencia, las mejoras en ella se obtienen mediante

los diseños, remodelaciones de los actuales circuitos de distribución.

Ø Los diseños obtenidos utilizando programas especializados de optimización (como

Conductor Económico) integrados a sistemas de información geográficos permitirán,

al plasmarse en redes, una mejora sustancial en la calidad de la potencia suministrada.

Ø Implementar y mantener actualizadas las bases de datos con toda la información que

se obtengan de las mediciones descritas, incluyendo una que permita identificara

todos los clientes que son alimentados por cada:

- Alimentador de baja tensión.

- Subestación de distribución MT/BT.

- Alimentador de media tensión.

- Subestación AT/MT.

- Red de alta tensión.

5.4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA AL CIRCUITO DE DISTRIBUCIÓN

LP 11R (FIBREXA) PERTENECIENTE AL SISTEMA DE CODENSA

5.4.1 Objetivo

Este estudio tiene por finalidad presentar los resultados del monitoreo de los parámetros

eléctricos realizado en el circuito que alimenta las instalaciones de clientes industriales

ubicados en Puente Aranda.

Lo anterior con el fin de determinar las condiciones de operación del sistema eléctrico en

general y, en especial, al comportamiento descrito por la tensión, ya que algunos de los

clientes han manifestado su preocupación por variaciones en los niveles de tensión

suministrados por CODENSA.

5.4.2 Procedimiento de la metodología

La metodología aplicada al circuito en estudio evaluó la calidad de la potencia eléctrica y

su desarrollo se describe a continuación:

5.4.2.1 Conocimiento del problema

El circuito LP 11R (FIBREXA) está alimentado por un tensión de 115 kV (Laguneta –

Veraguas – Castellana) y éste, a su vez, alimenta cargas con una tensión de 34.5 kV por

medio de un transformador de 30 MVA.

Los parámetros del circuito son:

Circuito: LP 11R (FIBREXA)

Subestación: LA PAZ

Tensión Nominal: 34500 V

Potencia del transformador: 30 MVA

Tipo de clientes: industriales

Número de clientes: 5

Algunos de estos clientes manifestaban tener alteraciones o variaciones en la tensión que

recibían lo cual afectaba sus equipos y procesos que se desarrollan en cada uno de estos.

5.4.2.2 Análisis preliminar

Las cargas alimentadas por el circuito LP 11R son las siguientes: PLÁSTICOS

FLEXIBLES, IBERGLAS, WEST ARCO, CARTÓN DE COLOMBIA y FIBREXA.

También se evaluarón las fuentes (elementos activos y/o pasivos) existentes en el circuito.

El levantamiento del diagrama unifilar se muestra más adelante.

5.4.2.3 Planificación del trabajo

Se planificó cuidadosamente el monitoreo a realizar, especificando el circuito LP 11R

(Fibrexa), escogiendo el equipo de medida a utilizar programándole previamente los

parámetros eléctricos a medir y la rata de muestreo.

Se debe tener en cuenta que para la aplicación solo se dispone de un equipo de medida por

lo que la disponibilidad de éste es baja, dada la gran demanda de medidas que se deben

realizar.

5.4.2.3.1 Plan de medición

El punto de acople común (PCC), definido como el punto en el cual se conecta el circuito

de distribución a la subestación, fue el punto indicado para realizar las mediciones de

nuestra aplicación. Para lograr los objetivos propuestos fue monitoreada la acometida en

media tensión.

Para nuestro caso el circuito escogido para realizar las mediciones fue el LP 11R, ya que

algunos de los clientes manifestaban problemas de tensión, dichas mediciones fueron

tomadas en el barraje de 34.5 kV a las fases A, B, y C; del 13 al 15 de septiembre de 2000

con intervalos de 15 minutos (tiempo estimado debido a las restricciones en la capacidad de

captura de parámetros del equipo utilizado), con el fin de obtener los perfiles de carga, las

características de tensión, corriente y los niveles de armónicos.

