EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA ...UNE-EN-ISO 9000: Normas para la gestión de la...
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EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA OSCAR JAVIER VÉLEZ OSORIO DAYANA PELÁEZ DELGADO UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PEREIRA 2008
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EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA UNIVERSIDAD
TECNOLÓGICA DE PEREIRA
OSCAR JAVIER VÉLEZ OSORIO
DAYANA PELÁEZ DELGADO
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2008
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EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA EN LA UNIVERSIDAD
TECNOLÓGICA DE PEREIRA
OSCAR JAVIER VÉLEZ OSORIO
DAYANA PELÁEZ DELGADO
Proyecto de grado presentado como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Electricista
Director:
M.Sc. Carlos Alberto Ríos Porras
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2008
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Nota de aceptación
Firma del jurado
Firma del jurado
Pereira, mayo de 2008
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DEDICATORIA
Oscar Javier.
A Ti, el único y sabio Dios, creador y sustentador de todas las cosas visibles e
invisibles, que conoces el corazón y los pensamientos, que conoces mis anhelos.
Tu conocimiento es demasiado grande para mí, estoy maravillado. Desde antes de
la fundación del mundo tenias planeadas buenas obras para que anduviera en
ellas, gracias por permitirme caminarlas a tu lado, de tu mano y en muchas
circunstancias en tus manos.
Dayana.
Dios siempre da regalos, y a mi me dio uno bien grande, me regalo la vida y por
esto le doy las GRACIAS, gracias por ponerme en este camino obsequiándome
unos padres maravillosos que me dan su amor, unos hermanos grandiosos que
me hicieron comprender que no se necesita ser perfecto para aprender amar, una
esplendida familia que con su apoyo me hicieron entender que nunca estaré sola y
unos amigos incondicionales que nunca permitieron que decayera.
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AGRADECIMIENTOS
Oscar Javier.
A mi madre, tesoro de Dios para suplir mis necesidades. Estuvo a mi lado
apoyándome con su sabiduría, perdonando mi lentitud y alentándome en algunos
momentos sin saberlo, cuando desfallecía.
A las mujeres de mi vida, Gloria, Beatriz y Bibiana, mis hermanas, apoyándome
espiritual, emocional y financieramente durante la tecnología e Ingeniería.
A mis pequeños Esteban, Sofía y Nicolás, mis sobrinos, que hubiese hecho si no
los hubiera tenido cerca para alegrarme con sus sonrisas y abrazos.
Y claro a todos ustedes compañeros y amigos del alma que como dice una
canción, “son amigos y no hace falta dar sus nombres o apellidos... porque de
sobra ellos se saben aludidos”, gracias por su apoyo y compañía, considérense
instrumentos de Dios, bendecidos en victoria y de mejor para arriba.
Dayana
Mamá, Papá, hermanos, abuelas, tíos(as), primos(as), Claudia N. Pulgarín,
Viviana Bejarano, Juan Andrés y Juan Mauricio Cadena, Eduardo Betancur, Jhon
Díaz, Yerlin Tobón, Néstor Patiño, Víctor H. Flórez, Oscar D. Duque, Juan G.
Jaramillo, Julián Arboleda; sus aportes me convirtieron en una gran persona y una
gran Ingeniera Electricista, muchas gracias, los quiero mucho y siempre están y
estarán presentes un mi corazón y en mi vida.
De corazón queremos decirles, Ingenieros gracias... que Dios los
bendiga en gran manera.
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TABLA DE CONTENIDO
GLOSARIO ............................................................................................................11
RESUMEN.............................................................................................................12
INTRODUCCIÓN...................................................................................................13
1. GENERALIDADES DE LA CALIDAD DE ENERGÍA..........................................16
1.1. CALIDAD DE ENERGÍA. .........................................................................161.2. PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA...........................................17
1.2.1. Transitorios.......................................................................................171.2.2. Variaciones de voltaje de corta duración..........................................221.2.3. Variaciones de voltaje de larga duración..........................................251.2.4. Desbalance de voltaje. .....................................................................291.2.5. Distorsiones de forma de onda.........................................................29
2. METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA .....33
2.1. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA. ..........................................................342.2. REVISIÓN DE PLANOS ELÉCTRICOS...................................................352.3. EQUIPO A UTILIZAR...............................................................................36
2.3.1. Requerimientos de los instrumentos. ...............................................362.3.2. Equipo de medición. .........................................................................42
2.4. CONEXIÓN DEL EQUIPO. ......................................................................432.5. ANÁLISIS DE DATOS..............................................................................44
2.5.1 Parámetros eléctricos:......................................................................442.5.2 Transitorios:......................................................................................44
2.6. RESULTADOS PRIMARIOS. ..................................................................452.6.1. Soluciones recomendadas a los problemas armónicos....................452.6.2. Soluciones recomendadas a los problemas de los transitorios. .......462.6.3. Soluciones para las variaciones rápidas de la tensión. ....................472.6.4. Soluciones aplicadas al sistema de puesta a tierra. .........................482.6.5. Soluciones a ruidos en sistemas eléctricos y electrónicos. ..............48
2.7. SIMULACIÓN. .........................................................................................492.8. APLICACIÓN...........................................................................................50
3. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA, EJEMPLO DE APLICACIÓN. ........................................................................................................51
3.1. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA. ..........................................................513.2. REVISIÓN DE PLANOS ELÉCTRICOS...................................................523.3. EQUIPO A UTILIZAR PARA EL ANÁLISIS. .............................................523.4. CONEXIÓN DEL ANALIZADOR. .............................................................553.5. ANÁLISIS DE DATOS..............................................................................58
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3.5.1 Desviaciones de la Tensión estacionaria .........................................583.5.2 Corrientes.........................................................................................613.5.3 Potencia Activa, Reactiva y Aparente...............................................663.5.4 Factor de Potencia ...........................................................................723.5.5 Energía.............................................................................................753.5.6 Tensiones armónicas .......................................................................783.5.7 Corrientes Armónicas .......................................................................843.5.8 Eventos de Tensión..........................................................................893.5.9 Desbalance de tensión .....................................................................91
3.6. RESULTADOS PRIMARIOS ...................................................................93
CONCLUSIONES ..................................................................................................94
OBSERVACIONES Y RECOMENDACIONES.......................................................97
BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................98
ANEXO ................................................................................................................101
A. ANÁLISIS DETALLADO DE CADA UNO DE LOS EDIFICIOS ESTUDIADOS 101
EDIFICIO DE SISTEMAS .................................................................................101EDIFICO DE BIBLIOTECA ...............................................................................101EDIFICIO DE LABORATORIO DE AGUAS ......................................................101EDIFICIO DE EDUCACIÓN..............................................................................101EDIFICIO DE BELLAS ARTES.........................................................................101EDIFICIO DE INDUSTRIAL..............................................................................101EDIFICIO DE QUÍMICA....................................................................................101EDIFICIO DE MEDICINA..................................................................................101EDIFICIO DE MECÁNICA ................................................................................101EDIFICIO DE ELÉCTRICA ...............................................................................101EDIFICIO ADMINISTRATIVO...........................................................................101
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Transitorio...............................................................................................17Figura 2. Transiente impulsivo ...............................................................................19Figura 3. Transitorio oscilatorio de 1 kHz...............................................................20Figura 4. Forma de onda 60 Hz distorsionada, con sag para 0,5 p.u........23Figura 5. Forma de onda 60 Hz distorsionada, con swell para 1,5 p.u. .................24Figura 6. Curva CBEMA. .......................................................................................27Figura 7. Curva ITIC ..............................................................................................28Figura 8. Distorsión armónica ................................................................................30Figura 9. Notching..................................................................................................32Figura 10. Ruido ....................................................................................................32Figura 11. Fotos de la instalación del Topas .........................................................57Figura 12. Tensión promedio Fase – Neutro .........................................................59Figura 13. Distribución de probabilidad de los valores promedio para las tensiones de fase ...................................................................................................................60Figura 14. Máxima tensión instantánea en las fases F1, F2 y F3..........................60Figura 15. Tensión promedio en el neutro .............................................................61Figura 16. Corrientes promedio en las fases .........................................................62Figura 17. Distribución de probabilidad promedio para las corrientes en cada fase...............................................................................................................................63Figura 18. Corrientes máximas en las fases F1, F2 y F3.......................................63Figura 19. Corriente máxima por la fase F1...........................................................64Figura 20. Corriente máxima por la fase F2...........................................................64Figura 21. Corriente máxima por la fase F3...........................................................65Figura 22. Corriente promedio en el neutro ...........................................................65Figura 23. Corriente máxima en el neutro..............................................................66Figura 24. Valores promedio de la potencia activa en cada fase...........................68Figura 25. Valor promedio de la potencia activa trifásica total ...............................68Figura 26. Distribución de probabilidad para la potencia activa trifásica................69Figura 27. Promedio de la potencia reactiva en las tres fases...............................69Figura 28. Valores promedio de la potencia aparente total trifásica (kVA) ............70Figura 29. Distribución de probabilidad para la potencia aparente trifásica (promedio) .............................................................................................................70Figura 30. Valores máximos de la potencia aparente total trifásica (kVA) .............71Figura 31. Distribución de probabilidad de la potencia aparente trifásica (máximos)...............................................................................................................................71Figura 32. Factor de potencia en las fases F1, F2 y F3.........................................72Figura 33. Factor de potencia F1 ...........................................................................73Figura 34. Factor de potencia F2 ...........................................................................73Figura 35. Factor de potencia F3 ...........................................................................74Figura 36. Factor de potencia total ........................................................................74
