Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica
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Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE – 0502 Proyecto Eléctrico Metodología de análisis de huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del Sistema Eléctrico Nacional Por: David Josué Segura Picado. Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Diciembre del 2009 Metodología de análisis de huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del Sistema Eléctrico Nacional Por: David Josué Segura Picado Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLERATO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal: _________________________ Ing. Lic. Juan Carlos Montero Quirós Profesor Guía _________________________ Ing. Lic. Jairo Humberto Quirós Tortós Miembro, Comité Asesor _________________________ Ing. Lic. Anabelle Zaglul Fiatt Miembro, Comité Asesor iii DEDICATORIA Este trabajo se lo dedico a Dios por la vida y por lo que me ha enseñado durante mis años de estudio, al él todo mi esfuerzo por vivir de manera intensa tratando de aprovechar las cualidades que nos regala a todos por igual. Agradezco a mi mamá, por toda su ayuda durante tantos años, por su compresión y apoyo en momentos difíciles, ella es la verdadera ingeniera detrás de todo esto. A mi padre por su valentía para vivir, su esfuerzo y humildad. A ambos gracias por la vida, por los miles de sacrificios que han hecho para que yo logre alcanzar mis metas y por recordarme quién soy y de dónde vengo. A mis cinco hermanos por allanar mi camino, y tener eso que nos hace diferentes a los demás y que cualquiera puede notar cuando estamos juntos. A mi novia por su motivación, apoyo y la alegría que le da a mi vida. Espero que este tiempo sea el inicio de una vida muy feliz. Y a todos aquellos que desde mi escuela en Pérez Zeledón, han compartido conmigo horas de estudio y dedicación. iv RECONOCIMIENTOS Al Ing. Juan Carlos Montero por esfuerzo, tiempo y ayuda para la realización de este proyecto, sin usted este trabajo no hubiese sido posible. Le estaré agradecido siempre. A la Ing. Anabelle Zaglul Fiatt por su atención, correcciones y el tiempo dedicado a la lectura de mi proyecto. Al Ing. Jairo Humberto Quirós Tortós, por las correcciones durante este proyecto, y sobre todo por ayudarme durante toda mi vida universitaria compartiendo clases y sobre todo una gran amistad. v ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................ ix ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................. xii NOMENCLATURA ...................................................................................xiii RESUMEN ................................................................................................. xiv CAPÍTULO 1: Introducción......................................................................... 1 1.1 Objetivos .................................................................................................................. 2 1.1.1 Objetivo General............................................................................................... 2 1.1.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 2 1.2 Metodología ............................................................................................................. 3 CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico ............................................................... 4 2.1 Introducción a los huecos de tensión ....................................................................... 4 2.2 Caracterización de los huecos de tensión ................................................................ 5 2.2.1 Magnitud ........................................................................................................... 5 2.2.1.1 2.2.2 Método tensión rms [1] ............................................................................. 6 Duración del hueco de tensión ......................................................................... 7 2.2.2.1 Tiempo de despeje de falla ........................................................................ 7 2.2.2.2 Medición de la duración de un hueco de tensión ...................................... 8 2.2.3 Salto de fase ...................................................................................................... 8 2.2.3.1 2.2.4 Medición de los saltos de fase ................................................................... 8 Huecos de tensión en sistemas trifásicos .......................................................... 9 2.2.4.1 Algoritmos para la caracterización de huecos de tensión medidos a partir de desbalances trifásicos ............................................................................................. 9 2.2.4.2 Caracterización de los huecos de tensión en sistemas trifásicos ............. 10 2.2.4.3 Tipos de huecos de tensión trifásicos desbalanceados ............................ 10 2.2.4.4 Algoritmo de componentes simétricos .................................................... 12 2.2.4.5 El algoritmo hexafásico ........................................................................... 14 2.3 Magnitud de un hueco de tensión dada la ubicación de una falla.......................... 15 2.4 Ubicación de la fuente de un hueco de tensión [4] ................................................ 18 2.4.1 2.5 Descripción del método .................................................................................. 19 2.4.1.1 Falla localizada en el lado de la carga “línea abajo” ............................... 20 2.4.1.2 Falla localizada en el lado de la fuente de suministro, “línea arriba”. .... 22 Mitigación de huecos de tensión ............................................................................ 23 vi 2.5.1 Tipos de equipos de mitigación [2] [1]........................................................... 24 2.5.1.1 Volante de inercia. (Flywheel) ................................................................ 24 2.5.1.2 UPS con almacenamiento mínimo de energía......................................... 25 2.5.1.3 Restaurador dinámico de tensión ............................................................ 27 2.5.1.4 Conexión en paralelo de una máquina sincrónica ................................... 28 2.5.1.5 Statcom (Compensador Estático de Reactivo). ....................................... 28 2.5.1.6 Entrada en serie sin transformador. ......................................................... 29 2.5.1.7 Capacidad de reducción de los huecos de tensión................................... 30 2.5.1.8 Otros aspectos técnicos y económicos .................................................... 32 2.5.1.9 Resumen de los aspectos técnicos y económicos .................................... 34 2.6 Operación de protecciones en el sistema eléctrico nacional .................................. 35 2.6.1 Tiempos de operación de las protecciones en distribución ............................ 35 2.6.1.1 Fusibles.................................................................................................... 36 2.6.1.2 Interruptores ............................................................................................ 36 2.6.1.3 Recerrador ............................................................................................... 37 2.6.2 Tiempos de operación de protecciones en transmisión .................................. 37 CAPÍTULO 3: Análisis del comportamiento de equipos sensibles y opciones de dispositivos mitigación de Sags a nivel nacional .................... 38 3.1 Comportamiento de dispositivos sensibles [1] ...................................................... 38 3.1.1 3.2 Tolerancia en la tensión y curvas de tolerancia de tensión............................. 39 Comportamiento de dispositivos sensibles ............................................................ 41 3.2.1 Comportamiento del variador de velocidad AC [8] ....................................... 41 3.2.1.1 Efectos sobre el variador de velocidad AC ............................................. 42 3.2.1.2 Comportamiento en pruebas de huecos de tensión ................................. 45 3.2.2 Variadores de Velocidad DC .......................................................................... 48 3.2.2.1 Variadores DC durante huecos de tensión balanceados .......................... 50 3.2.2.2 Variadores DC para huecos de tensión desbalanceados.......................... 51 3.2.3 3.3 Comportamiento de los contactores ante huecos de tensión .......................... 52 Dispositivos de mitigación disponibles en el mercado nacional ........................... 54 3.3.1 REACTIVAR. Schneider Electric .................................................................. 54 3.3.2 Regulador de tensión serie WHR ................................................................... 60 3.4 Dispositivos de medición de huecos de tensión..................................................... 64 3.4.1 Monitor digital trifásico de Wagner. Serie DTP-3 ......................................... 64 3.4.2 Medidor ION 7650 de Power Measurement................................................... 66 vii 3.5 3.5.1 Normativa de la ARESEP ...................................................................................... 68 Norma de calidad de voltaje de suministro (AR-NTCS)................................ 68 3.5.2 Norma de metodología para la evaluación de la calidad del voltaje de suministro (AR-MTCVS) ................................................................................................ 69 3.5.3 Norma de calidad de la continuidad del suministro eléctrico (AR-NTCVS) de la ARESEP....................................................................................................................... 70 CAPÍTULO 4: Simulaciones y entrevistas a encargados de calidad de energía del ICE y la CNFL ......................................................................... 71 4.1 Aplicación de las técnicas de caracterización de huecos de tensión ...................... 71 4.1.1 Procesamiento de los datos del ION, por medio de MATLAB ...................... 72 4.1.2 Caso de hueco de tensión bifásico .................................................................. 76 4.1.3 Caso de hueco de tensión monofásico ............................................................ 81 4.2 4.2.1 4.3 Entrevistas a los encargados de calidad de energía de la CNFL y el ICE ............. 85 Entrevista encargado del ICE ......................................................................... 85 Entrevista al encargado de la CNFL ...................................................................... 87 4.4 Efecto de las fallas de transmisión y distribución, que producen huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del sistema eléctrico nacional ............................................ 88 4.4.1 Análisis de fallas en distribución para la subestación dada ............................ 88 4.4.2 Análisis de fallas en transmisión para la subestación dada ............................ 90 4.4.3 Análisis a dispositivos sensibles ..................................................................... 91 CAPÍTULO 5: Metodología de análisis y mitigación de huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del sistema eléctrico nacional ....................... 94 CAPÍTULO 6: Conclusiones y Recomendaciones. .................................... 99 6.1 Conclusiones. ......................................................................................................... 99 6.2 Recomendaciones. ............................................................................................... 101 BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 103 viii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Tensión en p.u contra tiempo en ciclos, durante un hueco de tensión [1] ................. 5 Figura 2.2. Ventana de un ciclo para tensión rms del evento mostrado en la figura 2.1 [1] ........ 6 Figura 2.3. Salto de fase en grados para evento representado por la figura 2.1 [1] ..................... 9 Figura 2.4. Seis tipos de huecos de tensión en desbalances trifásicos. Flechas delgadas indican las tensiones normales, las flechas más gruesas indican tensiones durante el evento [6] .......... 11 Figura 2.5. Red de distribución con carga y fallas dadas [1] ..................................................... 16 Figura 2.6. Divisor de tensión para modelo de hueco de tensión [1] ......................................... 17 Figura 2.7. Magnitud del hueco de tensión en pu como función de la distancia a la falla [1] ... 18 Figura 2.8. Sistema de Potencia, ubicación de las áreas [4] ....................................................... 19 Figura 2.9. Sistema de potencia y ubicación de falla [4] ............................................................ 21 Figura 2.10. Posibles métodos de mitigación [2] ....................................................................... 23 Figura 2.11. Diagrama de un sistema de Flywheel [2] ............................................................... 25 Figura 2.12. Diagrama de una UPS [2] ...................................................................................... 26 Figura 2.13. Diagrama de un Restaurador Dinámicos de Tensión (DVR-2) [2] ........................ 27 Figura 2.14. Diagrama de Conexión en paralelo de la Máquina Sincrónica [2] ........................ 28 Figura 2.15. Diagrama de bloques de un Statcom [2] ................................................................ 29 Figura 2.16. Entrada en serie sin transformador [2] ................................................................... 30 Figura 3.1. Curva de tolerancia para equipos de cómputo [2].................................................... 40 Figura 3.2.Variador de velocidad Siemens, G110. ..................................................................... 42 Figura 3.3. Circuito equivalente del variador de velocidad AC [12] ........................................ 43 Figura 3.4. Corrientes de línea para un Variador (5 hp), tensiones balanceadas [8] .................. 43 Figura 3.5. Corrientes de línea para un Variador (5 hp), tensiones desbalanceadas [8]............. 44 Figura 3.6. Huecos de tensión que hacen que el variador se dispare (o), huecos de tensión que no disparan el variador (x) [1] .................................................................................................... 45 Figura 3.7. Comportamiento típico de variadores ante huecos de tensión. [1] .......................... 46 ix Figura 3.8. Tres tipos de comportamiento de la velocidad para motores con variador de velocidad, durante un hueco de tensión [1] ................................................................................ 47 Figura 3.9. Variador de Velocidad DC (2) ................................................................................. 48 Figura 3.10. Circuito equivalente de un variador de velocidad DC [1]...................................... 49 Figura 3.11. Torque de salida en pu durante un hueco de tensión de 30 ciclos y 0.8 pu [1] ...... 50 Figura 3.12. Torque eléctrico para hueco de tensión desbalanceado [1] .................................... 51 Figura 3.13. Curva de Tolerancia de tensión para un contactor [1] ........................................... 53 Figura 3.14. Protector electrónico de huecos de tensión. REACTIVAR [10]............................ 