5.4.2.4 Equipo de medición empleado

Para la medición y evaluación fue utilizado un equipo analizador de redes, marca

DRANETZ-BMI PP1 (ver anexo A), que se instaló en el barraje de 34.5 kV y se utilizó una

rata de muestreo de 15 minutos. Mediante el cual se logró determinar el comportamiento

de los principales parámetros eléctricos.

Los resultados de las mediciones realizadas se presentan en las figuras que se encuentran al

final de este estudio. Estas se comparan con los valores nominales recomendados, siendo

mostrados en forma gráfica para una mejor visualización y análisis de los resultados.

5.4.2.5 Procesamiento de la información

Una vez obtenida la información se utilizó la base de datos u hoja de cálculo para realizar la

evaluación de los datos obtenidos y compararlos con los límites establecidos por la CREG y

recomendaciones o normas internacionales relacionadas con la calidad de la potencia.

5.4.2.6 Referencias y normas utilizadas

Para el análisis del comportamiento de los datos obtenidos, se tomaron como referencia los

valores permitidos o considerados como aceptables por las normas y recomendaciones

nacionales e internacionales indicadas a continuación:

• NORMA IEEE 519-1992 Distorsiones armónicas permisibles. [16]

• NORMA ICONTEC 1340, 1999 Y ANSI C84.1 Variaciones de tensión de la red en

estado ESTABLE en +5 % y -10 % con respecto al valor nominal. [7]

• Resolución CREG 070/98 - Código de Distribución. "Sección 6.2 Calidad de la

potencia Suministrada". [5]

26

5.4.3 Resultados obtenidos

Luego de evaluada la información recopilada en sitio durante el tiempo de monitoreo y

evaluación, se anotan los siguientes comentarios:

• TENSIÓN: El comportamiento descrito por la tensión a lo largo del tiempo es estable y

adecuado, ya que se encuentra dentro de los limites establecidos por la norma NTC

1340, es decir +5% -10% del valor nominal (19919 V fase neutro). Los niveles de

tensión promedio registrados entre fase y neutro fueron de 19856 V (34393 V fase-

fase), lo que es positivo dentro de la instalación ya que el valor es cercano al valor

nominal. Igualmente se resalta como positivo la baja dispersión o desbalance de las

tensiones que es del 1.5%.

El valor máximo de tensión registrado en el circuito fue de 34660 V y el mínimo fue de

34110 V.

33.800,033.900,034.000,034.100,034.200,034.300,034.400,034.500,034.600,034.700,034.800,0

10:4

5:00

14:0

0:00

17:1

5:00

20:3

0:00

23:4

5:00

03:0

0:00

06:1

5:00

09:3

0:00

12:4

5:00

16:0

0:00

19:1

5:00

22:3

0:00

11:4

5:00

15:0

0:00

18:1

5:00

Tiempo (hrs)

Ten

sió

n (

V)

Figura 7. Tensión del Circuito LP 11R

27

• CORRIENTE: Los niveles de corriente promedio medidos a lo largo del periodo de

monitoreo fueron 170.46, 169.06, 169.76 Amp para las fases L1, L2, L3

respectivamente. Los valores máximos registrados fueron 184.9, 183.0 y 183.9 Amp

para L1, L2 y L3. El desequilibrio en corriente es del 3.6%, valor aceptable para este

índice, ya que el valor máximo recomendado es del 20%.

El valor máximo de corriente registrada en el circuito fue de 367 Amp. y el mínimo fue

de 296.5 Amp.

0,050,0

100,0150,0200,0250,0300,0350,0400,0

10:4

5:00

13:4

5:00

16:4

5:00

19:4

5:00

22:4

5:00

01:4

5:00

04:4

5:00

07:4

5:00

10:4

5:00

13:4

5:00

16:4

5:00

19:4

5:00

22:4

5:00

11:4

5:00

14:4

5:00

17:4

5:00

20:4

5:00

Tiempo (hrs)

Co

rrie

nte

(A

mp

.)