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Figura 37. Energía activa.......................................................................................76Figura 38. Diagrama comparativo de la energía consumida entre el Edificio de Ciencias Ambientales y la Universidad Tecnológica de Pereira. ...........................77Figura 39. Diagrama de energía reactiva...............................................................77Figura 40. Distorsión armónica total de la tensión (THDv).....................................79Figura 41. Distribución de probabilidad para THDv ...............................................80Figura 42. Espectro de distorsión armónica de tensión en F1 ...............................80Figura 43. Espectro de distorsión armónica de tensión en F2 ...............................81Figura 44. Espectro de distorsión armónica de tensión en F3 ...............................81Figura 45. Tensión armónica de orden 3 para la fase F1 ......................................82Figura 46. Tensión armónica de orden 3 para la fase F2 ......................................82Figura 47. Tensión armónica de orden 3 para la fase F3 ......................................83Figura 48. Tensión armónica de orden 5 ...............................................................83Figura 49. Espectro de distorsión armónica de corriente en F1.............................85Figura 50. Espectro de distorsión armónica de corriente en F2.............................85Figura 51. Espectro de distorsión armónica de corriente en F3.............................86Figura 52. Corriente armónica de orden 3 .............................................................86Figura 53. Corriente armónica de orden 5 en F1 ...................................................87Figura 54. Corriente armónica de orden 5 en F2 ...................................................87Figura 55. Corriente armónica de orden 5 en F3 ...................................................88Figura 56. Corriente armónica de orden 7 .............................................................88Figura 57. Eventos de tensión clasificados en la curva CBEMA............................90Figura 58. Huecos de tensión (dips) en las fases F1, F2 y F3...............................90Figura 59. Tensión de secuencia cero ...................................................................91Figura 60. Tensión de secuencia positiva..............................................................92Figura 61. Tensión de secuencia negativa ............................................................92
Figura 62. Desbalance V
V
!....................................................................................93
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LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Categorías y características de los parámetros de calidad de energía....21Tabla 2. Especificación del transformador. ............................................................52Tabla 3. Precisión de los sensores de tensión para el analizador Topas 1000 .....53Tabla 4. Precisión de los sensores de corriente para el analizador Topas 1000 ...54Tabla 5. Relación de conexión entre el TOPAS 1000 y las fases del trasformador...............................................................................................................................56Tabla 6. Límites de tensión según CREG 024 - 2005............................................58Tabla 7. Consumo de energía y costo diario, para el periodo de medición. ..........75Tabla 8. Consumo promedio de energía del edificio de Ciencias Ambientales con respecto al consumo total de la universidad. .........................................................76Tabla 9. Límites máximos de distorsión total de tensión (THDv) según IEEE 519 78Tabla 10. Corrientes armónicas (valores promedio) ..............................................84Tabla 11. Huecos de tensión (dips) peligrosos para el equipo electrónico. ...........89Tabla 12. Interrupciones de corta duración............................................................89
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GLOSARIO
ANSI: American National Standards Institute.
CBEMA: Computer and Business Equipment Manufacturers
Association.
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
h: Orden armónico (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, ..., 49)
ISO 2194: Vocabulario de términos básicos y generales en metrología. OR: Operador de Red.
PCC: Punto de acople común; frontera comercial entre el cliente y el
operador de red.
RETIE: Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas.
SIN: Sistema Interconectado Nacional.
SIC: Superintendencia de Industria y Comercio.
STN: Sistema de Transmisión Nacional
STR: Sistema de Transmisión Regional.
SDL: Sistema de Distribución Local.
THDV: Distorsión armónica total de tensión.
TDD: Distorsión de demanda total.
THDI: Distorsión armónica total de corriente.
UNE-EN-ISO 9000: Normas para la gestión de la calidad y el aseguramiento de la
calidad.
UNE-EN 50160: Versión oficial en español, de la Norma Europea EN 50160 de
fecha de noviembre de 1994.
VN: Tensión nominal (V)
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RESUMEN
Desde hace ya varios años la Universidad Tecnología de Pereira ha venido
trabajando en la mejora de cada una de sus áreas. De tal forma que el día 30 de
junio de 2002, el Ministerio de Educación mediante resolución otorgó la
Acreditación Institucional a la Universidad Tecnológica de Pereira con una
vigencia de siete años, este esfuerzo se realiza con el fin de brindar un servicio de
calidad a la comunidad universitaria y también empresarial, pues son éstos últimos
quienes al final se nutren con los profesionales egresados.
Con el mismo anhelo, la oficina de planeación, solicitó al grupo de Planeamiento
En Sistemas De Potencia de la Universidad Tecnológica de Pereira realizar un
estudio sobre la Calidad De Energía en dicha institución, así el propósito de este
trabajo es plantear una metodología para evaluar la calidad de la energía en la
Universidad Tecnológica de Pereira a través del analizador de redes eléctricas
Topas 1000, y por medio de la información que éste arroja, analizar y dar
soluciones a las perturbaciones de las ondas de tensión y corriente (armónicos),
desbalance de carga, factor de utilización de los transformadores, sobretensiones,
análisis del factor de potencia, eventos de tensión y otros parámetros
correspondientes a la calidad del suministro eléctrico, además especificar el
impacto económico de dichas deficiencias, teniendo en cuenta las normas y
restricciones del sistema y de la legislación actual.
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INTRODUCCIÓN
IMPORTANCIA Y ORIGEN DE ESTE DOCUMENTO Los diversos factores que deterioran las señales de corriente y voltaje en redes
eléctricas son causantes de un gran número de inconvenientes que van desde
pérdidas de energía, pérdidas de información, interrupción de servicio, hasta
deterioro y destrucción de equipos electrónicos.
La entrada en vigencia de nuevas normas que facultan a particulares a producir y
a comercializar energía eléctrica y la proliferación de los problemas indicados en el
párrafo anterior, condujeron a la actualización y fortalecimiento de las normas
reguladoras sobre la calidad de la energía tanto para usuarios como para
proveedores. En Colombia, la entidad responsable es la comisión de regulación de
energía y gas, CREG, adscrita como Unidad Administradora Especial al Ministerio
de Minas y Energía.
OBJETIVO GENERAL
Evaluar la calidad de la potencia en el sistema eléctrico de la Universidad
Tecnológica de Pereira.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las diferentes variables eléctricas como tensión, corriente, potencia
activa y reactiva de los edificios de la Universidad Tecnológica de Pereira
utilizando el analizador de redes Topas 1000.
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Formular soluciones a los posibles problemas asociados con la energía
eléctrica, entre ellos, calidad de energía, cargabilidad de redes y déficit de
reactivos.
Establecer el proceso para la calibración y normalización de las variables
eléctricas más importantes de un analizador de redes, en especial el LEM
Topas 1000.
ALCANCES Y LIMITACIONES
A través de una metodología propuesta, se realizó el análisis de cada uno de los
edificios que conforman el campus de la Universidad Tecnológica de Pereira.
Los parámetros calculados y la presentación de resultados se ciñen a lo
establecido por la resolución 070 de 1998 numeral 6.2, de la CREG.
Se expone el análisis de algunos parámetros de calidad de energía, tomando
como base los datos registrados por el analizador de calidad de energía Topas
1000 y se plantea como trabajo futuro, partiendo de las conclusiones de esta
evaluación, realizar el modelado y simulación de toda la red de esta institución,
que en estos momentos no es posible realizar, pues no existen planos eléctricos
actualizados ni existe una base de datos con la información de las características
eléctricas de las cargas.
METODOLOGÍA EMPLEADA
Los parámetros que rigen el término calidad de energía están dados por normas y
resoluciones de entidades que ayudan al mejoramiento de ésta. El analizador de
redes TOPAS 1000 procesa la información para el análisis de calidad según la
EN50160, norma europea. Como este análisis se realizó en Colombia, se tienen
en cuenta las normas y resoluciones que tienen las entidades que vigilan el sector
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eléctrico en cuanto a calidad de energía en el país. La entidad que trata este tema
es la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) que tiene como misión
regular los servicios públicos domiciliarios de manera técnica, independiente y
transparente, promoviendo el desarrollo sostenido de estos sectores, regulando
los monopolios, incentivando la competencia donde sea posible y atendiendo
oportunamente las necesidades de los usuarios y las empresas de acuerdo con
los criterios establecidos en la Ley.
En el primer capítulo se presenta una descripción de los parámetros de calidad de
energía, normas y/o regulaciones que la rigen. En el segundo se muestra, una
metodología general para realizar un estudio de calidad de energía y en el capítulo
tercero, se muestra como ejemplo de aplicación ésta, el análisis realizado al
edificio de Ciencias Ambientales, los problemas que se presentaron y sus posibles
soluciones. La última sección presenta las conclusiones y recomendaciones del
análisis realizado.
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1. GENERALIDADES DE LA CALIDAD DE ENERGÍA
La definición de los parámetros de la calidad de energía conlleva a seguir un
modelo que permite a los diferentes usuarios hablar un mismo lenguaje cuando de
calidad de energía se trate. En este capítulo se mencionan algunas de las
definiciones de dichos parámetros de acuerdo con estándares y normas
internacionales que son adoptados por la reglamentación colombiana.