55 Figura 3.15. Respuesta del REACTIVAR ante un hueco de tensión, arriba forma de onda a la entrada, abajo forma de onda a la salida [10] ............................................................................. 56 Figura 3.16. Respuesta del REACTIVAR ante una interrupción, arriba forma de onda a la entrada, abajo forma de onda a la salida [10] ............................................................................. 56 Figura 3.17. Circuito equivalente para tipos ESP-A y ESP-B [10] ............................................ 57 Figura 3.18. Circuito equivalente para tipos ESP-C [10] ........................................................... 59 Figura 3.19. Algunas presentaciones de Reguladores WHR [11] .............................................. 60 Figura 3.20. Algunos Reguladores para aplicaciones monofásicas [11] .................................... 63 Figura 3.21. Algunos Reguladores para aplicaciones trifásicas [11] ......................................... 64 Figura 3.22. Monitor Digital de Tensión Trifásico. DTP-3 [12] ................................................ 65 Figura 3.23. Medidor ION 7650 [15] ......................................................................................... 67 Figura 4.1. Archivo de registros de salida de medidor ION [17] ............................................... 72 Figura 4.2. Formas de onda del registro en Excel del medidor ION [17] .................................. 73 Figura 4.3. Esquema de simulink utilizado en la simulación. .................................................... 75 Figura 4.4. Formas de Onda para hueco de tensión bifásico ...................................................... 77 Figura 4.5. Magnitud de la tensión RMS del hueco de tensión, caso bifásico ........................... 78 Figura 4.6. Valor del ángulo de fase para las componentes de secuencia .................................. 79 Figura 4.7. Fasores para hueco de tensión tipo Ca, caso bifásico ............................................... 80 Figura 4.8. Formas de onda para hueco de tensión monofásico ................................................. 82 x Figura 4.9. Magnitud de la tensión RMS del hueco de tensión, caso monofásico ..................... 82 Figura 4.10. Valor del ángulo de fase para las componentes de secuencia, caso monofásico ... 83 Figura 4.11. Fasores para hueco de tensión tipo Db, caso monofásico....................................... 84 Figura 4.12. Circuito equivalente de la subestación evaluada. ................................................... 89 Figura 4.13. Magnitud del hueco de tensión vs. Tiempo de duración de la falla. ...................... 89 Figura 4.14. Magnitud del hueco de tensión vs. Tiempo de duración de la falla. ...................... 91 Figura 4.15. Equipos sensibles ante huecos de tensión en la subestación de 34.5 kV dada....... 92 xi ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Tiempo de despeje de fallas de algunas protecciones [1]............................................ 7 Tabla 2.2. Aspectos técnicos y económicos de los diferentes métodos de mitigación [2] ......... 35 Tabla 3.1. Tensión de tolerancia promedio de algunos equipos [1] ........................................... 40 Tabla 3.2. Resultados de tolerancia ante huecos de tensión para variadores, 3 HP y 20 HP [1] 47 Tabla 3.3. Resultados de tolerancia ante huecos de tensión para variadores, condición de mitad y plena de carga [1] .................................................................................................................... 47 Tabla 3.4. Variaciones de la tensión de corta duración .............................................................. 69 Tabla 4.1. Porcentajes de error para tensiones, caso bifásico..................................................... 78 Tabla 4.2. Porcentajes de error para duración del hueco de tensión, caso bifásico. ................... 78 Tabla 4.3. Porcentajes de error para tensiones, caso monofásico............................................... 82 Tabla 4.4. Porcentajes de error para duración del hueco de tensión, caso monofásico. ............. 82 xii NOMENCLATURA CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz ICE Instituto Costarricense de Electricidad ARESEP Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos pu Por unidad rms Raíz cuadrada media, RMS por sus siglas en inglés V Voltio K Kilo VAr Volt ampere reactivo VA Volt ampere A Ampere W Watt DC Corriente Directa, DC por sus siglas en inglés AC Corriente Alterna, AC por sus siglas en inglés ms Milisegundos s Segundos Hz Hertz Vn Tensión Nominal min Minuto IEC Comisión de Electrotecnia Internacional, IEC por sus siglas en inglés J Joule PWM Modulación del ancho del pulso, PWM por sus siglas en inglés FACTS Sistema de transmisión Flexible AC, FACTS por sus siglas en inglés xiii RESUMEN Este proyecto trata el tema de los huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del Sistema Eléctrico Nacional, la posibles formas de caracterizarlos, medirlos y mitigarlos. El objetivo general es desarrollar una metodología para el análisis de huecos de tensión que se presentan en las subestaciones de 34.5 kV, debido principalmente a fallas en los sistemas de transmisión y distribución. La metodología utilizada para el desarrollo puede ser dividida en: investigación bibliográfica sobre conceptos acerca de huecos de tensión, entrevistas con los encargados del ICE y la CNFL para conocer la realidad nacional, y el procesamiento de información registrada sobre eventos reales para conocer el comportamiento de dispositivos sensibles a huecos de tensión en subestaciones de distribución. Algunos de los resultados obtenidos muestran que es necesario aplicar equipos de mitigación de huecos de tensión en las industrias que poseen procesos sensibles a las caídas de tensión. Además de esto se logró comprobar la validez de las técnicas de procesado de los datos registrados durante un evento por los equipos de monitoreo. El alcance de este proyecto está supeditado a un conocimiento más profundo de las variables del sistema, los ajustes de las protecciones de distribución y del monitoreo del sistema. El análisis se realiza para una subestación del sistema eléctrico, la cual se utiliza como base para generalizar acerca del sistema. La conclusión más importante obtenida fue el desarrollo de una metodología para el análisis de huecos de tensión, su medición, caracterización y motivación. Se comprobó la dificultad de cumplir las normativas impuestas por la ARESEP sobre calidad de energía, específicamente huecos de tensión para empresas como el ICE y la CNFL. xiv CAPÍTULO 1: Introducción A finales del siglo XIX y principios del XX, cuando los Sistemas de Potencia, entiéndase generación, transmisión y distribución, comenzaban a posicionarse como la base de toda la industria humana, los problemas de calidad de energía no eran tan importantes como lo son en la actualidad. La invención del transistor a mediados de siglo XX, y el posterior crecimiento acelerado de los equipos electrónicos dentro de infinidad de aplicaciones en la industria, ha llevado el tema de calidad de energía a explorar nuevos horizontes. Esto por la alta sensibilidad que tienen los dispositivos electrónicos a las variaciones de la tensión y la corriente. La calidad de energía se refiere básicamente al monitoreo de ciertos parámetros de interés, como por ejemplo la tensión, con el fin de que la empresa que brinda el servicio eléctrico al usuario, mantenga estos parámetros dentro de los valores que dictan las normas de cada país, de manera que el producto entregado sea de calidad para el usuario. La creciente sensibilidad de los equipos electrónicos, ha traído consigo una exigencia bastante alta al proveedor eléctrico con el fin de satisfacer al usuario final, ya que éste se ve afectado por la calidad del servicio que se le brinda. Es importante definir a nivel nacional una metodología clara para identificar el origen de estos inconvenientes, ya que es necesario aplicar sanciones económicas, y debe de haber un responsables al respecto en cualquier situación. Por lo tanto, conocer dónde se originan estos problemas, cómo mitigarlos y tratar de prevenirlos, es de vital importancia dentro de un Sistema Eléctrico de Potencia en la actualidad, debido a los requerimientos establecidos en las normas dictadas por la autoridad que regula el servicio eléctrico. 1 En este proyecto se busca plantear una metodología para la solución de problemas de huecos de tensión en subestaciones de 34.5kV del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), con el propósito de que se tenga una opción concreta a la hora de proceder ante este tipo de casos. 1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo General Desarrollar una metodología para el análisis de huecos de tensión que se presentan en las subestaciones de 34.5 kV del Sistema Eléctrico Nacional. 1.1.2 Objetivos Específicos • Determinar las características de los huecos de tensión a registrar y el modo de procesar esta información. • Listar las características del equipo necesario para analizar los huecos de tensión. • Analizar la reglamentación nacional acerca de los huecos de tensión. • Identificar equipos presentes en el mercado nacional para mitigar los huecos de tensión. • Determinar mediante entrevistas a los encargados de la Calidad de la Energía del CNFL y el ICE el efecto de los huecos de tensión en los abonados. 2 1.2 Metodología Para el desarrollo de este proyecto se establecen los siguientes pasos a seguir durante la investigación: Primeramente se hace un desarrollo teórico, donde se introducen los principales conceptos y generalidad del tema propuesto, se expone la definición de huecos de tensión y sus principales características, los equipos utilizados para la mitigación de este problema de calidad de la energía, y se presenta los principales tópicos de las normas del ente que regula el servicio eléctrico en Costa Rica. Seguidamente se identifica los principales equipos que hay en el mercado de Costa Rica para solventar estos problemas, se describe sus principales características y posibilidades de implementación. Como siguiente paso, se realizan varias simulaciones con el programa PSS/E para visualizar los posibles eventos que se pueden presentar, en las subestaciones a nivel nacional y que generan huecos de tensión en el sistema. Posterior a esto, se consulta a los ingenieros del área de calidad de energía, del ICE y CNFL con el fin de conocer los efectos que provocan los huecos de tensión en los abonados. Por último se implementa una metodología para la corrección de los problemas de calidad de energía, más específicamente huecos de tensión. Además se comprueba si los requerimientos de la autoridad reguladora se cumplen siguiendo la metodología. 3 CAPÍTULO 2: Desarrollo Teórico 2.1 Introducción a los huecos de tensión Existen muchos fenómenos que afectan la calidad de la energía eléctrica. Éstos perjudican de manera considerable parámetros como: tensión y corriente del suministro eléctrico de los usuarios de cualquier sistema a nivel mundial. Dichos fenómenos producen deterioro y destrucción de equipos que son altamente sensibles a las variaciones de los parámetros mencionados. Uno de estos problemas que se relaciona con la calidad de la energía eléctrica, son los llamados huecos de tensión. Un hueco de tensión es una reducción en el valor rms de la tensión por un tiempo relativamente corto. Estos pueden ser causados por cortos circuitos, sobrecargas y arranque de grandes motores de inducción [1]. El interés en los huecos de tensión se da principalmente debido a los problemas causan en diversos equipos como: variadores de velocidad, equipo de control de procesos y en computadoras, entre otros. Algunos componentes de estos equipos se apagan cuando el valor rms de la tensión cae por debajo del 90% de su valor nominal, por una duración de uno o dos ciclos [1]. Por otro lado, en [13] se define a una interrupción como la pérdida completa de tensión durante un periodo de tiempo dado, de ahí se nota la diferencia con lo que son huecos de tensión, ya que estos son una pérdida parcial de la tensión nominal. Los huecos de tensión no son tan dañinos para la industria en comparación con las interrupciones del suministro eléctrico, sean estas cortas o largas. Pero dado que el número de huecos de tensión es mucho mayor que las interrupciones, el daño total debido a huecos de tensión es considerable.[1] Las fallas en el servicio eléctrico, son originadas en su mayoría en la red de distribución. Sin embargo, los huecos de tensión que se presentan en las terminales de los 4 equipos, pueden ser causados por fallas a cientos de kilómetros de distancia en el sistema de transmisión, también por la conexión de grandes cargas o por arranque de motores de gran capacidad. Es por esto que se dice que los huecos de tensión, son un problema más global que las interrupciones causadas por fallas. Reducir el número de interrupciones requiere en muchos casos, mejorar alguna línea del sistema de distribución. Por otro lado, reducir el número de huecos de tensión requiere del mejoramiento de varias líneas de distribución, y a menudo de líneas de trasmisión alejadas de donde ocurre el evento. 2.2 Caracterización de los huecos de tensión 2.2.1 Magnitud La magnitud de un hueco de tensión puede ser determinada de muchas maneras. La mayoría de los equipos de monitoreo obtienen la magnitud del hueco de tensión por medio de la tensión rms, aunque existen varias alternativas de cuantificación del nivel de tensión durante un evento. La caracterización de la magnitud de los huecos de tensión puede hacerse también por medio de la magnitud de la componente fundamental de la tensión por medio de un análisis de fourier, o por la tensión de pico. En la figura 2.1 se presenta un caso típico de hueco de tensión y posteriormente se analiza su magnitud con la tensión rms del fenómeno. Figura 2.1. Tensión en p.u contra tiempo en ciclos, durante un hueco de tensión [1] 5 2.2.1.1 Método tensión rms [1] Éste se realiza mediante la memorización de valores de tensión en un tiempo de muestreo dado antes, durante y después del evento. El cálculo de la tensión rms equivalente durante el fenómeno se hace por medio de la ecuación 2.1: V rms = 1 N N ∑v i =1 2 i (2.1) Donde N es el número de muestras por ciclo y vi son los valores de tensión en cada una de esas N muestras en el dominio del tiempo. El método descrito por la ecuación 2.1 ha sido aplicado en el fenómeno que se presenta en la figura 2.1. Los resultados se muestran en la figura 2.2, en mediciones de 256 putos por ciclo. Figura 2.2. Ventana de un ciclo para tensión rms del evento mostrado en la figura 2.1 [1] 6 2.2.2 Duración del hueco de tensión 2.2.2.1 Tiempo de despeje de falla La caída de tensión durante un corto circuito (el cual provoca un hueco de tensión), va a ser corregido por medio de las protecciones que tratan de despejar la falla para que poco tiempo después el sistema retorne a sus valores originales. La duración de un hueco de tensión es principalmente determinada por el tiempo de despeje de falla, aunque éste puede ser mayor a este tiempo de despeje bajo algunas condiciones.