Figura 8. Corriente Trifásica del Circuito LP 11R

• FACTOR DE POTENCIA: El valor promedio del factor de potencia es de 0.95, el cual se

considera bueno. El valor del factor de potencia varió entre 0.92 y 0.95 durante el

periodo de monitoreo.

28

0,9150,9200,9250,9300,9350,9400,9450,9500,9550,960

10:4

5:00

13:3

0:00

16:1

5:00

19:0

0:00

21:4

5:00

00:3

0:00

03:1

5:00

06:0

0:00

08:4

5:00

11:3

0:00

14:1

5:00

17:0

0:00

19:4

5:00

22:3

0:00

11:1

5:00

14:0

0:00

16:4

5:00

19:3

0:00

Tiempo (hrs)

Fac

tor

de

po

ten

cia

Figura 9. Factor de Potencia del Circuito LP 11R

• ARMÓNICOS: La tasa de distorsión armónica promedio total en corriente es de 2.26 %,

y en tensión 1.61 %. Estos valores se encuentran dentro de los límites normales de

operación. Mientras que los niveles máximos permitidos para distorsión en tensión son

del 6 % en corriente son del 12 % (IEEE 519/92).

Tabla 22. Resumen de distorsiones armónicas

Distorsión Armónica en el PCC 34.5kV

VTHD ITHD ITDD (IMPARES) Cumple

IEEE 519

Valor límite 6 % 10 % 12 %

Valor medido 1.61 % 2.26 % 4.1 % Sí

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109

121

133

145

157

169

181

Tiempo (hrs)Medidas tomadas en barraje de 34.5 kV.

S/E La Paz

% D

isto

rsió

n a

rmó

nic

a to

tal d

e co

rrie

nte

Mu

estr

a d

e ar

mó

nic

os

más

rep

rese

nta

tivo

s

Armónico de 5 to Orden.

Armónico de 4 to Orden.

Armónico de 3 er Orden.

Armónico de 2 do Orden.

Figura 10. Distorsión armónica total de corriente

26

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

1 13 25 37 49 61 73 85 97 109

121

133

145

157

169

181

Tiempo (hrs)Medidas tomadas en barraje de 34.5 kV.

S/E La Paz.

% D

istr

osi

ón

to

tal a

rmó

nic

a d

e te

nsi

ón

Mu

estr

a d

e ar

mó

nic

os

más

rep

rese

nta

tivo

s

Armónico de 5 to Orden

Figura 11. Distorsión total armónica de tensión

27

• FRECUENCIA: Los niveles de frecuencia en el sistema durante el tiempo de registro

fueron de 60 Hz con variaciones máximas de 0.2 Hz (59.8 – 60.2 Hz), que no

representan ningún inconveniente a los equipos.

59,659,759,859,960,060,160,260,3

10:4

5:00

13:4

5:00

16:4

5:00

19:4

5:00

22:4

5:00

01:4

5:00

04:4

5:00

07:4

5:00

10:4

5:00

13:4

5:00

16:4

5:00

19:4

5:00

22:4

5:00

11:4

5:00

14:4

5:00

17:4

5:00

20:4

5:00

Tiempo (hrs)

Fre

cuen

cia

(Hz)

Figura 12. Frecuencia del Circuito LP 11R

• POTENCIAS:

El valor máximo de potencia activa registrada en el circuito fue de 10.5 MW y el

mínimo fue de 8.5 MW.

El valor máximo de potencia reactiva registrada en el circuito fue de 4 MVAr y el

mínimo fue de 2.6 MVAr.

El valor máximo de potencia aparente registrada en el circuito fue de 11 MVA y el

mínimo fue de 9 MVA, esto representa un 36.6 % de la potencia del transformador

principal.

28

0,0

2.000.000,0

4.000.000,0

6.000.000,0

8.000.000,0

10.000.000,0

12.000.000,0

10:4

5:00

15:3

0:00

20:1

5:00

01:0

0:00

05:4

5:00

10:3

0:00

15:1

5:00

20:0

0:00

10:4

5:00

15:3

0:00

20:1

5:00

Tiempo (hrs)

Po

ten

cias

WAT_ABCVA_ABCVAR_ABC

Figura 13. Potencia activa, reactiva y aparente del Circuito LP 11R

5.4.4 Beneficios

; La información obtenida sirvió para crear una base de datos, en la cual la empresa

distribuidora hará un seguimiento de forma general del circuito.