1.1. CALIDAD DE ENERGÍA.
El término “Calidad” hace referencia al conjunto de cualidades que constituyen la
manera de ser de una cosa, en este caso la energía eléctrica. Este conjunto de
cualidades es considerado muy subjetivo para los parámetros de calidad de
energía, tal como sucede con cualquier otra definición de calidad, haciendo que
existan numerosos parámetros de calidad, unos con mayor relevancia que otros y
haya numerosas inconsistencias entre diferentes localidades de la industria donde
se discuta el tema [1], esto causa gran confusión a las personas dentro del
contexto, dado que existen muchas palabras ambiguas.
En la UNE-EN 50160 de 1996 (versión oficial en español, de la Norma Europea
EN 50160 de fecha de noviembre de 1994), el término de calidad está asociado a
numerosas características que pueden perturbar o dañar los equipos del cliente o
incluso, a él mismo.
Para la CREG (Comisión Reguladora de Energía y Gas en la resolución 070 de
1998), el término de calidad de la potencia suministrada se refiere a las
perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y corriente
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suministrada por el operador de red. El término de calidad del servicio prestado se
refiere a los criterios de confiabilidad del servicio.
1.2. PARÁMETROS DE CALIDAD DE ENERGÍA.
A continuación se explican de forma general algunos de los parámetros utilizados
para estimar la calidad de energía, asumidos en los estándares internacionales.
1.2.1. Transitorios. El término transitorio es un fenómeno que puede hacer referencia a esa parte de
cambio en una señal que desaparece durante la transición de una condición de
operación en estado estable a otro como se puede apreciar en la Figura 1.
Figura 1. Transitorio
La detección de transitorios se puede realizar por medio de varios métodos, entre
los cuales se tienen:
Método de comparación: el transitorio es detectado cuando un umbral fijo y
absoluto es excedido.
Método de envolvente: es similar al anterior pero con la señal fundamental
removida anteriormente al análisis.
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Método de ventana deslizante: el valor instantáneo es comparado con el
correspondiente valor del ciclo anterior; si ellos difieren por un umbral de
tiempo y amplitud, entonces un transitorio es detectado.
Método dv/dt: cuando un fijo y un absoluto umbral de dv/dt es excedido, un
transitorio es detectado.
Valor RMS: usando grandes velocidades de muestreo, el valor RMS es
calculado para intervalos muchos menores a un periodo de la fundamental y
comparado con un nivel umbral; cuando es excedido se detecta el transitorio.
Otros métodos incluyen mediciones de frecuencia vs amplitud, como la FFT.
1.2.1.1 Transitorios impulsivos. Un transitorio impulsivo es un súbito cambio en la condición de estado estable, no
de frecuencia central, ya sea corriente, voltaje o de ambos, pero de polaridad
unidireccional (solamente positiva o negativa), como se ve en la Figura 2.
La causa más común de transitorios impulsivos son las descargas atmosféricas.
Debido a las altas frecuencias envueltas en el fenómeno, la forma de un transitorio
impulsivo puede ser cambiada rápidamente por componentes en los circuitos y
presentar características muy diferentes en distintas partes del sistema de
potencia. Generalmente estos estudios no se prolongan mucho de donde fueron
originalmente establecidos en el sistema de potencia, sin embargo, en algunos
casos ellos pueden ser conducidos largas distancias a través de las líneas de
transmisión. Estos transitorios impulsivos pueden excitar la frecuencia natural de
los circuitos del sistema de potencia y producir transitorios oscilatorios.
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Figura 2. Transiente impulsivo
1.2.1.2 Transitorios oscilatorios. Un transitorio oscilatorio es un súbito cambio en la condición de estado estable de
voltaje, corriente o ambos, que incluyen valores de polaridad positiva y negativa.
Un transitorio oscilatorio consiste en un cambio instantáneo del valor de polaridad
de voltaje o corriente. Es descrito por su contenido espectral (de la frecuencia
fundamental), duración y magnitud. Las subclases de contenidos espectrales
definidas en la Tabla 1, son alta, mediana y baja frecuencia. Los rangos de
frecuencia para estas clasificaciones son escogidos de acuerdo con los tipos de
fenómenos oscilatorios del sistema de potencia.
Los transitorios oscilatorios con una frecuencia mayor que 500 kHz y una duración
típica de microsegundos (o varios ciclos de la frecuencia fundamental), son
considerados como transitorios oscilatorios de alta frecuencia. Estos transitorios
son a menudo el resultado de las respuestas del sistema local a un transitorio
brusco.
Un transitorio con una componente de frecuencia fundamental entre 5 y 500 kHz
con una duración de décimas de microsegundos es definido como un transitorio de
frecuencia media. La energización back-to-back de un capacitor provoca
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corrientes transitorias oscilatorias de decenas de kilohertz, este fenómeno se
puede observar en la Figura 3.
Un transitorio con una componente de frecuencia fundamental menos de que 5
kHz y una duración de 0,3 a 50 ms, es considerado como un transitorio de baja
frecuencia.
Esta categoría de fenómenos es frecuentemente encontrada en sistemas de
subtransmisión y distribución, causadas por muchos tipos de eventos. Uno de los
más frecuentes es la energización del banco de capacitores, los cuales
típicamente provocan un transitorio de voltaje oscilatorio con una frecuencia
fundamental entre 300 Hz y 900 Hz. La magnitud del 3 pico puede aproximarse a
2 p.u. pero es típicamente 1,3-1,5 p.u. con una duración entre 0,5 y 3 ciclos
dependiendo de la amortiguación del sistema.
Transitorios oscilatorios con una frecuencia fundamental menor que 300 Hz
pueden encontrarse en el sistema de distribución. Éstos, son generalmente
asociados con ferroresonancia y energización del transformador.
Los transitorios en sistemas trifásicos con conductor neutro separado, pueden
clasificarse como de modo común o de modo diferencial, dependiendo de donde
aparezcan; entre línea o neutro y tierra, o entre línea y neutro respectivamente.
Figura 3. Transitorio oscilatorio de 1 kHz.
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Tabla 1. Categorías y características de los parámetros de calidad de energía CATEGORÍAS CONTENIDO
ESPECTRAL
TÍPICO
DURACIÓN
TÍPICA
MAGNITUD DE
VOLTAJE
TÍPICA
Impulsivo
Nanosegundo 5 ns de subida < 50 ns
Microsegundo 1 us de subida 50 ns – 1 ms
Milisegundo 0,1 ms de subida > 1 ms
Oscilatorio
Baja frecuencia < 5 kHz 0,3 – 50 ms 0-4 p.u.
Mediana frecuencia 5–500 kHz 20 us 0-8 p.u.
Transitorios
Alta frecuencia 0,5–5 MHz 5 us 0-4 p.u.
Instantáneas
Sag 0,5-30 ciclos 0,1-0,9 p.u.
Swell 0,5-30 ciclos 1,1-1,8 p.u.
Momentarias
Interrupción 0,5 ciclos-3 s < 0,1 p.u.
Sag 0,5 ciclos-3 s 0,1-0,9 p.u.
Swell 0,5 ciclos-3 s 1,1-1,4 p.u.
Temporales
Interrupción 3 s – 1 min < 0,1 p.u.
Sag 3 s – 1 min 0,1-0,9 p.u.
Variaciones de
corta duración
Swell 3 s – 1 min 1,1-1,2 p.u.
Interrupción sostenida > 1 min 0,0 p.u.
Subvoltajes > 1 min 0,8-0,9 p.u. Variaciones de
larga duración Sobrevoltajes > 1 min 1,1-1,2 p.u.
Desbalance de voltaje Estado estable 0,5-2%
DC Offset Estado estable 0-0,1%
Armónicos 0-100avo H Estado estable 0-20%
Inter-armónicos 0-6 kHz Estado estable 0-2%
Muescas (notching) Estado estable
Distorsión de
forma de onda
Ruido Ancho de banda Estado estable 0-1%
Fluctuaciones de voltaje < 25 Hz Intermitente 0,1-7%
Variaciones de frecuencia < 10 s
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1.2.2. Variaciones de voltaje de corta duración. Ésta,g abarca la categoría de la IEC de voltajes dips e interrupciones cortas. Cada
tipo de variación puede ser designado como instantáneo, momentáneo o temporal,
dependiendo de su duración como esta definida en la Tabla 1.
Las variaciones de voltaje de corta duración son causadas por condiciones de
falla, como la energización de grandes cargas las cuales requieran altas corrientes
de inicio, o intermitencia en conexiones flojas en el alambrado de potencia.
Dependiendo de la localización de las fallas y las condiciones del sistema, la falla
puede causar:
Sags: caídas temporales de voltaje.
Swells: elevaciones de voltaje.
Interrupciones: perdida completa de voltaje.
1.2.2.1 Sags.
Un sag como se muestra en la Figura 4, es una disminución entre un 10% y 90%
(0,1 – 0,9 p.u.) en la magnitud del voltaje o corriente RMS a la frecuencia nominal
para duraciones desde 0,5 ciclos a un minuto.
Los sags de voltaje son usualmente asociados con fallas a tierra del sistema así
como también por la energización de grandes bloques de carga o arranque de
motores de gran potencia, estos son eventos más comunes y por lo general algo
difíciles de controlar.