[1] Generalmente se dice que las fallas en los sistemas de transmisión son despejadas de manera más rápida que en los sistemas de distribución. Los sistemas de trasmisión y subtrasmisión que operan en un sistema de potencia, requieren de principalmente de protecciones de distancia (impedancia) y diferencial. Mientras tanto en distribución se utiliza más la protección de sobrecorriente. En la tabla 2.1 se muestran algunos tiempos de despeje de falla de varios equipos de protección: Tabla 2.1. Tiempo de despeje de fallas de algunas protecciones [1] Tipo de Protección Tiempo de despeje Fusibles limitadores de Corriente Menos de un ciclo Fusibles de expulsión 10-1000 ms Relé de distancia con interruptor de alta velocidad 50-100 ms Relé de distancia en zona 1 100 ms Relé de distancia en zona 2 400 ms Relé de distancia en zona 3 800 ms Relé de distancia en zona 4 3.5 s Relé diferencial 100-300 ms Relé de Sobrecorriente 200-2000 ms 7 2.2.2.2 Medición de la duración de un hueco de tensión La medición de un hueco de tensión es una tarea complicada. Para el evento representado en la figura 2.1, el cálculo de la duración del hueco de tensión se puede hacer a simple vista de la gráfica, en este caso es de dos ciclos y medio. Sin embargo, no es tan sencillo desarrollar una forma automática de monitoreo que sea realmente confiable, para obtener la duración de un hueco de tensión. [1] La definición comúnmente utilizada de la duración de un hueco de tensión es el número de ciclos durante los cuales la tensión cae por debajo de un umbral dado. Este umbral puede ser diferente para cada dispositivo de monitoreo, pero típicamente esta cerca de 0.9 pu. 2.2.3 Salto de fase Un corto circuito en un sistema de potencia no solo causa una caída en la magnitud de la tensión, sino también un cambio en el ángulo de fase [1]. Los saltos de fase de una señal se manifiestan como un cambio en el cruce por cero de la tensión instantánea. Los saltos de fase no son de gran importancia para la mayoría de los equipos, pero los convertidores electrónicos de potencia usan la información del ángulo de fase para sus desconexiones instantáneos, por lo que con los saltos de fase durante un huecos de tensión, pueden ser afectados. El salto de fase durante una falla trifásica se debe a la diferencia en la relación X/R entre la fuente y la línea de transmisión. Una segunda causa de los saltos de fase es la repentina caída de tensión durante un hueco de tensión. 2.2.3.1 Medición de los saltos de fase Para obtener un valor aproximado de los saltos de fase durante un hueco de tensión, el ángulo de fase antes del evento va a ser comparado con el que se tiene durante el hueco de tensión. El ángulo de fase de la tensión puede ser obtenido mediante el cruce por cero, o de la 8 fase de la componente fundamental de la tensión. Este último método conlleva el uso de Transformada de Fourier [1]. En la figura 2.3 se presenta el cambio de fase que se presenta durante el evento descrito en la figura 2.1. Figura 2.3. Salto de fase en grados para evento representado por la figura 2.1 [1] 2.2.4 Huecos de tensión en sistemas trifásicos Es de mucha importancia analizar la caracterización y los métodos de clasificación de los huecos de tensión producidos por fallas asimétricas, ya que éstas son una parte importante de la totalidad de las fallas que pueden presentarse en un sistema de potencia[6], y las cuales pueden generar huecos de tensión que afecten a los abonados. Analizar los dos aspectos antes mencionados en las siguientes secciones. 2.2.4.1 Algoritmos para la caracterización de huecos de tensión medidos a partir de desbalances trifásicos Las caídas de tensión durante una falla asimétrica, pueden afectar equipos trifásicos de diferente forma que cuando se presenta una falla simétrica. Es por esto que la caracterización de 9 los huecos de tensión durante estos fenómenos es de suma importancia. Muchos de los trabajos que se realizan en la actualidad obtienen las características del hueco de tensión solo a partir de las mediciones, y por ende sin la consideración de la teoría básica de circuitos que se encuentra detrás de todo esto [6]. En ésta sección se presenta una clasificación general de estos fenómenos y se proponer 2 algoritmos para obtener el tipo y características de los huecos de tensión a partir de las formas de onda antes, durante y después del evento. 2.2.4.2 Caracterización de los huecos de tensión en sistemas trifásicos La caracterización de un hueco de tensión se da siempre a través de un número limitado de parámetros durante el evento. El estándar de medición de calidad de la energía IEC-610004-30 usa solo dos parámetros: la tensión retenida y la duración. La tensión retenida es el menor valor rms durante un ciclo de medición, la duración es el tiempo durante el cual la tensión se encuentra debajo de ese umbral. Esto es utilizado como una buena aproximación para la mayoría de las medidas de una fase. Para mediciones de varias fases, estas son caracterizadas por la menor tensión rms, y por la más larga duración de cualquiera de los canales de medición bajo ese valor de tensión. Esto es solo apropiado para aproximar huecos de tensión balanceados, pero hay que considerar que la mayoría de estos son desbalanceados. 2.2.4.3 Tipos de huecos de tensión trifásicos desbalanceados Los huecos de tensión se deben a cortocircuitos y fallas a tierra, energización de transformadores y arranque de motores. Por la tensión de recuperación después del evento y las tensiones desbalanceadas durante el evento es posible distinguir entre tres tipos de huecos tomando como base los valores de la tensión rms durante el fenómeno. Se distinguen los tipos A, C y D. • Tipo A es una caída equivalente en las tres fases. 10 • Tipo C es una caída en dos fases. • Tipo D es una larga caída en una fase, con una pequeña caída en las restantes 2 fases. El resultado de todo esto, son seis tipos de caídas de tensión en desbalances trifásicas que son mostradas en la figura 2.4. El tipo Db es una caída en la fase b, y el tipo Cb es una caída en las fase a y c. Figura 2.4. Seis tipos de huecos de tensión en desbalances trifásicos. Flechas delgadas indican las tensiones normales, las flechas más gruesas indican tensiones durante el evento [6] Los dos parámetros para la cuantificación de estas caídas son la tensión V y “PN factor” también llamado F, ambos son números complejos. El tipo de hueco de tensión depende del tipo de falla y de la conexión de los devanados del transformador entre la falla y donde se ubica el lugar de medición. Para esto se utiliza: • V: Característica de tensión es la principal que describe el evento. Es determinada por la componente de secuencia positiva y por la impedancia para fallas bifásicas o fallas trifásicas. Para fallas monofásicas la impedancia de secuencia cero también afecta la característica del hueco de tensión. 11 • PN: Este factor es la segunda característica. Es una medida del desbalance del evento. La baja magnitud del factor PN, indica que el desbalance es muy poco. Valores cercanos a 1 pu para este factor indican fallas monofásicas y bifásicas, y por ende muestra un desbalance. Las tensiones de cada fase son función de estos parámetros, para el tipo Ca: Va = F 1 1 Vb = − F − jV 3 2 2 1 1 Vc = − F + jV 3 2 2 (2.1) Y para el tipo Da: Va = V 1 1 Vb = − V − jF 3 2 2 1 1 Vc = − V + jF 3 2 2 (2.2) El objetivo de los dos algoritmos que se discuten más adelante es obtener el tipo de hueco de tensión que se está experimentando, esto por medio de las características V y el factor PN, de las tensiones Va, Vb y Vc. 2.2.4.4 Algoritmo de componentes simétricos El algoritmo propuesto determina el tipo de hueco de tensión a partir de las componentes de secuencia positiva y negativa de la tensión. De las ecuaciones (2.1) , (2.2) y expresiones similares para otros tipos de caídas como las presentadas en la figura 2.4, puede concluirse que la secuencia positiva de la tensión es siempre la misma para todos los tipos de huecos: 12 1 (F + V ) 2 V1 = (2.3) La componente de secuencia negativa es de igual magnitud, pero diferente argumento: 1 (F − V ) → TipoC a 2 1 = a( F − V ) → TipoC b 2 1 = a 2 (F − V ) → TipoC c 2 1 = − (F − V ) → TipoDa 2 1 = − a( F − V ) → TipoDb 2 1 = − a 2 (F − V ) → TipoDc 2 V2 = V2 V2 V2 V2 V2 (2.4) Donde a indica una rotación de 120º. Si se asume que F=1 el ángulo entre la caída de la tensión de secuencia positiva y la tensión de la secuencia negativa es un entero múltiplo de 60º. El ángulo es obtenido a partir de las medidas, que pueden ser usadas para obtener el tipo de hueco: T= V 1 ⋅ arg 2 60º 1 − V1 (2.5) Donde T se redondea al entero más cercano. T = 0 → TipoC a T =1 → TipoDc T = 2 → TipoC b T = 3 → TipoDa T = 4 → TipoC c T = 5 → TipoDb 13 Conociendo el tipo de hueco de tensión, las otras características pueden ser obtenidas, de la suma y la diferencia de las tensiones de secuencia negativa y positiva de acuerdo con (2.3) y (2.4). 2.2.4.5 El algoritmo hexafásico Con la sustracción de las tensiones de secuencia cero, la tensión rms es obtenida para las tensiones trifásicas y para las tres tensiones de fase a fase: 1 V A = rms v a − (v a + vb + vc ) 3 1 VB = rms vb − (v a + vb + vc ) 3 (2.6.a) 1 VC = rms vc − (v a + vb + vc ) 3 v − v VAB = rms a b 3 v − v VBC = rms b c 3 (2.6.b) v − v VCA = rms c a 3 Los parámetros del hueco de tensión son obtenidos directamente de: la característica de tensión rms más baja de las 6 tensiones, y el factor PN del más alto. El tipo de hueco es denominado con base en la tensión de acuerdo con [6] en el valor rms más bajo: VA → TipoDa VB → TipoDb VC → TipoDc V AB → TipoC c VBC → TipoC a VCA → TipoC b 14 El algoritmo hexafásico puede ser usado para obtener el argumento de los números complejos V y F. 2.3 Magnitud de un hueco de tensión dada la ubicación de una falla Considere el sistema mostrado en la figura 2.5, donde los números del 1 al 5, indican las posiciones de las fallas y las letras de la A a la D, las cargas. Una falla en la red de trasmisión, en la posición 1 va a causar un grave hueco de tensión para las dos subestaciones que están conectadas a la línea en falla. Está caída de tensión va a ser transferida hacia abajo a todos los usuarios que se alimentan de estas subestaciones. Como normalmente no hay generación conectada en zonas de bajos niveles de tensión, no hay nada que contrarreste este problema. El resultado de esto es que todos los consumidores en A, B, C y D experimentan el hueco de tensión. El hueco experimentado por A es un poco menos profundo por estar conectado a una subestación de generación, ya que ésta puede incrementar la tensión durante la falla. Una falla en la posición 2 no va a causar mucha caída de tensión para el consumidor A. La impedancia de los transformadores entre la línea de transmisión y la red de subtransmisión, es lo suficientemente grande, para limitar la caída de la tensión en el lado de alta tensión del transformador. El hueco experimentado por el cliente A, es mitigado por los generadores que alimentan esa subestación. Entonces, la falla en 2 causa un profundo hueco de tensión en ambas subestaciones de subtransmisión, y de esta manera a los clientes B, C y D. 15 Figura 2.5. Red de distribución con carga y fallas dadas [1] Una falla en la posición 3 va a causar una caída de tensión muy grande para el consumidor D, seguido por una interrupción corta o larga, dependiendo del tiempo de despeje de la falla de la protección respectiva. El consumidor en C sólo experimentará el hueco de tensión. Si se está usando un recerrador en el sistema de distribución, el consumidor C va a recibir dos o más caídas de corta duración, esto si la falla permanece en el sistema. El consumidor B, no va sentir una gran caída de tensión debido a la impedancia del transformador si se presenta una falla en 3. Probablemente el consumidor en A no experimente ningún cambio en su tensión nominal. Finalmente una falla en la posición 4 va a causar un hueco de tensión profundo para el consumidor C, y en menor medida para D. Una falla en 5 va a repercutir en el consumidor D, y un poco menos para C. Una falla interna en el punto 5, que sería un problema que se presenta en un abonado, afecta a otros clientes cercanos a este, porque se reflejar esta variación de tensión en el 16 suministro de los usuarios cercanos. Una repercusión hacia la red de distribución, subtransmisión y transmisión es muy difícil debido a las impedancias de los equipos (transformadores) utilizados en los Sistemas Eléctricos de Potencia. Para cuantificar la magnitud de un hueco de tensión en un sistema radial, se utilizará el modelo divisor de tensión de la figura 2.6. En la figura se tienen dos impedancias: Zs que es la impedancia de la fuente en el punto en común de acople; y Zf que es la impedancia entre el punto de acople común y la falla (impedancia del conductor, más la impedancia de falla). La barra 1, es el punto de acople en común. En el modelo de divisor de tensión, la corriente de la carga antes y durante la falla es omitida. De esta manera no hay caída entre la carga y la barra 1. Así la tensión en la barra 1, y por ende la tensión en las terminales de la carga puede ser encontrada mediante la relación: V sag = Zf Z f + Zs E (2.2) La tensión antes de la falla puede se considera como 1 pu. El resultado de esto es que la magnitud del Vsag, o tensión durante el hueco en pu es equivalente a la expresión: Vsag = Zf Z f + Zs Figura 2.6. Divisor de tensión para modelo de hueco de tensión [1] 17 (2.2) La magnitud del hueco de tensión es también función de la distancia a la falla. Un ejemplo de esto es una línea de 11 kV, presentada en la figura 2.7. Se presenta niveles de falla de 750 MVA, 200 MVA y 75MVA. Figura 2.7. Magnitud del hueco de tensión en pu como función de la distancia a la falla [1] 2.4 Ubicación de la fuente de un hueco de tensión [4] Como ya se dijo un hueco de tensión es una reducción de corta duración en el nivel de tensión rms del sistema, causada por fallas en el sistema, sobrecargas o el arranque de motores de gran capacidad. Este tipo de fenómeno, afecta negativamente la operación de muchos equipos sensibles a las variaciones de tensión. Por lo tanto, conocer y saber localizar la fuente de un hueco de tensión, es de mucha importancia tanto para la empresa encargada de suministrar el servicio eléctrico, así como para el cliente que recibe el servicio 18 2.4.1 Descripción del método Este método permite determinar la ubicación relativa de la fuente de un hueco de tensión, de acuerdo con la causa del evento. Para efectos de este trabajo, las causas de huecos de tensión estudiadas son fallas en las redes de distribución y transmisión. En un sistema de potencia dado, al instalarse un equipo de monitoreo de energía en un punto específico, se definen dos áreas: El área que está “línea arriba” del equipo de monitoreo y área que está “línea abajo” del monitor mismo, donde se asume que el flujo de potencia en el sistema va desde de la fuente de suministro hacia la carga. Por lo tanto, el área “línea arriba del medidor” al lado de la carga, como se observa en la figura 2.8. Figura 2.8. Sistema de Potencia, ubicación de las áreas [4] Es posible determinar la posición relativa de la fuente del hueco de tensión, si se produjo “línea arriba del medidor” o del lado de la carga, a través del análisis del comportamiento de la onda de tensión y la corriente en el instante de la falla. Para llevar a cabo este análisis se definen Vmon(t) e Imon(t), como la tensión y la corriente nominal en el punto de monitoreo, además VFmon(t) e IFmon(t) como las señales de tensión y corriente en el punto de medición en el instante tf cuando se produce la falla en el sistema. La 19 metodología se basa en analizar la polaridad del cambio que se genera en las señales VFmon(t) e IFmon(t) en el instante tf, respectivamente. Cuando ocurre una falla (cortocircuito) en el sistema de potencia la impedancia en el punto de falla es sumamente baja. Esto implica que una corriente de gran magnitud fluye desde la fuente de suministro eléctrico hasta este punto. A su vez, el nivel de tensión en este punto es prácticamente cero, y el nivel de tensión en otros puntos del sistema de potencia, en el “área arriba” al punto de falla decae considerablemente. Este decaimiento del nivel de tensión se mantiene hasta que las protecciones del sistema de potencia operen. Así, el efecto producido en las áreas circunvecinas a la falla, es un hueco de tensión, cuya duración depende de la magnitud de la falla y del tiempo de operación de las protecciones del sistema. Con base en lo expuesto anteriormente, se puede formular una metodología basada en el comportamiento de las ondas de tensión y corriente, para ubicar la fuente de un hueco de tensión. A continuación se presentan los dos casos posibles, respecto al punto de medición: que dicha falla se genere en el lado de la fuente de suministro, “línea arriba” o en el lado de la carga “línea abajo”. 