29

5.4.5 Restricciones

; La empresa distribuidora solo tomó mediciones en la cabeza del alimentador, sin

tener en cuenta otros puntos de medición a lo largo del circuito, encontrándose esto

fuera de nuestro alcance.

; Con la información que se obtuvo de los problemas que afectaban al circuito de

distribución, no se puede desarrollar una solución global debido a que en el circuito

están conectados diferentes tipos de clientes que podrían ser quienes generen las

perturbaciones existentes en el mismo.

5.4.6 Conclusiones y recomendaciones

Como resultado de los registros efectuados y luego de analizada la información recogida en

sitio se puede afirmar:

1. Los niveles de tensión son uniformes y estables a lo largo del tiempo. No se

presentan variaciones de tensión significativas. Esto se deduce del comportamiento

registrado durante el tiempo de monitoreo.

Adicionalmente el desbalance de tensión entre fases es de solo 1.5%, valor que se

considera adecuado. Los niveles de tensión medidos muestran la estabilidad

suficientes para suministrar tensiones del orden de 33739 V (entre fases) hacia las

cargas. Se debe considerar que las tensiones en la cabecera es del 98% del valor

nominal, lo que puede acarrear que al final del circuito las tensiones sean menores y

por tanto sea necesario verificar en dos puntos adicionales, los niveles de tensión

para asegurar que se cumpla la norma NTC 1340, que especifica las tensiones de

alimentación a los clientes finales.

30

2. El circuito en la actualidad cuenta con un buen factor de potencia (Valor promedio

0.95), lo cual es bueno, para la capacidad de transporte de energía del circuito.

3. Se destaca como un punto positivo el bajo desbalance en corriente entre fases

registrado durante el periodo de monitoreo, ya que es de solo el 3.6%. Lo que quiere

decir que las cargas están distribuidas de forma adecuada en el circuito del sistema

eléctrico.

4. De otra parte se recomienda realizar un estudio de coordinación de protecciones al

interior de aquellos clientes que manifestaron perturbaciones, con el ánimo de

determinar si el esquema actual de protecciones es el adecuado.

5. Aunque los niveles de armónicos en tensión y corriente se encuentran dentro de los

límites permisibles por la norma, esto no garantiza que hacia el interior de las cargas

los armónicos se encuentren dentro de los mismos límites.

31

5.4.7 Diagrama unifilar del circuito LP 11R (Fibrexa).

115 kV

30 MVA

115 / 34.5 kV

34.5 kV

LP 11R PUNTO DE MEDICIÓN

PLÁSTICOS FLEXIBLES

1500 kVA

IBERGLAS

4000 kVA

WEST ARCO

2000 kVA

CARTÓN DE

COLOMBIA

1250 kVA

FIBREXA

8000 kVA

Acometida aérea.

Acometida subterránea.

32

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La calidad del servicio de energía eléctrica se ha dividido en tres aspectos básicos:

continuidad, calidad de la potencia y servicio al cliente, los cuales recogen todas las

características técnicas del producto de electricidad, además de la calidad comercial que

engloba todo el resto de los aspectos relacionados con el negocio del suministro de energía

eléctrica.

La primera conclusión que se puede sacar es que todos los agentes involucrados en un

sistema, e incluso, algunos externos, participan en la consecución de un determinado nivel

de calidad. Además, ese nivel de calidad nunca será perfecto, puesto que las causas que

provocan falta de calidad son en gran medida de carácter aleatorio. Es necesario llegar, por

tanto, a un compromiso técnico - económico y determinar qué niveles de calidad o, más

bien, qué niveles de falta de calidad se consideran aceptables.