La interrupción de un proceso industrial debido a sags de voltaje puede resultar en
un costo muy considerable para la operación. Estos costos incluyen pérdida de
productividad, costos de labores de reposición de materia prima y arranque del
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proceso, daño del producto final, reducción de la calidad del producto, retardo en
el despacho y reducción de la satisfacción del cliente.
Figura 4. Forma de onda 60 Hz distorsionada, con sag para 0,5 p.u.
1.2.2.2 Swells.
Un swell es definido como un incremento entre 1,1 p.u. y 1,8 p.u. en el voltaje o
corrientes RMS de la señal de potencia para duraciones de 0,5 ciclos a un minuto,
como se puede observar en la Figura 5.
Al igual que los sags, los swells son usualmente asociados con las condiciones de
las fallas del sistema, pero no son tan comunes como los sags. Una manera en
que pueden ocurrir los swells es mediante la recuperación de una de las fases
temporalmente caídas. Los swells también pueden ser causados por la
desconexión de grandes cargas o la energización de grandes bancos de
capacitares.
Los swells están caracterizados por su magnitud (valor RMS) y su duración. La
severidad de un voltaje swell durante una condición de falla es una función de la
localización de la falla, la impedancia del sistema, y el aterrizaje.
El término de sobrevoltaje momentáneo (overvoltage) es usado por muchos
autores como sinónimo de swell.
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24
Figura 5. Forma de onda 60 Hz distorsionada, con swell para 1,5 p.u.
1.2.2.2 Interrupciones.
Una interrupción ocurre cuando la fuente de voltaje o la carga de corriente tienen
un decremento a menos de 0,1 por un periodo menor a un minuto.
Las interrupciones pueden ser el resultado de las fallas en los sistemas de
potencia, fallas en los equipos y mal funcionamiento del control. Las interrupciones
son medidas por su duración desde magnitudes de tensión menores que el 10%
de la nominal. La duración de una interrupción debido a una falla en los sistemas
de potencia es determinada por el tiempo de operación de los dispositivos de
protección utilizados. Los cierres instantáneos generalmente limitarán la
interrupción causada por una falla no permanente a menos de 30 ciclos. Los
retardos de cierre de los dispositivos de protección pueden causar una
interrupción momentánea o temporal. La duración de la interrupción puede ser
irregular debido a mal funcionamiento de los equipos o conexiones flojas.
Algunas interrupciones pueden ser precedidas por un voltaje sag cuando son
debidas a fallas del sistema fuente. El voltaje sag ocurre entre el tiempo de inicio
de la falla y el tiempo de reacción de los dispositivos de protección usados.
-
25
1.2.3. Variaciones de voltaje de larga duración.
Variaciones de larga duración abarcan desviaciones RMS de la frecuencia
fundamental por tiempos más largos que un minuto. La ANSI C84.1 especifica las
tolerancias de estado estable esperadas en un sistema de potencia. Una variación
de voltaje es considerada de larga duración cuando los limites ANSI son
excedidos por más de un minuto.
Las variaciones de larga duración pueden ser:
Interrupciones sostenidas.
Caídas de voltaje (Undervoltages).
sobrevoltaje (Overvoltages).
Los sobrevoltaje y las caídas de voltaje generalmente no son el resultado de las
fallas del sistema, pero son causadas por variaciones de carga y operaciones de
conmutación. Tales variaciones son típicamente como graficas de tensión RMS vs.
Tiempo.
1.2.3.1 Sobrevoltaje. Un sobrevoltaje es un incremento en el voltaje AC RMS mayor que el 110% de la
frecuencia fundamental para una duración mayor que un minuto.
Los sobrevoltaje son usualmente el resultado de conmutación de cargas o
energización de bancos de capacitores. Los sobrevoltaje resultan porque el
sistema es demasiado débil para la regulación de voltaje deseada o porque los
voltajes de control son inadecuados.
1.2.3.2 Caídas de voltajes. Una caída de voltaje es un decremento en el voltaje AC RMS menor al 90% de la
frecuencia fundamental para una duración mayor a un minuto. Las caídas de
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26
voltaje son el resultado de los eventos contrarios a aquellos que causan
sobrevoltaje. Una conmutación de carga sobre el apagado de un banco de
capacitores puede causar una caída de voltajes en equipos con regulación de
voltaje. Los circuitos sobrecargados también pueden provocar caídas de voltaje.
El término apagón (blackout) es empleado a menudo para describir periodos
sostenidos de caídas de voltaje como una estrategia para reducir la demanda de
potencia. Dado que no hay una definición formal para apagón y la existencia no es
tan clara como el término de voltaje asociado a un disturbio, entonces, el término
apagón debería ser evitado.
1.2.3.3 Interrupciones sostenidas. Cuando el voltaje suministrado ha sido cero por un periodo de tiempo mayor a un
minuto, la variación de voltaje de larga duración es considerada una interrupción
sostenida. Las interrupciones de voltaje mayores a un minuto son frecuentes y
requieren intervención humana para reparar el sistema. El termino interrupción
sostenida hace referencia al fenómeno de sistema de potencia específicamente,
en general, no tiene relación con el uso del termino outage o interrupción para
describir fenómenos de naturaleza similar para propósitos de reportes confiables.
Sin embargo, esto causa confusión a los usuarios finales quienes consideran un
outage como alguna interrupción de potencia que apaga un proceso. Ésta podría
ser tan pequeña como una mitad de ciclo. El outage, como esta definido en IEEE
Std 1008, no se refiere a un fenómeno específico, más bien al estado de un
componente en un sistema que ha fallado en su condición esperada. Además, el
uso del término interrupción en el contexto de monitoreo de calidad de potencia no
tiene relación de confianza u otra continuidad de servicio estadístico. Así, este
término ha sido definido como la ausencia de voltaje por periodos largos.
Existen curvas de tolerancia a las variaciones de tensión y éstas representan la
variación de la tensión en una línea, expresada en tanto por ciento de tensión,
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27
frente al tiempo de duración de esa variación, normalmente expresado en
segundos o en ciclos de la componente fundamental y en escala logarítmica.
Estas son:
Curva CBEMA (Computer and Business Equipment Manufacturers
Association): se puede emplear para evaluar la calidad de la tensión de
suministro en relación a las interrupciones, huecos, bajadas de tensión y
sobretensiones. Esta curva se muestra en la Figura 6.
La curva CBEMA muestra la magnitud y duración de las variaciones de
tensión en el sistema eléctrico. La línea representada por V representa el
caso de tensión al valor nominal, mientras que los semiplanos
correspondientes a V < 0 y V > 0 corresponden a las regiones de tensión
inferior y superior al valor nominal. La región entre los dos lados de la curva
representa la zona de tolerancia dentro de la que se espera que los equipos
electrónicos funcionen correctamente. Las sobretensiones y las bajadas de
tensión de muy corta duración se consideran aceptables, en el sentido que
no producen la desconexión o el mal funcionamiento de los equipos. Esta
curva de tolerancia es parte importante del IEEE Std 1346-1998 [6].
Figura 6. Curva CBEMA.
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28
Curva ITIC: es una curva mejorada a la CBMA ya que ésta incluye huecos
de tensión que no estaban incluidos dentro de la zona aceptable definida
por la curva CBEMA [10], En la Figura 7 se muestra la curva donde
claramente se observan dos regiones no deseadas o regiones que
significan una interrupción en el servicio. El área denominada Región
prohibida quiere decir que un evento que cae en dicha zona causará un
daño serio al equipo conectado. La región de funcionamiento sin daño hace
referencia a un evento que se localice en esta área de la curva, causará
una interrupción del servicio, pero no un daño a la fuente de poder del
equipo. Sin embargo, las dos zonas son indeseables, ya que a pesar que la
región de funcionamiento sin daño no causa alguna avería al equipo, sí
puede tener consecuencias fatales y costosas, como la pérdida de
información, un disco duro “aterrizado” y daños serios al sistema operativo.
[2]
Figura 7. Curva ITIC
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29
1.2.4. Desbalance de voltaje. Un desbalance puede ser definido empleando componentes simétricos. La
relación de ambas, componentes de secuencia negativa o cero a la componente
de secuencia positiva pueden ser usadas específicamente para desbalance
porcentual.
La fuente primaria de desbalance de voltaje menor que dos por ciento (primeras
fases) es cargada sobre la correspondiente a la tercera fase del circuito. El
desbalance de voltaje puede ser también el resultado de quema de fusibles en una
de las tres fases de un banco de capacitores.
1.2.5. Distorsiones de forma de onda.
Una distorsión de onda se define como una desviación de estado constante de la
frecuencia de una onda seno ideal de potencia caracterizada principalmente por el
contenido espectral de la desviación.
En la CREG, es la distorsión periódica de las ondas de voltaje resultado de cargas
no lineales en el STN, STR y/o SDL.
Hay cinco tipos primarios de distorsiones de onda:
1.2.5.1 DC offset. La presencia de un voltaje o corriente DC en un sistema de potencia AC es
denominado DC offset. Esto puede ocurrir como resultado de disturbios
geomagnéticos o debido al efecto de rectificación de media onda. La corriente
directa en redes de corriente alterna puede tener un efecto perjudicial por acople
del trasformador saturando su operación normal. Esto causa calentamiento
adicional y reducción de vida del trasformador. El DC puede también causar la
erosión electrolítica de electrodos de tierra y otros conectores.