2.4.1.1 Falla localizada en el lado de la carga “línea abajo” Se tiene el sistema de potencia mostrado en la figura 2.9, compuesto por un generador, las impedancias del generador, línea y una carga. En este sistema toma lugar una falla, como se muestra en la figura, y para ubicar la falla, se dispone de dos equipos de monitoreo (M1, M2). Ambos medidores detectarán una disminución del nivel de tensión debido a la falla, pero registraran de forma diferente el comportamiento del flujo de corriente a través de ellos. 20 Figura 2.9. Sistema de potencia y ubicación de falla [4] Ahora tomando como referencia el sistema de monitoreo M2, si la polaridad de la señal Vmon(t) es positiva, en el instante tf en que toma lugar la falla, el nivel de tensión VFmon(t) medido por M1 se reduce considerablemente, lo que implica que VFmon(t) tiene un cambio negativo. Por otro lado, el monitor M1 mide un flujo de corriente de gran magnitud, lo cual significa que IFmon(t) presenta un cambio positivo. Lo anterior se resume en que, si la fuente del hueco de tensión se encuentra en lado de la carga con respecto al sistema de monitoreo: • Si la polaridad de Vmon(t) es positiva, VFmon(t) tendrá un cambio negativo (tiende al valor cero) y la señal de corriente IFmon tendrá un cambio positivo (tiende a valores positivos altos). • Si la polaridad de Vmon(t) es negativa, VFmon(t) tendrá un cambio positivo (tiende al valor cero) y la señal de corriente IFmon tendrá un cambio negativo (tiende a valores negativos altos). • Analizando las señales en sus valores efectivos (rms), implica que VFmonRMS tendrá un cambio negativo (tiende al valor cero) y IFmonRMS un cambio positivo. Debe tenerse en cuenta, que los resultados anteriores aplican siempre y cuando, no exista generación significativa de electricidad en el lado de la carga, y a su vez, no se 21 consideren los ciclos iniciales de la falla, por el aporte en la corriente de cortocircuito de las cargas inducidas rotativas, como los motores. 2.4.1.2 Falla localizada en el lado de la fuente de suministro, “línea arriba”. Continuando con el sistema de potencia mostrado en la figura 2.9, se toma como referencia el sistema de monitoreo M1. Al igual que en el caso expuesto anteriormente, cuando la falla se encuentra al lado de la fuente, si la polaridad de la señal Vmon(t) es positiva, en el instante tf en que toma lugar la falla, el nivel de tensión VFmon(t) medido por M2 se reduce considerablemente, lo que implica que VFmon(t) tiene un cambio negativo. Ahora bien, el monitor M2 mide una disminución considerable en el flujo de corriente, lo que significa IFmon(t) presentará un cambio negativo. Resumiendo para este caso en que la fuente del hueco de tensión se ubica en el lado de la fuente del suministro eléctrico con respecto al sistema de monitoreo: • Si la polaridad de Vmon(t) es positiva, VFmon(t) tendrá un cambio negativo (tiende al valor cero) y la señal de corriente IFmon tendrá un cambio negativo (tiende al valor cero). • Si la polaridad de Vmon(t) es negativa, VFmon(t) tendrá un cambio positivo (tiende al valor cero) y la señal de corriente IFmon tendrá un cambio positivo (tiende al valor cero). • Analizando las señales en sus valores efectivos (rms), implica que VFmonRMS tendrá un cambio negativo (tiende al valor cero) y IFmonRMS un cambio negativo. De esta manera, se ha descrito mediante la utilización de equipos de monitoreo y el análisis de las formas de tensión y corriente, puede determinarse si la falla se ubica del lado de la fuente de suministro o del lado de la carga, según el punto donde se encuentra el monitor. 22 2.5 Mitigación de huecos de tensión En esta sección se compara varios equipos y métodos de protección contra huecos de tensión, específicamente: flywheel (volante), UPS, restaurador dinámico de tensión, statcom (compensador estático de reactivo), motor sincrónico en paralelo y entrada en serie sin transformador (transformerless series injection). Se consideran criterios para su respuesta ante la caída de tensión, además de aspectos económicos y técnicos. Existen diversas soluciones para solventar los problemas de huecos de tensión, estos son clasificados comúnmente en cuatro categorías: 1. Equipos específicos para cada aplicación. 2. Protecciones de control. 3. Protección total dentro de la planta. 4. Soluciones dada por la empresa de servicio eléctrico. Figura 2.10. Posibles métodos de mitigación [2] La figura 2.10 muestra los lugares en los cuales puede ser aplicados dispositivos de mitigación, el bloque 4 se refiere a transmisión En teoría instalar una fuente de potencia no interrumpible o UPS, por sus siglas en inglés, parece la forma más sencilla de proteger un 23 proceso sensitivo a los huecos de tensión. Sin embargo, debe considerarse también su alto costo y gastos de mantenimiento, por ende las UPS son instaladas en lugares donde la falta de energía eléctrica se consideraría muy grave, por ejemplo hospitales, empresas de computación o instituciones financieras. En los otros casos, como los procesos industriales, la instalación de equipo de protección debe estar sujeto a un análisis de costo-beneficio. 2.5.1 Tipos de equipos de mitigación [2] [1] 2.5.1.1 Volante de inercia. (Flywheel) Un sistema de volante de inercia y el Motor-Generador, puede ser una forma de protección muy útil contra los huecos de tensión de corta duración, ya que se solventan por medio del momento de inercia de rotor libre. Este sistema es presentado en la figura 2.11. Cuando se presenta el hueco de tensión, el motor-generador alimenta la carga con la energía que es suplida por el volante de inercia. El funcionamiento es bastante sencillo: mientras se encuentre el sistema en estado estable el motor-generador va a estar funcionando como motor para generar un momento sobre el volante, el cual en algunos casos se controla con un controlador ajustable de velocidad AC; esto para que cuando el interruptor desacople del sistema ante un evento la frecuencia se mantenga cercana a su valor nominal. En el momento que se presente el evento el motor-generador funcionará como generador aprovechando la energía acumulada por el volante de inercia, así éste último funcionará por unos instantes como una especie de “turbina”. Se puede considerar como un caso general en el que se tiene un cuerpo con una inercia de 7.7 kg m2, girando a 3000 rpm, éste tendrá una energía de 380 kJ almacenada en el cuerpo, que sería capaz de alimentar unos 570 kW de carga por 500 ms, a 9.5 kW de carga por 30 s, lo que es bastante considerable. 24 Figura 2.11. Diagrama de un sistema de Flywheel [2] Este tipo de sistemas son todavía utilizados en instalaciones industriales, se debe decir que por el ruido que estos producen, no se da un ambiente de trabajo muy agradable, por lo que un volante de inercia con motor-generador, no es muy aplicable a un ambiente de oficinas. [1] En un modo de operación normal, el M/G (motor-generador, por lo generar una máquina sincrónica) trabaja como condensador sincrónico el cual compensa la potencia reactiva para controlar la tensión. Cuando se presenta un hueco de tensión el interruptor estático se abre y la máquina empieza a trabajar como generador sincrónico, inyectando ambas potencias activa y reactiva a la carga. 2.5.1.2 UPS con almacenamiento mínimo de energía El principal dispositivo utilizado para la mitigación de los huecos de tensión son las llamadas UPS (por sus siglas en inglés), la popularidad de las mismas está basada en sus bajos costos y su fácil uso. Todas necesitan que se les cambien las baterías cada cierto período de años. 25 La figura 2.12 muestra la topología de una fuente de tensión y frecuencia independiente, o sea de doble conversión. Estos dispositivos son especialmente utilizados para mantener el fluido eléctrico durante una interrupción del servicio de la red, hasta que rápidamente se pueda detener el proceso de manera normal. Durante una interrupción la carga se alimenta de la batería por medio de un convertidor AC-DC. La carga tolerara cualquier hueco de tensión, de cualquier magnitud sin problema. Si esta unidad sólo se requiere contra las caídas repentinas de tensión, la energía puede ser suplida por un capacitor. Las principales desventajas de las UPS son las pérdidas que se pueden presentar en las dos etapas de los convertidores y en el uso de las baterías, además de esto el costo de mantenimiento es bastante alto por el reemplazo de las baterías cada varios años. Figura 2.12. Diagrama de una UPS [2] La aplicación de estos dispositivos en Costa Rica es enorme, oficinas, industrias y comercios. Se pueden encontrar desde capacidades de 600 W (monofásico), hasta algunas de 80KVA (trifásicas); dependiendo del distribuidor (Electrotécnica S.A., Schneider Electric, Tripp Lite, entre otros). Algunas UPS trifásicas están instaladas en edificios del gobierno como lo son en Registro Nacional y Radiográfica Costarricense, además de industrias en general. 26 2.5.1.3 Restaurador dinámico de tensión Es un dispositivo de soporte de tensión para las cargas, está conectado en serie. Provee apoyo de tensión a las cargas críticas durante picos o caídas de tensión en el sistema de distribución. Durante las caídas de tensión, el DVR mantiene la tensión en la carga creando una tensión compensadora apropiada, la que se agrega a la tensión de línea. Durante una sobretensión, el DVR obstruye la tensión hacia la carga creando una tensión compensadora apropiada, la cual se sustrae de la tensión de línea. Existen para valores de 2 a 60 MVA. Durante un hueco de tensión, un Restaurador Dinámico de Tensión (DVR por sus siglas en inglés), repone la pérdida de tensión a través de un transformador, instalado en serie con la carga. La carga permanece conectada a la red, el restaurador compara la forma de onda de la tensión, y si se encuentra en un valor no deseado lo corrige. La reserva de energía se almacena normalmente en bancos de capacitores. En la actualidad, un tipo de este dispositivo es el llamado DVR-2, que es el más utilizado porque puede almacenar más energía y así suplir cargas más grandes. Por ejemplo una unidad con potencial nominal de 2 MW, puede suplir una caída de tensión del 50% a una carga de 4 MW, y a una de 8 MW el 25% de su tensión, lo cual es muy útil [1]. En comparación con los otros dispositivos, este brinda mejor rendimiento ante huecos de tensión pronunciados y seguidos, ya que se recargan muy rápidamente después de un evento donde se presente baja tensión. Figura 2.13. Diagrama de un Restaurador Dinámicos de Tensión (DVR-2) [2] 27 2.5.1.4 Conexión en paralelo de una máquina sincrónica La conexión en paralelo de una máquina sincrónica tiene similitudes con el Statcom (próximo dispositivo a tratar), solo que este caso no se utiliza electrónica de potencia. Se basa en la capacidad de la máquina sincrónica de suplir reactivo a la carga, de esta manea se incrementa la tensión. Esto es muy útil para mantener la tensión en un 60% de su valor nominal por al menos 6 s. [2] Figura 2.14. Diagrama de Conexión en paralelo de la Máquina Sincrónica [2] 2.5.1.5 Statcom (Compensador Estático de Reactivo). Un compensador estático síncrono (STATCOM) es un convertidor de estado sólido que se conecta en derivación, capaz de generar o absorber de forma controlada tanto potencia reactiva como potencia activa. El STATCOM es análogo a una máquina síncrona ideal que genera un conjunto de tensiones balanceadas a frecuencia fundamental, con amplitud y ángulo controlable. Ésta máquina ideal no tiene inercia y su respuesta es prácticamente instantánea. El intercambio de potencia reactiva entre el compensador y el sistema de AC se logra variando la amplitud de la tensión del compensador. Si la amplitud de la tensión de compensador es superior a la tensión del nodo de AC entonces la corriente fluirá del 28 compensador al sistema de potencia. En éste caso el compensador se comporta como un capacitor inyectando potencia reactiva al sistema de potencia. Si la amplitud de la tensión en nodo de AC es mayor a la tensión del compensador entonces la corriente fluirá del sistema de potencia al compensador, comportándose así como un inductor, esto es, consumiendo reactivos. Si los niveles de tensión son iguales entre sí entonces no existe intercambio de potencia reactiva. Similarmente el intercambio de potencia activa entre el compensador y el sistema de AC se logra controlando el ángulo de la tensión del compensador respecto al ángulo de la tensión en el nodo de AC. Si éste ángulo es igual entre ambos no hay intercambio de potencia activa, sólo reactiva. En Costa Rica no existe ningún STATCOM implementado en sistemas de transmisión. Figura 2.15. Diagrama de bloques de un Statcom [2] 2.5.1.6 Entrada en serie sin transformador. En la figura 2.16 se muestra el diagrama de conexión de una entrada en serie sin transformador. En presencia de un hueco de tensión, el interruptor estático se abre y la carga queda alimentada por el inversor. La potencia dada por la línea DC del inversor mantiene 29 cargados a los dos capacitores conectados en serie. Si el hueco de tensión cae por debajo del 50 % de la tensión nominal, el dispositivo actúa deteniendo esta caída y supliendo a la carga con su tensión nominal. Figura 2.16. Entrada en serie sin transformador [2] 2.5.1.7 Capacidad de reducción de los huecos de tensión En esta sección se comparan los sistemas descritos anteriormente de acuerdo con su capacidad de mitigación de los huecos de tensión. Más exactamente se analiza el tanto por ciento de las paradas de los equipos inducidas por huecos de tensión que han podido reducirse. Para realizar un análisis adecuado se deben considerar tres parámetros importantes: • La frecuencia relativa de los huecos de tensión de una determinada profundidad. • El nivel de inmunización. • La sensibilidad del proceso afectado. Frecuencia relativa de huecos de una profundidad determinada Cuando se comparan diferentes soluciones preventivas, la frecuencia de los huecos y la distribución de la probabilidad de las magnitudes de éstos son muy importante. Podemos imaginar que una instalación que sufre 10 huecos de tensión por año, con una tensión retenida 30 del 10% requiere una solución diferente a la de otra instalación con un número de huecos similar pero con una tensión retenida del 70%. Nivel de inmunización Se pueden distinguir tres conceptos diferentes para la mejora de la inmunidad frente a los huecos de tensión: 1. La carga se alimenta con una fuente de energía externa: Los sistemas de este tipo (volante de inercia y SAI estática) pueden proteger contra todos los huecos de tensión. El tiempo de duración de la protección máxima depende únicamente de la energía almacenada en el volante o en la SAI que se pueda utilizar. 