Aunque todos los agentes participen en la calidad, parece claro que el agente que más

influencia tiene sobre el aspecto técnico de la misma y sobre su control son las empresas

distribuidoras de energía. Gran parte de las perturbaciones tienen su origen en la red de

distribución y las que son originadas en las instalaciones de los clientes se propagan

también por esa misma red hasta llegar a los demás clientes. A pesar de los numerosos

procesos de privatización de los sistemas de energía eléctrica, la distribución seguirá

considerándose un monopolio, y como tal es necesario regularlo.

Se ha llevado a cabo una revisión internacional de las regulaciones de la calidad de la

potencia que están actualmente implantadas, o que se pueden implantar.

33

Se han elegido una serie de países en función del interés de su regulación de calidad, así

como por su esquema de remuneración.

Se deben establecer relaciones estrechas entre la calidad de la potencia suministrada con la

de las tarifas de la energía, de tal forma que estas permitan generar los recursos necesarios

para invertir en el mejoramiento y sostenimiento del nivel de calidad.

Debido al incremento de equipos modernos involucrados en los procesos de producción es

necesario que el cliente instale alguna forma de protección para prevenir daños o paros no

deseados en los procesos. Basados en un índice de calidad mínimo.

Se sugiere incluir el componente de factor de potencia en el indicador de magnitud de la

tensión porque:

• Su origen está parcialmente en la carga misma, en cuyo caso es cuidadosamente

controlada por las empresas distribuidoras de energía y reglamentado por la CREG

en forma que los excesos del cliente son facturados.

• La parte imputable a la empresa distribuidora de energía depende de las

características físicas del sistema y se refleja directamente en la tensión y sus demás

atributos.

Las empresas de energía se están esforzando por cumplir con las regulaciones mínimas

establecidas tanto por la ley, como por las entidades reguladoras, éstas fueron muy celosas

en el aporte de la información con respecto al cumplimiento de las mismas.

Se concluyó que las empresas distribuidoras de energía, están mejorando el nivel de

atención al cliente lo cual se ve reflejado en la nuevas formas de atención a las quejas o

reclamos (nuevas líneas telefónicas y página en internet) e incentivando a los clientes en el

pago oportuno de su factura.

34

De las metodologías planteadas se pueden extraer las siguientes conclusiones:

Ø La aplicación de la metodología a un sistema de distribución permite, la obtención de

una base de datos con la información de los principales problemas de calidad de

potencia eléctrica, la actualización de la información relacionada con el circuito

evaluado y aporta criterios para el planeamiento de expansión del sistema de

distribución.

Ø En cuanto a la metodología aplicada a un cliente, ésta permite la actualización de la

información eléctrica y configuración del sistema, además permite la planeación de

nuevas instalaciones teniendo en cuenta la situación real del sistema bajo estudio,

permite también la obtención de información de los principales problemas de calidad

de potencia que le afectan y las fuentes que los originan.

La calidad eléctrica no es responsabilidad única de las empresas de energía; para lograr un

nivel de calidad aceptable, éstas deben crear estrategias de divulgación para que los clientes

conozcan las diferentes medidas que ayuden a cumplir con este objetivo.

La evaluación de la calidad de la potencia debe incluir un análisis económico de las

diferentes alternativas que son técnicamente viables para mejorar la calidad de la potencia.

Las personas involucradas en el desarrollo de los diferentes estudios de calidad de la

potencia, deben tener en forma muy clara y consistente las definiciones, causas, síntomas e

impactos de las diferentes variaciones involucradas dentro del concepto de calidad de

potencia.

Es recomendable, que todas las partes involucradas, es decir, Empresas de energía, Clientes

y Fabricantes, estén bien enteradas de los problemas y definiciones de calidad de la

potencia. Esto redundará en un buen desarrollo de las soluciones óptimas a los problemas

que se presentan.

35

RECOMENDACIONES PARA LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE

ENERGIA ELECTRICA

• Adquirir los equipos de medición y registro necesarios, y realizar los trabajos de

instalación y/o montaje que se requieran.

• Diseñar e implementar los procedimientos y/o mecanismos necesarios para la

recolección de información, la evaluación de indicadores y compensaciones, y la

transferencia de información requeridas por las autoridades que así lo requieran.