-
30
1.2.5.2 Armónicos. Los armónicos son voltajes o corrientes sinusoidales con frecuencia que son
múltiplos enteros de la frecuencia nominal del sistema (denominada frecuencia
fundamental, usualmente de 50 Hz o 60 Hz). Las ondas distorsionadas pueden ser
descompuestas en una sumatoria de la frecuencia fundamental y los armónicos.
La distorsión armónica se origina por las características no lineales de los
dispositivos y cargas en los sistemas de potencia.
Los niveles de distorsión armónica son descritos por el espectro completo de
frecuencias armónicas con magnitudes y ángulos de fase de cada componente
individual. También es común emplear una cantidad sencilla, la Distorsión
Armónica Total (THD), como una medida del valor efectivo de distorsión armónica,
un ejemplo de THD se puede ver en la Figura 8.
Figura 8. Distorsión armónica
Como fue descrito anteriormente los niveles de distorsión de corriente pueden ser
caracterizados por un valor THD, sin embargo, esto puede ser muchas veces
engañoso. Para tratar este asunto de caracterización de corrientes armónicas en
una forma consistente, en IEEE Std. 519-1992 se define otro término, la demanda
total de distorsión (TDD). Este término es el mismo que distorsión armónica total
excepto que la distorsión es expresada como un porcentaje de la razón de
corriente de cargas antes y no como un porcentaje de la magnitud de la corriente
fundamental. El IEEE Std. 519-1992 provee frecuencias de los niveles de
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31
distorsión armónica de corriente y voltaje en la distribución y transmisión de
circuitos.
1.2.5.3 Interarmónicos. Los voltajes o las corrientes que tienen componentes de frecuencia que no son
múltiplos enteros de la frecuencia a la cual el sistema de potencia está diseñada
para operar (ejemplo 50 Hz o 60 Hz) son llamados interarmónicos. Ellos pueden
aparecer como frecuencias discretas o como un espectro ancho de banda.
Los interarmónicos pueden ser encontrados en redes de voltaje de toda clase. La
principal fuente de distorsión de forma de onda ínter armónica son los conversores
estáticos de frecuencia, ciclo-conversores, motores de inducción y dispositivos de
arco. Las líneas de potencia portadoras de señales también pueden ser
consideradas como interarmónicos. Los efectos de los interarmónicos no son bien
conocidos. Ellos han mostrado afectar las líneas de potencia portadoras de
señales, e inducir ‘flickers’ en dispositivos de desplegamiento visual tal como
TRC’s.
1.2.5.4 Muescas (Notching). Las muescas, como se muestra en la Figura 9, son un disturbio periódico de
voltaje causado durante la operación normal de dispositivos de electrónica de
potencia, en los instantes cuando la corriente se conmuta de una fase a otra.
Puesto que las muescas ocurren continuamente en cada ciclo de red, éstas
podrían ser caracterizadas a través del espectro armónico de la onda afectada.
Ello es generalmente un caso especial de estudio, dado que las componentes en
frecuencia asociadas con las muescas pueden ser eliminadas, dificultando su
caracterización con equipos de medición normalmente usados para análisis
armónico.
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32
Figura 9. Notching
2.2.5.5 Ruido. Son señales eléctricas adicionales de alta frecuencia que producen efectos no
deseables en los circuitos de control en que se presentan, como se puede
observar en la Figura 10, y pueden dividirse en:
Ruido en Modo Común: Ruido en voltaje que aparece balanceado y en fase
con la corriente de los conductores a tierra.
Ruido en Modo transversal: Señales de ruido múltiple entre los conductores
de potencia activa que alimentan a una carga pero no entre los conductores
de tierra o de referencia que existen en el circuito.
Producen mal funcionamiento en equipos electrónicos, errores en la electrónica
digital y en datos.
Figura 10. Ruido
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33
2. METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DE ENERGÍA
Todo proceso investigativo que se desarrolla para alcanzar una gama de objetivos,
en este caso, la evaluación de la calidad de energía, se llama metodología.
La metodología se entenderá aquí como la parte del proceso de investigación, que
sigue a la propedéutica, y permite sistematizar los métodos y las técnicas
necesarias para llevarla a cabo. “Los métodos –dice Martínez Miguélez (1999) –
son vías que facilitan el descubrimiento de conocimientos seguros y confiables
para solucionar los problemas que la vida nos plantea”. Ésta, dependerá de los
postulados que el investigador considere como válidos pues será a través de la
acción metodológica como recolecte, ordene y analice la realidad estudiada.
La evaluación de la calidad de la energía también requiere de una metodología
que ayude a ampliar más el conocimiento y facilite la culminación de ésta cuando
se requiera. En este caso a través de un proceso vivenciado se expondrán los
pasos a seguir.
La metodología de evaluación comprende los siguientes pasos:
Diagnóstico del problema.
Revisión de planos eléctricos.
Equipo a utilizar.
Conexión del equipo.
Análisis de datos.
Resultados primarios.
Simulación.
Aplicación.
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34
2.1. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA.
El estudio inicial, debe empezar por discutir con los usuarios los antecedentes que
se han detectado referente a todos y cada uno de los problemas que se atribuyen a
una mala calidad de energía eléctrica, ya que existen modernos sistemas y equipos
eléctricos, electrónicos y de comunicaciones que están sometidos y a la vez son
responsables de las interferencias electromagnéticas que pueden llegar a degradar
su operación hasta llevarlos a condiciones de falla.
Los objetivos a cumplir con el diagnóstico del problema son: [11]
Determinar o verificar la instalación o cableado del equipo y su sistema de
puesta a tierra.
Determinar la calidad de la tensión de alimentación del equipo o sistema
investigado.
Encontrar las fuentes de las perturbaciones.
Existen una serie de preguntas las cuales indican qué revisar, cuando se tienen
problemas con la calidad de la energía que ayudan a cumplir con los objetivos
anteriormente mencionados.
¿Que equipo electrónico está experimentando problema?
(Tipo, localización).
¿Naturaleza del problema?
(Pérdida de datos, bloqueos, daño en componentes, parpadeo de luces,
calentamientos anormales).
¿Cuando ocurre el problema?
(Hora del día, día de la semana, operación de sistemas particulares)
¿Con que frecuencia ocurre el problema?
(Desde la instalación, recientemente, según la estación del año).
¿Coinciden algunos problemas al mismo tiempo?
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35
(Parpadeo de luces, disminución de la velocidad en motores).
¿Posibles fuentes de los problemas cerca del sitio?
(Soldadoras de arco, sistemas de aire acondicionado, máquinas
fotocopiadoras, conexión de condensadores, lámparas compactas).
¿Existe protección para el equipo?
(Supresores de sobrevoltaje, transformadores de aislamiento).
¿Tiene el equipo protección para resolver esos problemas?
(Garantías, servicio técnico)
¿Revisión del calibre del conductor neutro a nivel de alimentación?
(Calentamientos debido a cargas no lineales)
¿Los cableados y sistemas de puesta a tierra han sido revisados?
(Pérdidas de conexiones, conexiones inapropiadas, conexiones de pobre
calidad-alta impedancia).
¿Ha sido revisada la calidad del suministro de voltaje?
(Utilizando equipos para análisis de la calidad de la energía).
2.2. REVISIÓN DE PLANOS ELÉCTRICOS.
Para analizar el sistema se debe tener a disposición un diagrama unifilar completo
del sistema de potencia. En caso de no tenerlo, deberá realizarse el levantamiento
correspondiente. En éste, se ubicaran las zonas de fallas y se planteará una
posible ubicación del analizador dependiendo de lo mencionado en el ítem
anterior.
Se ubicarán también la o las subestaciones que se encuentren el sitio, ubicaciones
de la fuente de alimentación, transformador o conexión al suministro eléctrico y se
puede realizar una tabla con los datos de placa del transformador, calibre de
conductores o barras de la subestación. Datos que sirven en el momento del
análisis.
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36
2.3. EQUIPO A UTILIZAR.
Los instrumentos utilizados para monitorear los fenómenos perturbadores pueden
ser tan sencillos como un voltímetro análogo hasta un sofisticado analizador de
espectros. La selección y el uso del tipo correcto de medidor requieren que el
usuario entienda las bondades y limitaciones del instrumento, su respuesta a las
variaciones del sistema, su resolución y los objetivos específicos del análisis. [3]
Las propiedades del analizador dependen de la necesidad de la persona que
realiza el estudio, ya que hay que tener en cuenta los fenómenos a evaluar, pues
éstos necesitan un nivel detallado de medición de tensión y corriente.
Todas las mediciones de trabajo tienen su grado de complejidad, por lo tanto se
requiere tener el analizador adecuado para tener un resultado efectivo, desde la
capacidad de almacenamiento de datos hasta su calibración.
Las mediciones de campo en la calidad de energía eléctrica requieren la
instrumentación apropiada para ser efectivas.
2.3.1. Requerimientos de los instrumentos. 2.3.1.1 Vocabulario Metrológico
La calibración y todos los conceptos asociados a ésta, han sido determinados a lo
largo de los años por los organismos metrológicos y de normalizaciones
internacionales, en un principio fueron fijados básicamente con miras a su empleo
desde dentro de los laboratorios de calibración, ensayo, etc. Sin embargo, hoy día
el personal técnico de una empresa en la que se desea mantener un Sistema de
Confirmación Metrológica se ve enfrentado con toda esta terminología, conceptos
y definiciones, que le resultan ajenos y de difícil aprehensión.