2. La tensión se refuerza en un determinado porcentaje: Estos sistemas (STATCOM y DVR) usan la tensión remanente en la red como punto de partida y añaden la tensión que falta. Si no puede restaurar la tensión de alimentación nominal, utilizan su capacidad máxima. Se considera que un hueco se ha atenuado si la tensión final (la tensión residual de la red durante el hueco más la tensión añadida) es suficiente para mantener el funcionamiento normal de la carga. 3. La solución protege la carga contra huecos de una magnitud predefinida: Con el fin de mantener un flujo constante de energía en la carga, los sistemas de este tipo (p. ej. Inyección en serie sin transformador) compensan la tensión reducida extrayendo de la red una corriente mayor. Por lo tanto, la profundidad máxima del hueco que se puede compensar depende de la capacidad de corriente del equipo de atenuación y del sistema de alimentación. 31 2.5.1.8 Otros aspectos técnicos y económicos En esta sección se exponen en términos comparativos algunas de las características físicas y de funcionamiento de las categorías de productos actualmente disponibles en el mercado. Para cada tipo se indica cada característica como ventaja (+), indiferente (=), o desventaja (-). 1. Tamaño Actualmente algunos sistemas sólo están disponibles en tamaños mayores de 1 MW (-), mientras otros se comercializan también en tamaños menores o iguales a 100 kW (+). 2. Costo de adquisición Dado que la decisión de adquirir un equipo de mitigación para prevenir los daños producidos por los huecos de tensión es consecuencia de un análisis de coste-beneficio, el precio de adquisición del sistema es muy importante. Aunque se han establecido contratos individuales y pueden existir variaciones substanciales entre éstos, se dan unas orientaciones generales sobre los costes de adquisición e instalación de un dispositivo de tamaño medio (entre 100 kVA y 500 kVA). Se distinguen tres categorías de precios: • Desventajoso: Inversión mayor a 375 dólares por kVA. • Depende del caso: Inversión entre 225 - 375 dólares por kVA. • Ventajoso: Inversión menor a 225 dólares por kVA. 32 3. Mantenimiento Dependiendo del tipo de sistema, podrán tenerse en cuenta los costes de mantenimiento. En este documento sólo se considera la circunstancia de si se requiere mantenimiento anual (-) o no (+). 4. Eficiencia Muchos sistemas requieren una demanda continua de electricidad debido al empleo de la electrónica de potencia, a la que integran elementos móviles (volante de inercia) o refrigeración (SMES), lo que se traduce en una reducción de la eficiencia general. A este respecto se distinguen tres categorías: • Ventajoso: pérdidas menores a 0,5% de la potencia nominal • Depende del caso: pérdidas entre 0,5 - 2% de la potencia nominal • Desventajoso: pérdidas mayores 2% de la potencia nominal 5. Tiempo de reacción Algunos dispositivos de protección necesitan detectar el hueco de tensión antes de poder reaccionar. Esto puede producir un comportamiento demorado del proceso. Según su tiempo de reacción (de activación) los dispositivos de protección se pueden agrupar en tres categorías: • Ventajoso: tiempo de reacción o activación < 1 ms • Depende del caso: tempo de reacción o activación de 1-5 ms • Desventajoso: tiempo de reacción o activación > 5 ms 33 6. Armónicos de tensión Algunos sistemas de mitigación también son capaces de compensar continuamente los armónicos de tensión que se originan en la red de suministro eléctrico (+) mientras que otros no tienen influencia sobre los armónicos de tensión (=). 7. Armónicos de corriente Si la carga contiene muchas aplicaciones electrónicas de potencia, tales como motores de velocidad variable, la corriente tendrá un carácter fuertemente no lineal. Algunos sistemas de atenuación de huecos de tensión tienen la capacidad de obtener una corriente lineal de la red a pesar de la presencia de cargas no-lineales (+), mientras que otros no tienen influencia alguna en los armónicos de corriente (=). 8. Potencia reactiva Algunas aplicaciones tienen capacidad para suministrar o tomar energía reactiva continuamente (+) mientras que otras no tiene esta capacidad (=). 2.5.1.9 Resumen de los aspectos técnicos y económicos La Tabla 2 resume el rendimiento de los sistemas descritos con respecto a estos parámetros: 34 Tabla 2.2. Aspectos técnicos y económicos de los diferentes métodos de mitigación [2] 2.6 Operación de protecciones en el sistema eléctrico nacional Cabe destacar que la información expuesta en las siguientes dos secciones fue tomada de la referencia 5. En este documento se presentan valores actualizados sobre los tiempos de operación de las protecciones a nivel nacional. 2.6.1 Tiempos de operación de las protecciones en distribución En un sistema de distribución se tienen cargas distribuidas y fluctuantes a lo largo de sus líneas, las cuales impiden utilizar un esquema de impedancia como protección. La entrada y salida de dichas cargas provoca decrementos o incrementos en la tensión (cargas inductivas o capacitivas) o decrementos en la frecuencia (cargas resistivas). En presencia de una contingencia o falla, es necesario retirar cargas excesivas antes de provocar valores peligrosos para el sistema. Una falla en el sistema de distribución afecta directamente a los clientes, por lo cual se cuenta con índices de desempeño para mejorar el servicio eléctrico. 35 A diferencia del sistema de transmisión, el sistema de distribución permite hasta 3 recierres en lugar de uno, y estos pueden ser monopolares. Además el sistema de distribución puede enmallarse y cambiar los flujos de corriente por diferentes circuitos. Esto debe ser considerado en los parámetros de ajuste. A continuación se presentan algunos de los equipos de protección utilizados en el sistema. 2.6.1.1 Fusibles Existen de varios tipos y con diversas características de operación: • Tipo K: Son llamados fusibles con elemento rápido. Tienen relación de velocidad que varía de 6 (para regímenes de 6 amperios) a 8 (para los de 200 amperios). (CNFL los está eliminando pues no coordinan bien ante la corriente de magnetización de arranque de transformadores). • Tipo T: Son fusibles con elemento lento. Su relación de velocidad es, para los mismos regímenes, 10 y 13, respectivamente (usados en CNFL para líneas). • Tipo SLOFAST: En este tipo de fusibles hay dos elementos en serie responsables de la fusión del eslabón. En la zona de bajas intensidades una bobina calefactora y una unión soldada. En alta intensidad, un elemento fusible convencional (CNFL los usa en transformadores). 2.6.1.2 Interruptores Se encuentran a la salida de las subestaciones y son tripolares, ya que deben proteger la barra de distribución en el lado de baja tensión de los transformadores. Cuentan con un módulo de control que incluye protección de sobrecorriente (CNFL usa DPU2000R), cuya curva debe ajustarse por debajo de la curva de daño del transformador (aproximadamente 30ms debajo de la máxima corriente de cortocircuito). 36 2.6.1.3 Recerrador Para este dispositivo la CNFL utiliza un primer recierre a los 5 seg (no usa salva fusible) y un segundo recierre a los 15seg. En caso de una tercera apertura queda indisponible la línea (recerrador queda abierto). Según el tipo de cliente no se hacen recierres monopolares (líneas trifásicas que alimentan una industria). Sólo se permiten monopolares en zonas rurales (cargas distribuidas por fase). 2.6.2 Tiempos de operación de protecciones en transmisión Un sistema de transporte (transmisión) no tiene cargas distribuidas a lo largo de una línea ni derivaciones entre los extremos de la línea, por lo cual debe ser protegido con los principios de impedancia y diferencial. Líneas paralelas producen inductancias mutuas que deben ser tomadas en cuenta para compensar el ajuste de impedancias. Una falla en el sistema de transmisión afecta directamente el sistema eléctrico, por lo cual puede provocar oscilaciones de potencia, pérdida de sincronismo en generadores, y colapso del sistema eléctrico por disparos en cascada (blackout). A diferencia del sistema de distribución, el sistema de transmisión permite un único recierre monopolar, con el fin de evitar la pérdida de sincronización de la generación. Algunos tiempos de operación de estas protecciones pueden ser vistos en la tabla 2.1. 37 CAPÍTULO 3: Análisis del comportamiento de equipos sensibles y opciones de dispositivos mitigación de Sags a nivel nacional Durante este capítulo se discute aspectos importantes de ciertos dispositivos sensibles que existen en muchas aplicaciones industriales, y que son de interés para lo que se desea con esta investigación. Por otra parte, se presentarán datos de interés de equipos existentes en el mercado nacional para la medición y la mitigación de los huecos de tensión. Además de un acercamiento a la normativa dada por la ARESEP. 3.1 Comportamiento de dispositivos sensibles [1] En esta sección se presenta de forma básica el impacto que producen los huecos de tensión en los equipos eléctricos. De manera general, existen 4 tipos de equipo que son altamente sensibles a las caídas repentinas de tensión: 1. Computadoras, aparatos electrónicos y procesos de control, los cuales puede ser modelados mediante un rectifador de diodos. Sobretensiones en la alimentación DC de los mismos es la principal causa de disparo. 2. Variadores de velocidad AC, los cuales son alimentados normalmente por un rectificador trifásico. Aparte de las sobretensiones en su alimentación DC, se presenta un desbalance de corriente. 3. Variadores de velocidad DC que son alimentados por un rectificador trifásico controlado. El disparo puede ser causado por saltos en el ángulo de fase. 4. Además de los antes mencionados existen otros equipos que son sensibles también como los motores de inducción y sincrónicos, contactores y la iluminación. 38 3.1.1 Tolerancia en la tensión y curvas de tolerancia de tensión Los equipos eléctricos operan con el mejor rendimiento cuando el valor rms de la tensión es constante e igual a su valor nominal. En el caso de que la tensión sea cero por cierto periodo de tiempo, el equipo simplemente dejará de funcionar completamente. Ningún equipos eléctrico opera indefinidamente sin electricidad. Es posible determinar cuánto tiempo continúan operando las partes de un equipo luego de que el fluido eléctrico disminuye en su valor nominal. Esto se logra gracias a una prueba que puede hacerse para diferentes valores de tensión sea 10%, 20% o cualquier otro valor. Si la tensión es suficientemente alta, y el equipo opera indefinidamente entonces el valor de la tensión es de interés. Conectando todos los puntos de estas pruebas podemos obtener la curva de tolerancia de tensión. El concepto de curva de tolerancia de tensión para equipos electrónicos fue presentado en 1978 por Thomas Key. Él estudió la confiabilidad del fluido eléctrico en muchas instalaciones militares, y lo hizo por medio de huecos de tensión provocados. El resultado de toda estas investigaciones fue la curva CBEMA, o curva de tolerancia. La curva de tolerancia es una parte importante de Estándar IEEE-1346. Este documento recomienda un método de comparación de rendimiento de equipos con los diversos escenarios que pueda tener su servicio eléctricos ante problemas de calidad de energía, entiéndase huecos de tensión o interrupciones. La organización “Information Tecnology Industry Country” propone una curva se sensibilidad de los equipos electrónicos a los diferentes tipos de perturbaciones definidos por la IEEE 1159-95, la cual se suele denominar la curva ITIC por sus siglas en Inglés. En curva fue publicada en la IEEE 1100. La curva ITIC describe la envolvente (de rango) de la tensión de suministro de corriente alterna que normalmente puede tolerar, una mayoría de equipos 39 electrónicos denominados como equipos de la tecnología de información que operan en tensiones monofásicas, de manera que no interrumpen su funcionamiento. En la figura 3.1 se presenta la curva CBEMA. Figura 3.1. Curva de tolerancia para equipos de cómputo [2] En la tabla 3.1 se muestran ejemplos de equipos y sus tensiones de tolerancia respectivas: Tabla 3.1. Tensión de tolerancia promedio de algunos equipos [1] Equipo Tensión de Tolerancia Promedio 260ms, 60% 50ms, 75% 20ms, 65% 50ms, 50% 50ms, 60% PLC Motor AC 5 h.p. Relé de control AC Arrancador de motor Computadora personal El valor en ms indica los milisegundos que puede operar el equipo al porcentaje de nivel de tensión que está al lado. 40 3.2 Comportamiento de dispositivos sensibles Los dispositivos sensibles a los huecos de tensión que se quieren tratar para esta investigación son dos: los variadores de velocidad (AC drivers) y los contactores. Esto porque son parte importante de muchas de las industrias a nivel nacional, desempeñando tareas especializadas en procesos de manufactura, las cuales pueden ser interrumpidos a causa de problemas de mal funcionamiento de los dispositivos a causa de los huecos de tensión. 3.2.1 Comportamiento del variador de velocidad AC [8] Los controladores variables de velocidad DC y AC para motores, se encuentran entre los dispositivos industriales más comunes, su funcionamiento está basado en la electrónica de potencia. Una topología clásica para un variador de velocidad AC tiene 3 etapas que son: diodos rectificadores, bus DC, que es en realidad un capacitor en paralelo para disminuir el rizado y un inversor PWM (Modulador del ancho de pulso). La función general de un variador es hacer la función de una fuente de poder de frecuencia variable a motores trifásicos, generalmente de inducción. El variador de velocidad AC posee algún dispositivo de almacenamiento de energía, en el enlace del bus DC, y muchos usan diodos en la etapa final. El variador de velocidad AC se promociona más, ya que tiene un mejor comportamiento que el DC debido al almacenamiento de energía y a la falta de requerimientos de atiempamiento, así como la habilidad de operar como una especie de bomba regenerativa en la etapa del bus DC durante un período de falla. Los disparos debido a huecos de tensión son a menudo culpa de las bajas tensiones. Aunque hay algunas veces casos, en que se presentan bajas tensiones en estado estable que no son causa de dispara. En vez de esto, pérdida de sincronismo, falta de almacenador de energía, flujo de corriente desbalanceado y un excesivo rizado en la onda de tensión, son los culpables del disparo. 