• Tomar las mediciones de todos los parámetros relacionados con la calidad de la

potencia eléctrica en todos los puntos en donde las normas o las resoluciones así lo

establezcan.

• Entregar a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios informes que

contengan lo siguiente:

- Copias del registro del mes anterior en medio magnético.

- El cálculo de los indicadores de calidad.

- Los registros de las lecturas efectuadas sobre flicker, armónicos y energía

suministrada por cada periodo de medición, serán entregados a la SSPD con un

informe que contendrá como mínimo la siguiente información: distorsión armónica y

perturbaciones por flicker.

• Compensar a los clientes afectados por la deficiente calidad de la potencia eléctrica

suministrada, en la facturación del mes siguiente al mes de ocurrencia o verificación de

las deficiencias.

• Entregar a la SSPD información adicional relacionada con la calidad de la potencia que

se requiera.

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• Permitir el acceso de la SSPD o representantes de ésta, a presenciar cualquier actividad

relacionada con la instalación o retiro de equipos, mediciones, captura, procesamiento

de información, etc., relacionados con el control de la calidad.

• Informar sobre las obligaciones de sí misma, como empresa distribuidora de energía, a

todos sus clientes en nota adjunta a las facturas correspondientes del servicio de energía

eléctrica.

• Realizar encuestas anuales que midan la satisfacción de los clientes con respecto a la

calidad de servicio ofrecido.

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7. RESUMEN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS

ESTRATEGIAS COMO SE PUEDEN LLEVAR A CABO

Metodología de evaluación de la calidad de

la potencia eléctrica suministrada a clientes

del sistema de distribución

; Definiendo el problema.; Identificando las fuentes generadoras

de éstos problemas.; Inspeccionando el sitio en donde se

desarrollará el estudio.; Planificando el trabajo a realizar.; Monitoreo de los principales

parámetros eléctricos relacionados conla potencia.

; Recursos: - Equipos de medida: analizador de

redes eléctricas e indicador deparámetros eléctricos.

- Herramientas computacionales:PSAF, EMTP, EASYPOWER, SPARD,etc.

; Planteando las diferentes alternativasde solución.

Metodología para la evaluación de

problemas de calidad de potencia eléctrica

en sistemas de distribución

; Conociendo e identificando elproblema.

; Planificando el trabajo a realizar en elcircuito de distribución.

; Utilizando equipos de medida yherramientas computacionales.

; Planteando las diferentes alternativasde solución.

Diseñar e implementar procedimientos y/o

mecanismos para establecer comunicación

entre el cliente y la empresa de energía.

; Atención personalizada.; Vía telefónica.; A través de internet.; Medios de comunicación.; A través de la facturación (anexando

una nota adjunta informando lasobligaciones de la empresa deenergía).

; A través de encuestas que midan lasatisfacción del cliente.

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ESTRATEGIAS COMO SE PUEDEN LLEVAR A CABO

Compensación a clientes afectados por la

deficiente calidad del servicio.

; Descargando en la siguientefacturación el tiempo no servido.

; Indemnizándolo económicamente porlos daños causados.

; Sustituyendo los equipos averiados porcausa de un deficiente servicio.

; Determinando las tolerancias,compensaciones y/o penalizaciones alas cuales los clientes tendríanderecho.

; Buscando un equilibrio entre lapotencia suministrada y las tarifas deenergía.

; Buscando la integración de lasempresas fabricantes de equipos.

La empresa de energía debe entregar a la

autoridad correspondiente, informes

relacionados con la calidad de la potencia.

; Mediante la adquisición de los equiposde medida y registros necesarios.

; Mediante copias de los registros de losprincipales parámetros eléctricos enmedio magnético por un determinadoperiodo de medición.

; Permitiendo el acceso a representantesde la autoridad a presenciar lainstalación o retiro de los equipos demonitoreo.

; Determinando las tolerancias,compensaciones y/o penalizaciones alas cuales las empresas de energíatendrían derecho

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