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37
Con el fin de comprender el proceso de calibración y los documentos asociados a
los instrumentos de medición, se dan aquellas definiciones y conceptos que son
realmente importantes para las necesidades metrológicas basadas en normas ISO
9000 “Normas para la gestión de la calidad y el aseguramiento de la calidad” y la
ISO 2194. “vocabulario de términos básicos y generales de metrología”
CalibraciónLa calibración es el procedimiento metrológico que permite determinar con
suficiente exactitud cuál es el valor de los errores de los instrumentos de
medición es decir, se llama calibración al procedimiento de comparación entre
lo que indica un instrumento y lo que “debiera indicar” de acuerdo a un patrón
de referencia con valor conocido. Es de vital importancia que los errores que
surjan en la comparación, sean lo suficientemente pequeños y que hayan sido
determinados con la mayor exactitud posible [8] o como lo especifica la ISO
9001 es la acción mediante la cual se realiza la valoración del error en
diferentes puntos de la escala, de los elementos de inspección, medición y
ensayo, con respecto a un patrón de referencia.
Instrumento de medición Dispositivo destinado a ser utilizado para hacer mediciones sólo o en conjunto
con dispositivos complementarios.
MediciónConjunto de operaciones que tiene por objeto determinar el valor de una
magnitud, sean estas operaciones realizadas de forma manual o
automáticamente.
Metrología Ciencia de la medición; la metrología incluye todos los aspectos teóricos y
prácticos relacionados con las mediciones; cualquiera que sea su
incertidumbre y en cualquier campo de la ciencia y tecnología que ocurra
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38
Trazabilidad Cadena de calibración donde cada equipo es calibrado frente a otro de mayor
exactitud, denominado patrón. Esta cadena termina sobre un patrón nacional o
internacional.
AlcanceEs la diferencia entre el valor máximo y el mínimo de la variable de entrada del
instrumento de medida.
DesplazamientoSe produce cuando existe un error constante sobre todo el rango de medida.
ExactitudEs la capacidad de un equipo de medida de dar indicaciones que se aproximen
al verdadero valor de la magnitud medida.
FidelidadEs la cualidad que caracteriza la capacidad del instrumento de medida para dar
el mismo valor de magnitud al medir varias veces en unas mismas condiciones.
HistéresisEs la propiedad presente en algunos instrumentos de medida que provoca que
la curva de medida difiera según las lecturas se hagan de forma ascendente o
en sentido descendente.
LinealidadIndica el grado de proporcionalidad entre la magnitud física y la medida.
Rango de medida Define los valores mínimo y máximo de lectura para los cuales el equipo ha
sido diseñado.
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39
Resolución Es el nivel mínimo de cambio en la entrada para que produzca un cambio
observable en la salida.
2.3.1.2 Características dinámicas de los equipos Un tratamiento aparte merecen las características dinámicas de los equipos de
medida, definidas en función de su respuesta temporal o frecuencial.
Generalmente suelen considerarse las constantes de tiempo, el tiempo de pico, el
valor de pico de sobrepaso, el ancho de banda, frecuencia de corte y pico de
resonancia. Estas características deben ser tenidas en cuenta principalmente
cuando los equipos forman parte de un lazo de regulación, y por tanto, el aumento
de la dinámica del lazo producido por el equipo podría llevar a un comportamiento
inestable o alejado de las condiciones nominales.
Sensibilidad ante perturbaciones Mide la variación máxima de la medida en relación con una variación unitaria
de una condición ambiental.
Sensibilidad de la medida Mide la pendiente o derivada de la recta que relaciona el mensurando (aparato
medido) con la medida.
Junto a éstas, se tienen aquéllas que determinan la capacidad de medida del
equipo, y que deben ser decisivas a la hora de realizar la elección del equipo.
Entre otras cabe destacar:
UmbralEs el nivel mínimo necesario para que cuando la entrada del instrumento
aumente de forma progresiva desde cero, tenga lugar a la salida un cambio
suficientemente grande como para ser detectado.
-
40
Zona muerta Se define como el rango de entrada para el cual no se obtiene lectura en la
salida.
Por último, es necesario hacer distinción entre los errores de un equipo de medida
de naturaleza aleatoria, que precisan de un tratamiento estadístico, y que
difícilmente pueden ser atenuados y los errores de tipo sistemático, que
normalmente son causados por una fuente que puede ser fácilmente detectada, y
que permiten su corrección o reducción por un procedimiento de ajuste.
2.3.1.3 ¿Qué variables se deben calibrar en un equipo de medición? La calibración se realiza en las variables en las cuales se esté trabajando, aunque
idealmente se deberían calibrar todas las variables, no tiene sentido calibrar algo
que no se haya utilizado o no se esté utilizando en el equipo.
Luego de escoger las variables, se puede escoger un punto específico para
realizar la calibración, que puede ser el valor donde más se realicen medidas, o se
deja a elección del laboratorio, éste tiene rangos, que a su vez se encuentran
basados en normas como la EA-10/15 “Guidelines on the calibration of digital
Multimeter”, por ejemplo pueden realizar comparaciones en el 10%, 70% y 90%
del rango de medida del equipo, en la variable requerida. En general el laboratorio
debe estar efectivamente acreditado por la Superintendencia de Servicios públicos
en la norma ISO/IEC 17025:1999, NTC - ISO/IEC 17025:2001, la cual fue
incorporada en la Circular Única Básica No. 10 Título V, para realizar calibración
en la variable deseada.
La importancia de que el lugar o laboratorio en el cual se realice la calibración sea
avalado por la norma ISO/IEC 17025:1999, NTC - ISO/IEC 17025:2001 que rige
los laboratorios es prioritario, pues son éstas las que dan confianza de la medida
que se está realizando o mejor comprobando.
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41
La acreditación de un lugar o laboratorio se puede comprobar a través de la
pagina de Internet de la SIC [14], lugar donde se encuentran los laboratorios
acreditados del país, la variable, el rango y la especificación de su equipo patrón.
La acreditación de un laboratorio garantiza entre otras, cosas como:
Documentación de la lista de todos los instrumentos utilizados para
cuantificar los parámetros relacionados con la calidad.
Todos los equipos utilizados para realizar medidas de la calidad y todos los
equipos utilizados para calibrar, se manipulan con cuidado y son usados de
tal forma que su exactitud y ajuste quede a salvo.
Todas las medidas, tanto para calibrar equipos como para la verificación del
producto, se realizan teniendo en cuenta todos los errores e incertidumbres
significativos identificados en el proceso de medida.
El cliente tiene acceso a pruebas objetivas de que el sistema de medida es
efectivo.
La calibración se realiza con equipos con trazabilidad a patrones
nacionales.
Todas las personas que desarrollan funciones de calibración están
debidamente formadas.
Los procedimientos de calibración están documentados.
La línea de trazabilidad es revisada periódica y sistemáticamente para
asegurar que continúa siendo efectivo el sistema de calibración.
Se mantiene una ficha o registro de calibración para cada equipo de medida
por separado. Cada ficha demuestra que el instrumento es capaz de
realizar medidas dentro de los límites designados.
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42
2.3.1.4 Al momento de realizar la cotización para la calibración de un equipo se debe tener en cuenta:
Verificar la acreditación del laboratorio según la Superintendencia de
Industria y Comercio [14]
Anexar la hoja de especificación del equipo (Datasheet), allí se tendrán en
consideración características como:
o Tamaño del equipo y sus componentes.
o Resolución del equipo y el equipo patrón con el cual se realizará la
comparación.
o Que el patrón de referencia tenga especificaciones por encima del
equipo en el cual se desea realizar el mensurado.
En lo posible enviar fotos de las partes del equipo o que el laboratorio tenga
experiencia en este tipo de equipos.
Al final del proceso de calibración el laboratorio debe entregar un informe en el
cual se especifica el rango, su valor ideal, el valor del equipo patrón, el error y la
tolerancia, como mínimo, de cada una de las variables en las cuales se solicito
realizar la calibración.
2.3.2. Equipo de medición.
El más utilizado hasta el momento es el monitor de potencia de redes que es una
nueva clase de instrumentación desarrollada específicamente para el análisis de
mediciones de tensión y corriente simultáneamente. Permiten mediciones en el
dominio del tiempo y generalmente presentan gráficas de las formas de onda
medidas. De acuerdo con sus capacidades, muestran potencias activa, reactiva y
aparente, factor de potencia, distorsión armónica, entre otros parámetros
importantes. Siempre que sea posible se debe utilizar este tipo de monitores
cuando se requieran mediciones de larga duración ya que permiten el
almacenamiento de gran cantidad de información en memorias digitales. Algunos
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43
de los monitores conocidos en el mercado son: Fluke 41B, Fluke 118 43B, Topas
1000, Circutor AR5, Mavalog 10N y Dranetz BMI 658 Power Quality Analyzer. [11]
2.4. CONEXIÓN DEL EQUIPO.
Para realizar la conexión del equipo se debe tener en cuenta que el entorno
ofrezca máximas garantías al operario y al equipo, donde exista un ambiente de
buena temperatura, libre de humedad, de polvo y contaminantes. Además, para
mostrar las condiciones de éste, se pueden tomar fotografías ó tener un registro
de video, en el cual se muestren las instalaciones y el instrumento que está
realizando el estudio, de esta manera tener evidencias con las cuales se pueda
realizar una comparación del antes y el después.
El operario debe utilizar el equipo de protección adecuada, según la resolución
número 18-0398 de 2004, Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas –
RETIE, Ministerio de Minas y Energía:
Casco dieléctrico.