41 Figura 3.2.Variador de velocidad Siemens, G110. (1) La mayoría de las fallas en el sistema son falla monofásicas línea a tierra. Durante el evento, la tensión de la fase en falla se va para cero en el lugar del problema. La repercusión de este desbalance en el cliente depende de la distancia de la falla a la barra más cercana y de la conexión del transformador entre la zona en falla y la barra de la que se alimenta el usuario. En fallas de este tipo por lo general las dos fases que no están en falla disminuyen su tensión en buena medida, mientras que en la fase en falla la tensión se reduce drásticamente. También debe tenerse en cuenta el salto de fase de la forma de onda de la tensión durante un hueco de tensión, estos saltos de fase entre la onda pre-falla y post-falla son el resultado de la diferencia de la relación X/R de la fuente y del circuito alimentador de la falla. El problema que trae estos saltos de fase es que muchos dispositivos de electrónica de potencia utilizan el cruce por cero de la onda como un mecanismo de disparo o de señal. 3.2.1.1 Efectos sobre el variador de velocidad AC La figura 3.3 se muestra la configuración de un típico variador AC PWM. La primera etapa consiste en un puente rectificador, luego el capacitor que convierte la señal rectificada a un valor DC con un pequeño rizado, el inversor PWM convierte ese señal DC a una salida de 42 frecuencia y magnitud variable. Un salto de fase no presenta ningún problema para las etapas antes mencionadas, porque los diodos rectificadores no utilizan el cruce por cero de la señal. Figura 3.3. Circuito equivalente del variador de velocidad AC [12] Sin embargo, un desbalance momentáneo en el circuito alimentador durante un hueco de tensión puede provocar el mal funcionamiento del variador de velocidad o la operación de relés de protección debido al desbalance de corrientes. Cuando el circuito alimentador esta en operación normal, la forma de onda de la corriente entregada por el rectificador tiene típicamente 2 pulsos seguidos como se muestra en la figura 3.4. No obstante cuando se está en presencia de una falla monofásica y que produce desbalance en la tensión, algunos de los valores de corriente a la entrada del variador exceden el 200% de su valor nominal, y con un pico que tiene hasta 4 veces más de su duración normal. Figura 3.4. Corrientes de línea para un Variador (5 hp), tensiones balanceadas [8] 43 El gran incremento en la corriente ocurre porque no hay flujo de corriente cuando la tensión del capacitor es más grande que la de la entrada. Por ende el capacitor se descarga más de lo normal, ya que este sigue alimentando al motor a través del inversor. Cuando el hueco de tensión pasa, y la tensión de alimentación vuelve a sus valores normales, supliendo toda la energía y cargando al capacitor, entonces la corriente se incrementa bastante. En la figura 3.5. se muestra la corriente de línea para un desbalance equivalente al 3%, nótese el gran incremento de la corriente de la fase b, y la notable reducción de la fase a. Figura 3.5. Corrientes de línea para un Variador (5 hp), tensiones desbalanceadas [8] En un variador AC por ende puede existir disparos por bajas tensiones cuando la tensión en el capacitor caiga bajo el umbral nominal, o sobre corrientes cuando la corriente de línea sea muy alta. Uno de los efectos negativos de estas altas corrientes de fase es el disparo o el daño de los fusibles que se encuentran en las líneas del circuito alimentador durante el hueco de tensión. 44 Esta situación es agravada por el uso de fusibles semiconductores de rápida operación y por el poco margen de tolerancia en la coordinación del fusible. 3.2.1.2 Comportamiento en pruebas de huecos de tensión Para entender mejor el comportamiento de los Variadores de Velocidad AC podemos tomar como base las pruebas que se presentan tanto en la referencia [1] y [16]. Las pruebas que se realizan se basan en el desempeño de varios variadores de velocidad AC que son sometidos a huecos de tensión de manera controlada, para así generar un criterio acerca de su comportamiento ante este tipo de fenómeno. Estas pruebas fueron realizadas a Variadores de velocidad de en una planta industrial. En la figura 3.6 los círculos equivalen a pares ordenados, magnitud y duración, para los variadores sufren un disparo, para los puntos indicados con cruces, los variadores de velocidad siguen operando. Típicamente estos variadores estudiados tienen una tolerancia de 0.8 pu durante 6 ciclos (0.1 s aproximadamente). Es importante mencionar que estos datos deben ser hechos por medio de pruebas a variadores de diversas marcas y de diferentes capacidades, esto porque existen varias marcas que poseen poca tolerancia, mientras que otras son bastante robustas. Figura 3.6. Huecos de tensión que hacen que el variador se dispare (o), huecos de tensión que no disparan el variador (x) [1] 45 Figura 3.7. Comportamiento típico de variadores ante huecos de tensión. [1] También se puede presentar un estudio hecho para variadores de potencia nominal de 3 HP y 20 HP, ver referencia [1], página 268-269, esto para entender de mejor manera su comportamiento ante huecos de tensión con diversas duraciones y magnitudes que se presentan a continuación: Tensión 0 pu, durante 33 ms. Tensión de 0.5 pu, durante 100 ms. Tensión de 0.7 pu, por 1 s. Para los escenarios anteriores se obtuvo tres tipos de respuesta, que fueron clasificados de acuerdo a lo que sucedía con la velocidad de los motores que el variador estaba controlando. I. La velocidad del motor muestra un decrecimiento seguida de una recuperación. II. La velocidad del motor se reduce a cero, después de lo cual el variador restaura automáticamente acelerando el motor hasta su velocidad nominal. III. La velocidad del motor se reduce a cero, y el variador es incapaz de restaurar la velocidad del motor, se deberá accionar manualmente para reiniciarlo. 46 Este comportamiento es claramente notado en la figura 3.8: Figura 3.8. Tres tipos de comportamiento de la velocidad para motores con variador de velocidad, durante un hueco de tensión [1] De los comportamiento anteriores se puede hacer un sumario para visualizar en número, cuántos de los 20 variadores de velocidad presentan cada uno de los comportamientos I, II y III. Esto se puede hacer por medio de dos tablas, en una se tratan por aparte los casos de 3 HP y 20 HP, y en la otra los variadores trabajando a la mitad de su potencia nominal y plena carga. Tabla 3.2. Resultados de tolerancia ante huecos de tensión para variadores, 3 HP y 20 HP [1] Hueco de Tensión Aplicado 0%, 33ms 50 %, 100ms 70%, 1s Desempeño del variador de velocidad I 4 - 20 HP II 2 4 5 III 5 7 6 I 12 3 1 3 HP II 5 7 III 4 4 Tabla 3.3. Resultados de tolerancia ante huecos de tensión para variadores, condición de mitad y plena de carga [1] Hueco de Tensión Aplicado 0%, 33ms 50 %, 100ms 70%, 1s Desempeño del variador de velocidad I 7 2 1 Media Carga II 1 4 5 III 2 4 4 47 I 8 3 1 Plena Carga II 1 4 4 III 1 3 5 Para concluir esta sección podemos decir que los variadores de 3 HP para la prueba anterior, presentan mejor comportamiento que los de 20 Hp ante huecos de tensión con las características dadas. 3.2.2 Variadores de Velocidad DC Los variadores de velocidad DC tradicionalmente han sido mejor diseñados para controlar la velocidad que los variadores AC. La velocidad de los motores AC está en una relación estricta con la frecuencia de la tensión suministrada. En cambio la velocidad de los motores DC es proporcional a la magnitud de la tensión. En la realidad existen más variación de la magnitud de la tensión que su frecuencia, además de que con la adición de electrónica de potencia a un dispositivo, se puede variar la frecuencia de manera más sencilla, ajustándola a un valor deseado, y por ende la aplicación de variadores de velocidad AC se ha hecho más factible que los variadores de velocidad DC. Los variadores DC se producen en diferentes configuraciones, con diversas etapas de protección y control. En esta sección se analizará el funcionamiento a grandes rasgos de un variador de velocidad DC, además de conocer su comportamiento general ante huecos de tensión desbalanceados y balanceados. Figura 3.9. Variador de Velocidad DC (2) 48 Una típica configuración del variador de velocidad DC es presentada en la figura 3.9. El devanado de armadura, es el que usa la mayor parte de la potencia y es alimentado por un rectificador trifásico controlado. La tensión de armadura es controlada a través del ángulo de disparo de los tiristores, cuando más retardo tenga el ángulo de disparo, más bajo será la tensión de armadura. Cabe decir que normalmente no hay capacitor conectado a la alimentación DC del motor. El torque producido por el motor DC es determinado por la corriente de armadura, la cual casi no presenta ningún rizado debido a la gran inductancia de la bobina de armadura. La bobina de campo toma una pequeña cantidad de potencia, la cual es dada por un rectificador monofásico. En caso de debilitamiento del campo este puede ser usado para extender el rango de velocidad del motor DC, y por eso un controlador del rectificador monofásico es necesario, este puede ser un diodo. Además se coloca una resistencia en serie al devanado de campo para limitar la corriente de campo. Por último el capacitor en paralelo a la bobina de campo es utilizado para reducir el rizado de la tensión, y de esta manera las fluctuaciones del torque de salida. Figura 3.10. Circuito equivalente de un variador de velocidad DC [1] 49 3.2.2.1 Variadores DC durante huecos de tensión balanceados Un hueco de tensión balanceado genera un transiente complicado en un motor DC, con un nuevo estado estable a la misma velocidad que la original. Este nuevo estado estable es raramente alcanzado, porque la mayoría de los motores se disparan antes de que ésto suceda, principalmente por la intervención de un tipo de protección que tiene los convertidores electrónicos de potencia. En caso de que el motor DC no se dispare, el sistema volverá a su punto de operación en menos de un segundo. Es importante mencionar que la velocidad del motor es proporcional a la relación entre la tensión de armadura y la de campo. Un hueco de tensión balanceado hace que la tensión de armadura y el de campo, caigan en la misma medida, y por la relación la velocidad permanece invariante. Para describir el comportamiento anterior, se puede basar en curvas hechas a algunos variadores de velocidad DC que operaban a velocidad nominal, entonces el ángulo de disparo de los tiristores era de cero. La alimentación fue a 660 V, en un motor de 10 KW y una velocidad de 500 rpm. Los huecos de tensión provocados a estos dispositivos fueron de una magnitud de 0.8 pu durante 30 ciclos. Su respuesta más importante se presenta en la figura 3.11 Figura 3.11. Torque de salida en pu durante un hueco de tensión de 30 ciclos y 0.8 pu [1] 50 En la figura 3.11 se ve como el torque de salida cae apenas se presenta el hueco de tensión hasta detenerse el motor, luego comienza a recuperarse y oscila hasta que a los 1.5s se recupera a su valor nominal. Es importante mencionar que la corriente de armadura en pu presenta la misma forma de onda que el torque eléctrico de salida. 3.2.2.2 Variadores DC para huecos de tensión desbalanceados Como es de esperarse para huecos de tensión desbalanceados afectando a los variadores velocidad DC los valores de tensión de armadura y campo no son el mismo, por ende la relación entre ambas tensiones no se mantienen durante el evento. Esto porque la tensión de campo es obtenida a través del convertidor monofásico AC-DC, mientras que la tensión de armadura es obtenida por el convertidor trifásico. Si la tensión de campo es mayor que la de armadura durante el hueco de tensión, luego del evento se tiene una velocidad mayor a la que se tenía antes de presentarse la perturbación. A la inversa, por ende se tendría una velocidad menor. Un caso de hueco de tensión del tipo D (solo cae la tensión en una fase), se presenta en la siguiente figura. Figura 3.12. Torque eléctrico para hueco de tensión desbalanceado [1] 51 Es válido mencionar que debido a que la relación entre las tensiones de armadura y campo no se mantiene constante, la oscilación en el torque eléctrico es muy grande prueba de ello es que el motor se detiene 2 veces, y al final retorna a un punto más bajo que la velocidad original. Esta sección fue realizada con base en la referencia [1]. 3.2.3 Comportamiento de los contactores ante huecos de tensión El sistema más habitual de control de grandes motores es utilizar contactores. Un contactor es una bobina que, una vez excitada (normalmente al recibir una orden exterior de marcha), cierra sus polos principales alimentando el motor, y normalmente también cierra un contacto que sella la orden de arranque. La función de los contactores es controlar tensiones y corrientes bastante altas, con el uso de corrientes y tensiones bajos, además de su facilidad de control remoto. En esta curva vemos que el contactor tolera cualquier hueco de tensión cercano a 0.7 pu durante por lo menos 8 ciclos, cuando la magnitud cae a un valor menor a 0.7 durante unos pocos ciclos, el contactor deja se abre. Es importante hacer notar que el contactor posee mejor reacción ante un hueco de tensión de 0 pu, durante 3.5 ciclos, que a uno de 0.5 pu, durante el mismo lapso de tiempo lo que resulta bastante curioso. Esto último quizá resulte así aleatoriamente y puede variar mucho entre los contactores que existen en el mercado. Los huecos de tensión pueden provocar que los contactores abandonen su estado eléctrico que poseen (cerrado o abierto). Estos deben ser probados para condiciones de: corto circuito en la red aledaña al contactor, cuando su alimentador esta en circuito abierto; por ejemplo cuando un interruptor del circuito se abre y entonces automáticamente se cierra de nuevo, y por último cuando existe un cortocircuito remoto en una línea de transmisión la que 52 causa una pequeña caída en la tensión. Cuando la fuente de energía presenta alguna falla el contactor se abre, esto para prevenir que el motor reinicie su funcionamiento inesperadamente después del evento. Esto comportamiento funciona muy bien para interrupciones considerables, pero para huecos de tensión e interrupciones cortas esto no siempre es así, ya que su comportamiento suele ser errático. A partir de pruebas se puede construir una gráfica de tolerancia de tensión de un contactor a los huecos de tensión, tal y como se muestra en la figura 3.13. Figura 3.13. Curva de Tolerancia de tensión para un contactor [1] Si se produce un hueco de tensión de duración y profundidad suficientes (normalmente más de 100 ms y de un 80%) la bobina pierde su excitación y abre los polos, dejando al motor sin alimentación. Cuando la tensión de alimentación vuelve, el contactor sigue abierto y sería necesario volver a dar una nueva orden de marcha. No sería válido alimentar el control de los contactores desde una corriente segura, como corriente continua, porque de producirse una interrupción suficientemente larga, cuando la tensión de alimentación se recuperara, todos los 53 motores arrancarían simultáneamente, lo que se traduciría en una corriente de arranque demasiado elevada. 3.3 Dispositivos de mitigación disponibles en el mercado nacional En esta sección se presentarán opciones de dispositivos que pueden ser encontrados en el mercado nacional, utilizados para la mitigación y el monitoreo de los huecos de tensión. 