Protección ocular.
Calzado aislante sin elementos metálicos.
Ropa de trabajo incombustible.
Guantes dieléctricos.
Alfombras aislantes.
Comprobadores de tensión.
Herramientas aislantes
Material de señalización
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44
2.5. ANÁLISIS DE DATOS.
En este paso se adecua y estudia la adquisición de datos obtenida entre el
momento de la conexión del analizador y el periodo que se delimitó para obtener
la información adecuada, con base a las resoluciones y normas que rigen a cada
una de las variables y los ítems anteriores. El proceso podrían incluir una o varias
de las siguientes etapas, dependiendo del alcance que se requiera en el estudio:
2.5.1 Parámetros eléctricos:
Voltaje por fase y trifásico.
Intensidad por fase y trifásico.
Factor de potencia por fase y trifásico.
Potencia aparente por fase y trifásico.
Potencia activa por fase y trifásico.
Potencia reactiva por fase y trifásico.
Energía activa por fase y trifásico.
Energía reactiva por fase y trifásico.
Armónicas:
" Distorsión armónica total en tensión e intensidad por fase.
" Contenido armónico en tensión e intensidad hasta la armónica 25 en
cada una de las fases.
" Distorsión armónica total en los conductores de neutro y tierra.
" Distorsión armónica individual, por lo menos, hasta la armónica 25
en los conductores de neutro y tierra.
2.5.2 Transitorios:
Se medirán transitorios de voltaje y corriente simultáneamente en todas las
fases.
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Todos los eventos transitorios, deberán ser capturados como mínimo con
una resolución de ½ ciclo y deberá tenerse un registro simultáneo de cada
una de las fases.
" Perfil de voltaje mínimo, promedio y máximo.
" Sobre voltajes / Caídas de voltaje.
" Sags.
" Swells.
" Impulsos.
" Microinterrupciones.
Es importante resaltar que el proceso de medición se efectúa en condiciones
normales de carga.
2.6. RESULTADOS PRIMARIOS.
Los resultados primarios son conclusiones y recomendaciones de los análisis de
datos con soluciones teóricas a los problemas encontrados. A continuación se dan
algunas de las soluciones comunes a los problemas de la calidad de energía.
2.6.1. Soluciones recomendadas a los problemas armónicos. En general, las soluciones a los problemas de armónicos son únicas y no
generalizables para todos los sistemas eléctricos. Las soluciones podrían incluir
una o varias de las siguientes recomendaciones [11]:
Disminución de capacidad disponible que pueda entregar un equipo,
colocándole un aviso con la nueva capacidad nominal máxima aceptable.
Reemplazo del equipo existente por uno de mayor capacidad.
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46
La utilización de transformadores trifásicos de aislamiento en conexión
triángulo-estrella ó triángulo-triángulo, como sea más apropiado para la
instalación.
El uso de equipo seleccionado específicamente para que trabaje en
circuitos que tengan componentes armónicas.
Una selección y aplicación adecuada de dispositivos de protección y
medida, con capacidad de medir verdadero valor eficaz.
Equilibrio adecuado de las cargas monofásicas en sistemas trifásicos.
El uso de rectificadores trifásicos en lugar de los monofásicos; entre mayor
número de pulso se maneje en el rectificador, menor será la distorsión
sobre la red.
Relocalización de los condensadores utilizados para mejorar el factor de
potencia, a sitios donde no produzcan resonancia o se vean afectados por
la existencia de armónicos.
Apantallado correcto de los conductores y los equipos electrónicos.
Realizar el aislamiento de las cargas sensibles a los armónicos.
Uso de filtros (activos, pasivos ó híbridos) para bloquear o desviar los
armónicos.
La especificación de equipos nuevos que no contaminen con armónicos.
Inspección periódica, ajustes y modificaciones del sistema eléctrico por
medio de estudios de campo.
Aumento del tamaño del conductor neutro, en algunos casos un neutro por
cada fase.
Reemplazo o reparación de equipo regenerador de armónicos.
2.6.2. Soluciones recomendadas a los problemas de los transitorios.
Los principales dispositivos utilizados para la supresión de transitorios son los
descargadores de sobretensión (surge arrester), los condensadores de protección
contra transitorios y los supresores de transitorios. Es importante hacer énfasis en
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47
la correcta conexión del sistema de puesta a tierra de los circuitos que se desean
proteger para obtener una acertada operación de estos dispositivos.
2.6.3. Soluciones para las variaciones rápidas de la tensión.
Para estas soluciones se puede utilizar:
Cambio de posición del cambiador de tomas (TAP) del transformador que
alimenta la subestación o las cargas, para subir y bajar el nivel de tensión
nominal de salida y puede hacer al sistema menos susceptible a
variaciones rápidas de la tensión. Los cambiadores de tomas automáticos
de estados sólidos que son controlados por circuitos sensores electrónicos
pueden reaccionar relativamente rápido entre uno y tres ciclos.
Los estabilizadores de tensión que mantienen el valor de la tensión de
salida dentro de ciertos márgenes, su uso es muy antiguo y ha sido
obligado por la insuficiente estabilidad de la red para algunas aplicaciones.
Los transformadores ferroresonantes que establecen una resonancia entre
un condensador y una bobina en paralelo obtenida por saturación del hierro
de un transformador, puede ayudar a solucionar caídas de tensión de corta
duración.
Reguladores de tensión controlados magnéticamente que usan
transformadores, inductores y condensadores para sintetizar las salidas de
tensión trifásicas.
Las UPS o fuentes de poder no interrumpido son los equipos que mejor
contrarrestan las perturbaciones de red. La característica más específica de
las UPS es su capacidad para mantener la alimentación de la carga en
ausencia de red durante cierto tiempo, llamado de autonomía, que suele
estar comprendido entre 10 minutos y varias horas.
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2.6.4. Soluciones aplicadas al sistema de puesta a tierra.
Se pueden presentar diferentes conexiones según el tipo de cargas instaladas y el
sistema eléctrico en particular:
Tierra de equipo aislada, se utiliza para aplicaciones en centros de cómputo
o para cargas especiales que requieran un sistema especifico de tierra del
equipo, aisladas del resto de sistemas de puesta a tierra, una solución
práctica consiste en instalar tomacorrientes con polo de tierra aislado en el
que se aísla el conductor que conecta el equipo con sistema de puesta a
tierra del edificio, de acuerdo con lo recomendado con el RETIE.
Transformador de aislamiento, es utilizado para proporcionar protección
contra el ruido eléctrico de modo común. Éste tiene los devanados
primarios y secundarios separados con una pantalla que tiene su propia
conexión al sistema de puesta a tierra; tiene un aislamiento galvánico
elevado entre los devanados primario y secundario, y una inductancia
relativamente grande. Reduce enormemente los ruidos de modo común de
hasta 1 MHz y los ruidos de impulsos en modo transversal de 1 a 100 kHz.
Aislamiento de circuitos de señales, partiendo o abriendo las trayectorias de
lazos de corrientes se puede minimizar las corrientes por conductores de
puesta a tierra en circuitos de señales.
2.6.5. Soluciones a ruidos en sistemas eléctricos y electrónicos. Existen varias clases de ruido, el ruido de modo común que es una señal eléctrica
indeseable que existe entre el conductor del circuito y el conductor conectado con
tierra, el ruido de modo transverso, que son señales eléctricas indeseables que
existen un par de conductores del circuito y la interferencia que es acoplada
electromagnéticamente en un sistema cableado es llamada interferencia
electromagnética.
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Una vez ya determinada la naturaleza del tipo de ruido y sus perturbaciones la
mejor solución es aislar y eliminar la fuente, en algunos casos no se puede
localizar o retirar las fuentes de ruido del sistema, por lo tanto, el ruido debe
atenuarse o filtrarse fuera de éste. Algunos métodos de atenuación son:
Malla de señal de referencia.
Transformadores de aislamiento.
Filtros.
Cables de señal.
Pantallas.
2.7. SIMULACIÓN.
Todo modelo que se implemente debe partir de la recopilación adecuada y
minuciosa de información en campo. Éstas son la base para verificar el modelo
implementado.
En cuanto a verificación de las simulaciones se debe tener en cuenta aspectos
como:
Factores de distorsión armónica en corrientes y tensión.
Armónicos individuales de tensión y corriente.
Flujo de armónicas en el sistema y su destino final.
Absorción de armónicas en corriente por parte de los filtros.
Resonancia en el sistema.
Sintonización de los filtros.
Dimensionamiento de los bancos de condensadores de los filtros.
Dimensionamiento en ohmios de los reactores de los filtros.
Impedancia equivalente del sistema.
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Existen diferentes técnicas y diferentes tipos de software para realizar esta
simulación. Entre ellos se encuentra el programa digital de análisis de transitorios
electromagnéticos (EMTP/ATP) que permite, con la ayuda de un adecuado
modelamiento, la predicción del comportamiento de los sistemas eléctricos en
condiciones de estado estacionario o en condiciones de estado transitorio.
Es por eso que la etapa de simulación es muy importante debido a la gran
flexibilidad de realizar la evaluación de diferentes alternativas de solución desde
los puntos de vista técnico y económico, sin tener que esperar hasta la
implementación para tener una idea de los resultados.
2.8. APLICACIÓN.
Ya obtenido un resultado satisfactorio en el proceso de simulación, se procede a
realizar la ejecución del mejor resultado que arrojó el proceso de simulación.
Al análisis del costo de la implementación, se le debe agregar el personal que la
va a realizar y se deben tener en cuenta igualmente las normas y precauciones
necesarias.
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3. DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PROPUESTA, EJEMPLO DE
APLICACIÓN.
Como ejemplo del análisis realizado a la universidad, y aplicación de la
metodología planteada, se muestra el informe completo del edificio de Ciencias
Ambientales. Los demás informes y conclusiones de los análisis que se realizaron
en los edificios estudiados, periodo de medición y variables analizadas, se
encuentran especificados en la sección de anexos.
Para este capítulo, a no ser que se especifique lo contrario, se entiende por
actividad laboral el periodo comprendido entre las 6:00 a.m. y las 10:00 p.m., y
periodo no laboral o de receso a partir de las 10:00 p.m., hasta las 6:00 a.m.
3.1. DIAGNÓSTICO DEL PROBLEMA.
En la red de distribución de la Universidad Tecnológica de Pereira y en este caso
en el edificio de Ciencias Ambientales, se han presentado recientemente algunos
problemas en el suministro de energía, los cuales tienen relación con fenómenos
de calidad de la energía. Algunas de las interrupciones registradas en el campus
universitario se pueden atribuir a la falta de información sobre el estado que
guarda la red de distribución. En la universidad y en este caso, en el edificio de
Ciencias Ambientales se cuenta con una enorme cantidad de equipo eléctrico y
electrónico el cual tiene que mantenerse en condiciones adecuadas para su
óptimo funcionamiento. Por la tanto, es importante proveer un suministro de
energía con calidad que permita el buen funcionamiento de los equipos, afectando
lo menos posible la red universitaria.
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Además, el anhelo de evaluar el ambiente eléctrico en este lugar, desarrollando
una línea de referencia en cuanto a calidad de energía se refiere y refinar las
técnicas para un futuro modelamiento del sistema completo.
3.2. REVISIÓN DE PLANOS ELÉCTRICOS.
El objetivo de este ítem es identificar los posibles lugares en donde se pueda
conectar el analizador, los lugares más sensibles y aquellos que pueden ser
fuente de disturbios desde el punto de vista del evaluador.
Como el tipo de estudio desarrollado se enfoca al análisis del estado de operación
de las diferentes variables que conforman la red interna del edificio de Ciencias
Ambientales, el instrumento de medición que se utiliza en este trabajo (analizador
de redes Topas 1000) se coloca en la subestación del edifico a un nivel de tensión
de 130 V, ésta es alimentada por el secundario de un transformador de 45 kVA.
Las características del transformador que alimenta la subestación de este edificio
se muestran en la Tabla 2.
Tabla 2. Especificación del transformador. Potencia aparente: 45 kVA
Tensión primario: 13,2 kV
Corriente primario: 1,97 A
Tensión secundario: 226 V – 130 V
Corriente secundario: 114,96 A
Tensión de corto circuito = 2,65%
Corriente de corto circuito ISCT: 4,34 kA
3.3. EQUIPO A UTILIZAR PARA EL ANÁLISIS.
Se utiliza el analizador de redes TOPAS 1000 que permite obtener registros
diarios, semanales y hasta mensuales de variables eléctricas como tensión,
corriente, factor de potencia y energía, todos estos con valores mínimos, máximos
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y promedio durante el periodo de medida. Además, muestra en magnitud y tiempo
los armónicos de tensión y corriente, eventos de corta y larga duración
representados en la curva CBEMA. Éste, se comunica con un computador a través
del puerto serie y trae un software que permite la visualización de cada una de sus
variables.
En cuanto a la calibración del instrumento de medición utilizado.
En las especificaciones del analizador de redes Topas 1000 existen tan solo
referencia para tensión y corriente por lo cual son tan solo estas variables, pues no
existe certificado de las demás. Se muestran a continuación en la Tabla 3 y en la
Tabla 4 las especificaciones del Topas en tensión y corriente.
Tabla 3. Precisión de los sensores de tensión para el analizador Topas 1000
Temperatura drift: 100 ppm/K Aging
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Tabla 4. Precisión de los sensores de corriente para el analizador Topas 1000
RANGE ACCURACY
BAND FREQUENCY
PHASE ANGEL
TEST VOLTAGE
Vrms
OPERATINGVOLTAGE
CLIP-ON CURRENT
TRANSFORMER 1 000/100 A A680501052
0,1 A...1200 A/ 0,1 A…120 A
0,5% 16 Hz...5 kHz 0,5º 5 550 600 V CAT III
CLIP-ON CURRENT
TRANSFORMER 500/50 A
A680501051
4 A...500 A(600*)/ 4 A...50 A
0,5% 48 Hz...1 kHz 1º 5 550 600 V CAT III
CLIP-ON CURRENT
TRANSFORMER 100/10 A
A680501050
100 mA…120A/ 100 mA…12A
0,5% 45 Hz…10 kHz 3,5º --- max. 30 V to
ground
CLIP-ON CURRENT
TRANSFORMER 5/1 A
A680501049
50 mA…14 A/ 50 mA…2.8 A
0,5% 40 Hz…5 kHz 3º --- max. 30 V to
ground
LEMFLEX 10-1 000 A
A680501053 10 … 2200 A** 0,5% 45…3,0 kHz 0,5º 5 550
600 V CAT III
LEMFLEX 100-6 000 A
A680501059 100…12,2 kA** 0,5% 45…3,0 kHz 0,5º 5 550 600 V CAT III
SHUNT 20 mA A680501057
55 mA/400 mA*** 0,2% DC…3,0 kHz 0,1º 2 300 300 V CAT III
SHUNT 1 A A680501054 2,8/6,5 A*** 0,2% DC…3,0 kHz 0,1º 2 300
300 V CAT III
SHUNT 5 A A680501055 10 A/12,25 A*** 0,2% DC…3,0 kHz 0,1º 2 300
300 V CAT III
Error in % of measuring range at 23°C # 3°C, at 48 to 65 Hz (calibrated sensors) Phase angle error at nominal current * 10 min On/90min OFF ** For sinusoidal signals ***max. overload
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Algunos de los laboratorios acreditados del país que tienen concordancia con el
patrón con que se recomienda realizar la calibración del Topas 1000 son:
Laboratorio de Patronamiento de Equipo Eléctrico de la Universidad del Valle con
el siguiente alcance:
Corriente AC y DC de:
0 a 11 A para amperímetros de medición directa
0 a 550 A para pinzas amperimétricas
Voltaje AC o DC de 0 a 1 100 V
Laboratorio de Patronamiento Eléctrico del EATIC de Empresas Públicas de
Medellín con el siguiente alcance:
Corriente AC y DC de:
0 a 20 A para Amperímetros de medición directa
0 a 1 000 Voltaje AC o DC de 0 a 1 100 V.
Así que para una calibración total del equipo, en cuanto al alcance de la medición que éste puede realizar, el equipo se debe sacar del país. 3.4. CONEXIÓN DEL ANALIZADOR. El analizador de redes TOPAS 1000 fue instalado en el secundario de la
subestación eléctrica. Fueron medidas las tensiones entre fase y neutro y las
corrientes de fase y neutro en el secundario del transformador de 45 kVA. En la
Tabla 5 se muestra la relación de conexión de los canales de adquisición del
analizador TOPAS 1000 y el transformador.
Nota: En el país, según la Superintendencia de Industria y Comercio no se cuenta con laboratorios acreditados para corrientes mayores a 1 000 A, AC.
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Tabla 5. Relación de conexión entre el TOPAS 1000 y las fases del trasformador
TRANSFORMADOR CANALES
ANALIZADOR
Magnetrón Tensión Corriente
Fase I (F1 = R) 1 5
Fase II (F2 = S) 2 6
Fase III (F3 = T) 3 7
Neutro 4 8
Las fases R, S y T en las cuales se conectaron las
sondas del analizador Topas 1000 corresponden
para este estudio a las fases F1, F2 y F3.
Periodo de medición:
Inicio: Martes 03 de Octubre de 2006 a las 4:00 p.m.
Parada: Mates 10 de Octubre de 2006 a las 4:00 p.m.
Procesamiento digital de las señales eléctricas:
Para cada una de las señales eléctricas registradas se realizó un promedio de los
valores en intervalos de 10 minutos, para el mismo intervalo se conservaron los
valores máximos y mínimos de las señales.
F1=R F2=S F3=T
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Figura 11. Fotos de la instalación del Topas
F1
F2
F3
Conexión entre Neutro y Tierra
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3.5. ANÁLISIS DE DATOS
3.5.1 Desviaciones de la Tensión estacionaria
Según la resolución CREG 024 – 2005, (numeral 6.2.1.1, “Desviaciones de la
frecuencia y magnitud de la tensión estacionaria”) con la cual se modifica el
reglamento de distribución de energía eléctrica (resolución CREG 070 – 1998), se
establece que: “Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz no podrán ser
inferiores al 90% de la tensión nominal ni ser superiores al 110% de esta
durante un periodo superior a un minuto”.
Tabla 6. Límites de tensión según CREG 024 - 2005 TENSIÓN NOMINAL SECUNDARIO (VN)
LÍMITE INFERIOR (90%VN)
LÍMITE SUPERIOR (110%VN)
226 V 203,4V 248,6 V
130 V 117