3.3.1 REACTIVAR. Schneider Electric El protector electrónico contra huecos de tensión (o ESP, por sus siglas en inglés) SQUARE D serie 5826, de la empresa Schneider Electric es una de la opciones que se puede encontrar en el mercado nacional para mitigar los huecos de tensión. Este dispositivo fue diseñado para solucionar la mayoría de los problemas de calidad de energía, es pequeño y resulta una opción competitiva para las UPS, ya que su tiempo de respuesta es de un cuarto de ciclo (aproximadamente 4.16 ms lo que cumple con las normas establecidas por la ARESEP), tiene un 99% de eficiencia, es construido con tres etapas de circuitos de supresión. El funcionamiento de este dispositivo es muy sencillo: éste aprovecha la potencia de la línea en condiciones de huecos de tensión no menores a 0.5 pu de la tensión nominal para ajustar su salida al valor deseado. Para huecos bajo 0.5 pu de la tensión nominal, se utiliza la energía almacenada de un capacitor. El principio de operación se da de la siguiente manera. En un inicio están los convertidores y los filtros. Usando un convertidor con componentes de estado sólido se transforma la tensión entrante a la forma de onda deseada por medio de PWM; la salida de este convertidor es filtrada para producir que la tensión pérdida que es sumada a la tensión entrante para tener la tensión de salida deseada y para huecos de tensión más profundos e interrupciones se debe utilizar la energía almacenada en los capacitores. 54 Luego sigue la etapa del interruptor estático. Éste bajo condiciones normales está cerrado dejando que la tensión entrante pase a la salida. Durante un hueco de tensión el interruptor es accionado, este hace que la etapa de PWM sea insertada en serie con la carga en menos de un cuarto de ciclo para corregir el problema. Luego del evento el interruptor se cierra volviendo a su estado de operación normal. Se utilizan capacitores electrolíticos para almacenar energía requerida para la corrección de huecos de tensión menores a 0.5 pu y se puede suministrar energía por 12 ciclos durante una interrupción. Posee también una etapa encargada del control del interruptor y la sincronización de la etapa de regulación y la tensión entrante. Como resultado de lo anterior se obtiene un alto desempeño, a bajo costo con características como: etapa simple de módulos de conversión de energía, mínimo uso de dispositivos de almacenamiento de energía como baterías y libre diseño del transformador para el Reactivar de tipo ESP-C. Cabe decir que este dispositivo ha sido probado en muchas industrias y laboratorios a nivel mundial, y está diseñado tanto para redes de 3 o 4 conductores. Figura 3.14. Protector electrónico de huecos de tensión. REACTIVAR [10] Una forma de visualizar la validez de este dispositivo es mirar su comportamiento ante huecos de tensión o interrupciones simulados, como se presenta en las siguientes figuras: 55 Figura 3.15. Respuesta del REACTIVAR ante un hueco de tensión, arriba forma de onda a la entrada, abajo forma de onda a la salida [10] Figura 3.16. Respuesta del REACTIVAR ante una interrupción, arriba forma de onda a la entrada, abajo forma de onda a la salida [10] Existen varios tipos de Reactivar, a continuación se presentan algunas de sus características y aplicaciones especiales. 1. ESP-A. Monofásico y hasta una potencia de 100 kVA Especificaciones: • Tensiones de entrada: 120V, 240V o 277V monofásico. • Huecos con características: -13% a -50% por 2 segundos. 56 -50 a -100% por 1-3 ciclos. 24 ciclos de soporte de tensión durante una interrupción a 120V. 12 ciclos de soporte de tensión durante una interrupción a 240V. • Variación de la tensión de salida durante un hueco de tensión: más del 5% y menos del 10%. • Tiempo de respuesta: 4.16ms. • Potencias en las que es producido (todas aplicaciones para monofásicas): 1.5 a 43 kVA a 120V. 6.0 a 86 kVA a 240V. 7.0 a 100 kVA a 277 V. Sus aplicaciones son tanto comerciales como industriales, equipos sensibles en plantas manufactureras, paneles de distribución para luces tipo HID, en paneles de distribución para equipos de computo y telecomunicaciones entre otros. En la figura 3.17 se muestra el circuito equivalente para los Reactivar tipo ESP-A y ESP-B. Figura 3.17. Circuito equivalente para tipos ESP-A y ESP-B [10] 57 2. ESP-B. Trifásico y hasta una potencia de 300 kVA Especificaciones: • Tensiones de entrada: 208V, 240V o 480V trifásico de 4 hilos (3 hilos es opcional). • Huecos con características: -13% a -50% para huecos de tensión simétricos, línea- línea o línea tierra por 2 segundos. -50 a -100% por 1-3 ciclos. 12 ciclos de soporte de tensión para fallas línea a tierra durante una interrupción. 12 ciclos de soporte de tensión durante una interrupción total. • Variación de la tensión de salida durante un hueco de tensión: más del 5% y menos del 10%. • Tiempo de respuesta: 4.16ms. • Potencias en las que es producido (todas para aplicaciones trifásicas): 9 a 130 kVA a 208V. 10 a 150 kVA a 240V. 21 a 300 kVA a 480 V. Sus aplicaciones son para variadores de velocidad (uno de los dispositivos sensibles de interés para el trabajo), robótica, en industria y comercio, para equipos sensibles, entre otros. 58 ESP-C. Trifásico y hasta una potencia de 2000 kVA. Figura 3.18. Circuito equivalente para tipos ESP-C [10] Especificaciones: • Construcción: a pedido del cliente, puede variar. • Tensiones de entrada: 480V +/- 8% trifásico de 4 o 3 hilos. • Huecos con características: -13% a -50% para huecos de tensión simétricos, línea- línea o línea tierra por 2 segundos. -50 a -100% por 1-3 ciclos. 12 ciclos de soporte de tensión durante una interrupción total. • Variación de la tensión de salida durante un hueco de tensión: más del 5% y menos del 10%. • Tiempo de respuesta: 4.16ms. • Potencias en las que es producido (todas para aplicaciones trifásicas): 500 a 2000 kVA a 480V. Sus aplicaciones son fabricación de semiconductores, extrusoras de plástico, fabricación de automóviles, textiles, acero, además de refinación de petróleo y procesos químicos. 59 Toda esta información de la sección 3.3.1 fue tomada de la referencia [10]. 3.3.2 Regulador de tensión serie WHR La Serie WHR es la línea más extensa de reguladores de tensión STABILINE® que Superior Electric haya ofrecido. Esta línea de reguladores incluye unidades para uso en todos los sistemas de poder de CA, hasta 660 voltios, que actualmente están en uso en todo el mundo. Se incluye una extensa variedad de tamaños estándares, características y opciones. Figura 3.19. Algunas presentaciones de Reguladores WHR [11] Composición del WHR Primero está el modulo de control donde el sensor disminuye la tensión que está siendo regulado y alimenta esta señal a la unidad de control. El transformador de poder controla las tensiones en valores adecuados y aislamiento para los circuitos. El enchufe confiable conectado al tablero de control contiene todos los circuitos electrónicos. Se usa diseño estandarizado con todas las tensiones y tamaños de la serie WHR de reguladores de tensión. Los fusibles para el circuito de control y de configuraciones de tensión están colocados al frente de cada módulo de control, detrás del panel frontal en todas las unidades montables en el piso. Esto facilita los ajustes por personal autorizado mientras se evitan ajustes mal hechos accidentalmente. Todas las pantallas de control (tensión de salida, luz de poder, luz de control, 60 etc.) se pueden ver con el panel frontal encendido o apagado. Esto facilita monitorear el estatus de la unidad y hacer ajustes y por último posee remotas conexiones sensoras están colocadas al frente del módulo de control haciendo fácil el cableado. Luego está la etapa de módulos de poder en la que se utilizan los núcleos toroidales envueltos con cinta, se fabrican con acero de silicona orientada al grano y son completamente recocidos para reducir corriente magnetizadora y aumentar eficacia. Todos los bobinados son de alambre de cobre para aumentar la eficacia, y son rebobinados en máquinas bobinadoras especiales para asegurar espaciamiento uniforme y conmutador suave. Los conmutadores se sujetan con nuestro proceso patentado que incrusta el conmutador en un material a alta temperatura para que quede ajustado, aún en casos de severas sobrecargas. Los conmutadores están chapeados con un sistema de chapeado de metal precioso que mantiene la resistencia de contacto adecuada y proporciona mayor protección en contra de corrosión. Los cepillos de lectura usan carbones de contacto especiales para la unidad, y están incrustados en bronce para proveer mejor disipación de calor y capacidad de sobrecarga que los diseños más baratos de carbón sólido. Poderosos motores de accionamiento proporcionan rápida respuesta, aun bajo condiciones de tensión severamente bajas y robustos componentes de accionamiento aseguran larga vida, libre de problemas. Gama de Corrección La gama de entrada de un regulador es la gama de las tensiones de entrada en la cual el regulador mantiene una tensión de salida constante. Para clarificación y uniformidad se expresa como un porcentaje de la tensión de salida establecido. La Serie WHR está disponible en dos gamas de entrada estandarizadas. La Serie WHR con índices de tensión: Unidades de tensiones 120-127, 208 x 220-230-240, 380-400-415 x 480: Gama de Entrada Delgada -20% a +10% de la tensión nominal 61 Gama de Entrada Amplia -30% a +15% de la tensión nominal Unidades con índice de 480 x 600 voltios: Gama de Entrada Delgada -16% a + 8% de la tensión nominal. Gama de Entrada Amplia -25% a +12% de la tensión nominal. Por ejemplo, la aplicación de una unidad con gama de entrada delgada en donde los problemas no son excesivos o el espacio de instalación es limitado, es factible. Por otro lado, la aplicación de una gama amplia para instalaciones apartadas, con problemas obvios, o si desea máxima protección. El poder que se debe corregir es mayor para las unidades de amplia gama que el de las delgadas. Por lo tanto, las unidades de gama delgada son generalmente más pequeñas y más livianas. Aplicaciones en varias aéreas Broadcasting: Transmisores, Estaciones Receptoras, Estudios y Vehículos de Producción Móvil; Equipos Electrónicos: Computadoras, Telecomunicaciones, Radar y Fuentes de Poder Ininterrumpibles; Industrial: Equipos de Distribución, Motores, Calentadores de Resistencia, Solenoides y Embragues Magnéticos, Chapeado, Soldado, Herramientas de Máquinas, Cargadores de Baterías, Bancos de Pruebas; en Iluminación: Incandescente, Fluorescente, Descarga de Alta Intensidad e Infrarrojo y Médico: Máquinas de Rayos X, Escaneadores CAT y Equipos MRI. Características: Excelente Precisión Mantiene la tensión de Salida Entre ±1% Hay Disponibles Dos Gamas para la tensión de Entrada Las gamas de entrada se han cambiado para proporcionar mejor protección contra tensiones bajas 62 Pueden funcionar a mínima o máxima tensión Índices de Poder: de 2 a 1680 kVA Versiones para Montaje en Rack de 19" Eficacia: 99 % Típica Alta Capacidad de Sobrecarga No Tienen Distorsión de Formas de Ondas Baja Impedancia Rápido Tiempo de Respuesta No Tienen Restricciones de Factor de Potencia 2 Años de Garantía Diseñados para Ser Aprobado por UL y CSA Figura 3.20. Algunos Reguladores para aplicaciones monofásicas [11] 63 Figura 3.21. Algunos Reguladores para aplicaciones trifásicas [11] Cabe destacar que la aplicación del Regulador de Tensión WRH para huecos de tensión, tiene que estar basada en un amplio estudio para saber si este equipo cumple con los requerimientos necesarios para la mitigación de este problema. Este dispositivo es distribuido en Costa Rica por la empresa Eproteca S.A. 3.4 Dispositivos de medición de huecos de tensión 3.4.1 Monitor digital trifásico de Wagner. Serie DTP-3 El DTP-3 es un monitor de tensión y sistema de control automático. Por estar sensando continuamente la entrada de línea de tensión, este monitor detectará tensiones fuera de la tolerancia que se fijó, si este límite es excedido arrancará el regulador de la respuesta. Este regulador podrá ser fijado a una mayor escala de tiempo para evitar el ruido molesto de corte y arranque, o a una escala menor de tiempo para ofrecer un mayor nivel de protección a la carga. Si la tensión permanece fuera de la tolerancia seleccionada después que el tiempo ha transcurrido, el DTP-3 apagará su relevador de rendimiento y protegerá al aparato o equipo 64 seleccionado. Mientras la carga está apagada un regulador de cierre adicional es activado para evitar arranques inmediatos. Básicamente lo que hace este dispositivo es guardar los datos durante un fenómeno, y desacoplar cualquier tipo de carga ante un evento ya sean sobrecargas o huecos de tensión. Figura 3.22. Monitor Digital de Tensión Trifásico. DTP-3 [12] Entre sus características principales están: protección contra pérdida de fase, cambio de fase, desequilibrio de tensiones, baja tensión y alta tensión. Su interfaz de operación es bastante sencilla ya que solo posee 3 botones y una pantalla LCD donde se indican todas las condiciones de operación en un vistazo. Voltímetro el cual en la pantalla indica las tensiones de cada una de las fases para un instante de tiempo dado. Puede ser alimentado con tensiones de entre 90-650V AC, y a 50-60 H. Existe un regulador retardador del cierre que es completamente ajustable de 0 a 720 s, al cual se le establece los valores de tensión tolerados y el tiempo en que debe darse la apertura para aislar la carga. Usar un ajuste de tiempo muy bajo, da una más rápida protección, mientras que un tiempo más prolongado suministra gran resistencia evitando disparos por ruido molesto y arranques de equipos. Por último cabe mencionarse que cuenta con una memoria de hasta 25 condiciones de falla previas, para ser mostradas cuando se desee. La documentación de este dispositivo puede hacerse consultando la referencia [12]. 65 3.4.2 Medidor ION 7650 de Power Measurement Los medidores series ION 7550 e ION 7650 son utilizados en puntos clave de distribución y cargas sensitivas, ofrecen una gran funcionalidad que incluye análisis avanzados de la calidad de energía aunados con la precisión de facturación, opciones múltiples de comunicación, compatibilidad con la web y capacidades de control. Los medidores incluyen una extensa selección de pantallas de datos pre-configurados y medidas que el usuario puede utilizar inmediatamente como predeterminadas o puede adaptarlos a sus necesidades específicas. Para una solución de administración de energía empresarial, los medidores pueden integrarse con el software ION EEM, ION Enterprise, o bien otro software de administración de energía y sistemas SCADA a través de canales múltiples de comunicación y protocolos. La tecnología patentada ION también le permite personalizar las funciones de medición y análisis en la estación de trabajo sin necesidad de conexiones. Una de sus principales características es que se pueden encontrar las fuentes de eventos de calidad de energía, armónicas y huecos/incrementos de tensión. Se pueden analizar problemas y evitar interrupciones repetidas. La capacidad de captura de Huecos de tensión / Incrementos de tensión de los medidores ION 7550 e ION 7650 ayudan a analizar la gravedad de los mismos y su impacto potencial. Datos sobre la magnitud y duración adecuados para el trazado de las curvas de tolerancia de tensión, además de umbrales iniciadores por fase para la grabación de formas de onda u operaciones de control. 66 Figura 3.23. Medidor ION 7650 [15] Los medidores pueden captar simultáneamente todos los canales de tensión y corriente. Captura de alteración de subciclos. El número máximo de ciclos por captura de forma de onda contigua es 214,000 (basada en 16 muestras / ciclo x 96 ciclos y la más amplia capacidad de memoria del medidor). En el ICE esta ajustado a una medición durante 54 ciclos. Hasta 512 muestras / ciclo estándar, 1024 muestras/ ciclo opcional con el medidor ION 7650 Hasta 256 muestras / ciclo con el medidor ION 7550 Rango dinámico: entradas de tensión - 16 bits efectivos, entradas de corriente – 19 bits efectivos. Cabe mencionar que los medidores ION son muy utilizados en Costa Rica tanto en la CNFL (alrededor de sus 30 clientes más importantes tienen medidores ION) y el ICE. Gracias a su capacidad de software de interfaz el procesamiento de los datos capturados por un medidor ION puede ejecutarse para caracterizar un hueco de tensión por medio de los métodos presentados en el Capítulo 2. Esto se podrá notar en la primera sección del capítulo 4. 67 3.5 Normativa de la ARESEP La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), es el ente costarricense encargado de normar y regular, todo lo concerniente al servicio eléctrico que las diversas empresas brindan a nivel nacional. Esta institución ha promulgado una serie de normas donde se definen las características y las condiciones que definen la calidad de la energía entregada al usuario. Están regulados todos los ámbitos posibles, desde generación, transmisión y la distribución. En las siguientes secciones se hace una pequeña descripción de los puntos de las normas que aplican para huecos de tensión. Las principales normativas emitidas por la ARESEP que se relacionan con la calidad de la energía son: la AR-NTCVS “Calidad del Voltaje suministrado”, AR-DTCSE “Calidad de la Continuidad del Suministro Eléctrico” y la AR-MTCVS “Metodología para la Evaluación de la Calidad del Voltaje de Suministro”. 3.5.1 Norma de calidad de voltaje de suministro (AR-NTCS) En esta norma se establecen las características específicas de los parámetros más importantes que definen calidad de la energía, tal como frecuencia, amplitud y asimetría de la tensión de suministro. También establece las posibles variaciones de corta duración, los límites permisibles de estas perturbaciones en magnitud y repetición. Algunos puntos a destacar son los siguientes: Hueco de tensión, lo define como una disminución del valor eficaz de la tensión de entre 10 a 90% de su valor nominal a la frecuencia fundamental, esto en cualquier red de distribución y con una duración desde medio ciclo hasta un minuto. En la tabla 3.6 se presentan los valores no permisibles para las diversas variaciones de corta duración de la tensión de suministro: 68 Tabla 3.4. Variaciones de la tensión de corta duración Categoría Impulso Duración Típica (s) 5µs – 1ms. Magnitud Típica (%) 0-800 % Hueco de tensión 8.33 ms – 1 min. 10-90 % Pico de tensión 8.33 ms – 1 min. 110-180 % Valores no permisibles (%, s) Impulsos con magnitud mayor al 200% de Vn Huecos entre un 0% y un 87% de Vn con duración mayor a 8.33 ms. Picos mayores a 115% de Vn de cualquier duración. En el caso de los huecos de tensión la norma expone que no es permisible huecos de más de 8.33 ms, lo que equivale a medio ciclo. Esto realmente es difícil de cumplir, esto porque cualquier protección requiere mínimo de 50 ms (interruptores de alta velocidad) para operar y esto equivale a tres ciclos. En Costa Rica el sistema de protecciones opera a un valor mínimo de 100 ms, lo que nos deja concluir que para cumplir con la norma se deberá implementar algún método de mitigación, ya que de lo contario siempre se estará faltando a los requerimientos impuestos por la ARESEP. 3.5.2 Norma de metodología para la evaluación de la calidad del voltaje de suministro (AR-MTCVS) Esta norma se enfoca en el procedimiento que debe realizarse para determinar a cual grupo de servicios se puede evaluar como muestra representativa para establecer la calidad de la tensión suministrado. Lo anterior acuerdo con los criterios de selectividad establecidos por la misma norma. En esta norma no se indica cómo medir un hueco de tensión, solo dice que el equipo deberá ser instalado por personal con gran experiencia en equipos de medición. Dice que es 69 responsabilidad de las empresas establecer metodologías, procedimientos y controles que garanticen la correcta instalación, uso y manejo de los equipos. 3.5.3 Norma de calidad de la continuidad del suministro eléctrico (AR-NTCVS) de la ARESEP Esta norma define cada uno de los términos que se utilizan para la determinación y evaluación de la continuidad del servicio eléctrico. Trata aspectos como la cantidad y la duración de las interrupciones, también la identificación, registro, clasificación y tratamiento de las mismas. En específico sobre huecos de tensión no dice mucho, esto porque cuando se habla del tema se refiere siempre a los datos de la tabla 3.2. Por otro lado es importante mencionar que la norma no dice nada acerca de la ubicación de la falla. Si en un caso se tuviera un dispositivo de medición en una línea de distribución y el mismo detectará una falla, existiría algunos casos en que la empresa distribuidora no es la responsable del hueco de tensión que está ocurriendo. Esto puede darse cuando existe una falla en la red eléctrica de un usuario en específico, y ésta afecta a todos los abonados cercanos al lugar de a falla. Por lo tanto debería tomarse esta situación en cuenta a la hora de formular una normativa de calidad de la energía. Además de esto existen muchas normativas a nivel mundial que no son tan severas en sus requerimientos como lo es la de la ARESEP, por ejemplo la EN50160 estipula que los valores tolerables son de máximo un segundo a no menos de 0.60 p.u lo que difiere bastante de lo que se aplica en el ámbito nacional. 70 CAPÍTULO 4: Simulaciones y entrevistas a encargados de calidad de energía del ICE y la CNFL 4.1 Aplicación de las técnicas de caracterización de huecos de tensión Después de haber realizado en el capítulo 2 una amplia descripción de las principales características tomadas en cuenta a la hora de analizar un hueco de tensión, es importante poder implementar estas técnicas, porque el hecho de que coincidan le dan una gran validez a lo anteriormente mencionado. Para esto era necesario tener algunos datos validos para hacer un análisis, sobre eventos reales en el sistema. Es por esto que mediante el Ing. Juan Carlos Montero, se consiguieron algunos registros de eventos obtenidos por los medidores ION 7650 del ICE. Las mediciones fueron hechas desde las cero horas del día 7 de julio del 2005, y hasta las cero horas del día 21 de julio del 2005. Antes comenzar a presentar los resultados obtenidos es importante mencionar dos situaciones. En primera instancia se tuvo que hacer una lectura breve del manual del medidor ION 7650, esto para saber a que era equivalente cada uno de los datos que se encuentran registros de salida del medidor, esto es muy importante ya que estos proporcionan información como la duración del evento, la magnitud de la máxima y mínima depresión de tensión, así como de su valor promedio, esto para cada fase, además de que guardan el valor de la tensión nominal de la red justo antes de la perturbación. En segundo lugar cabe decir que las mediciones hechas por el ION se compara a las realizas por medio de los métodos de caracterización para así comprobar a ciencia cierta si hay alguna pérdida de información en el proceso. Es importante señalar que estos medidores presentan la forma de onda durante la perturbación, y mediante un estudio de las misma se concluyó que los registros de las forma de onda se hacen durante 54 ciclos, a una tasa de 32 mediciones por ciclo. A continuación se muestran los resultados. 71 4.1.1 Procesamiento de los datos del ION, por medio de MATLAB El archivo de salida del ION esta en formato de Excel, tal y como se muestra en la figura 4.1. En el archivo se presentan los resultados obtenidos por el medidor, acerca del evento. En estos se presentan los valores mínimos de tensión para cada fase (SS1 DistMin (p.u)), además de la duración del evento (SS1 DistDur (s)). Figura 4.1. Archivo de registros de salida de medidor ION [17] Estos datos van a ser comparados con los obtenidos mediante MATLAB. Para el procesado de esta información en MATLAB se procedió de la siguiente manera: 1. En primer lugar se busca la forma de onda que se quiere analizar, en la hoja llamada “Ondas”, Excel desplegará la forma de onda que se seleccione, y se 72 tendrá la opción de verla en una sola gráfica o separarla en cada una de las tensiones y corrientes, todo esto en la hoja “PRIVATE Waveform”. Por comodidad a la hora de trasladar los datos, se selecciona la opción de separarlas. Figura 4.2. Formas de onda del registro en Excel del medidor ION [17] 2. Cuando estén separadas se procede marcar cada una de las tres primeras ondas, como las de la figura 4.2. Al hacer esto, se da click derecho y se selecciona datos de origen. De forma premeditada en el archivo de Excel generado por el medidor ION se tiene la siguiente distribución: AA3-AA1729 tensiones de la fase a, CI3-CI1729 corrientes de la fase a, AU3-AU1729 tensiones de la fase b, 73 DC3-DC1729 corriente de la fase b, BO3-BO1729 tensiones de la fase c y DW3-DW1729 corriente de la fase c, todo esto dentro de la misma hoja de “[PRIVATE] Waveform”. 3. Estos datos son muy importantes ya que se copian, junto con los datos de tiempo en que se realiza cada medición en otro archivo de Excel, de forma que quede un archivo de con arreglo de columnas de 1726 valores en este caso, en el siguiente orden: t, V1, V2, V3, I1, I2 y I3. De esta manera queda un archivo nuevo de Excel con un arreglo de valores de 7 por 1726. 4. Luego pasamos a la etapa de MATLAB, al inicio lo primero que se realiza es exportar al Workspace los datos guardados en el archivo que se construyo en el punto anterior. MATLAB transforma estos valores antes no útiles en una matriz llamada “data”. 5. Luego de esto se ejecuta un pequeño programa en Matlab que lo único que realiza es el ordenamiento de la matriz data para que puedan ser utilizados en simulink, el código es el siguiente: t1=data(:,1) V1=[t1 data(:,2)]; V2=[t1 data(:,3)]; V3=[t1 data(:,4)]; I1=[t1 data(:,5)]; I2=[t1 data(:,6)]; I3=[t1 data(:,7)]; 6. Luego en la etapa de simulink lo que se hace en correr el sistema presentado en la figura 4.3, este por su configuración se obtiene de manera directa la magnitud y ángulo de fase por medio de un Análisis de Fourier tal y como se mencionó en la sección 2.2.1 74 Figura 4.3. Esquema de simulink utilizado en la simulación. 7. El Scope 3 del esquema anterior nos da las magnitudes de la tensión durante todo el evento y el Scope 6 nos da la fase, esto para las tensiones abc. El Scope 10 y el Scope 7 nos dan los dan los mismo dados respectivamente, pero para las componentes de secuencia. 75 8. Después de esto se procede a calcular los porcentajes de error entre los valores medidos por el ION y los que resultan de la aplicación de este método. 9. Por último y debido a que es un hueco de tensión en sistema trifásico, es importante hacer el estudio mediante el algoritmo presentado en la sección 2.2.4.4. Primero se calculó mediante la ecuación 2.5 el valor de la constante T lo que nos dice que tipo de hueco de tensión, luego se resuelve el sistema formado por las ecuaciones 2.3 y 2.4, esto para encontrar la característica de tensión V y el factor F. A partir de estos datos de V y F, por medio de las ecuaciones 2.1 y 2.2 se encuentran los fasores de las fases abc durante el evento. Cabe mencionar en este caso en ocasiones el orden de las fases a veces cambia, esto se puede notar en las ilustraciones de cada evento. 4.1.2 Caso de hueco de tensión bifásico Este caso se presento el día 11 de julio del 2005, a las 13:02:10 y tuvo una duración de 0.1309 s por debajo del valor de ajuste del medidor ION que es de 0.87 pu de magnitud de tensión, lo cual por la ARESEP es estipulado como una depresión de tensión. Entre los datos desplegados por el medidor ION, la menor tensión estuvo en la fase 3(entenderse como también como fase c) y fue de 0.62 pu. Como se presenta una caída de tensión en dos fases, se puede decir que el hueco de tensión debe ser caracterizado como tipo C. La figura 4.4 presenta las formas de onda de cada una de las fases durante el evento. Las tres primeras gráficas presentan en color azul la corriente durante el evento. 76 Figura 4.4. Formas de Onda para hueco de tensión bifásico Lo que sigue después de la escogencia del hueco de tensión a analizar es pasar los datos a MATLAB y constatar si los valores teóricos coincidían con la caracterización que se estaba realizando. Para hacer esto se toman los datos del Scope 3 que da la magnitud de cada una de las fases durante los 54 ciclos que se capturaron por medio del ION. Los resultados se presentan en orden a continuación, fase A, B, C en la figura 4.5. en la cual es fácil notar la manera muy clara que se esta en presencia de un hueco de tensión bifásico en las fase B, C. 77 Figura 4.5. Magnitud de la tensión RMS del hueco de tensión, caso bifásico Una forma de saber a ciencia cierta cuánta validez tienen estos resultados es comparándolos con los valores teóricos y calculando el error de cada dato de interés. Esto se presenta en las tablas 4.1 y 4.2. Tabla 4.1. Porcentajes de error para tensiones, caso bifásico. Valor mínimo de V1 Valor mínimo de V2 Valor mínimo de V3 Valor Teórico ION (pu) 0.95 0.74 0.62 Valor obtenido Matlab (pu) 1.01 0.79 0.68 Porcentaje de Error 6.31% 5.33% 9.67% Tabla 4.2. Porcentajes de error para duración del hueco de tensión, caso bifásico. Duración del evento para V2 Duración del evento para V3 Valor Teórico ION (s) 0.1309 Valor obtenido Matlab (s) 0.1153 Porcentaje de Error 0.1309 0.122 6.79% 78 11.91% De lo anterior se puede notar que los valores encontrados por medio de simulink, con la herramienta serie de Fourier son bastante válidos para analizar y caracterizar un hueco de tensión. Los tiempos que reporta MATLAB bajo el 0.87 pu de magnitud de tensión son más bajos que los encontrados por el programa. Esto quizá se debe a la forma o al algoritmo que se aplico, y que en cierta medida puede diferir de los valores reales. Es importante tener clara la diferencia que existe en el procesamiento de los datos por fase, ya que estos dan información de manera independiente para análisis de huecos de tensión, un ejemplo de esto es la duración por fase, y no la máxima duración como lo procesa el medidor ION. Además cabe destacar también la precisión de los medidores la que puede hacer la diferencia. Luego se pasa a la caracterización para saber a cuál tipo de hueco de tensión se esta enfrentando. En primer lugar se debe presentar los ángulos de las componentes de secuencia negativa y positiva, lo que se puede notar en la figura 4.6. Figura 4.6. Valor del ángulo de fase para las componentes de secuencia 79 De lo anterior se puede concluir que durante el hueco de tensión que es de aproximadamente 0.1 s a 0.2 s, la diferencia entre el ángulo de fase de la secuencia positiva y el de la secuencia negativa es aproximadamente 10º, por lo que se concluye, a partir de la ecuación 2.5 que el valor de T es 0, y por ende es un hueco de tensión Tipo Ca, esto quiere decir que la caída de tensión se presenta en las fases b y c, tal y como se muestra en la figura 4.5. Luego mediante las ecuaciones se logra encontrar que la tensión característica es V=0.566 y F=0.966, de ahí se encontra que los fasores de tensión durante el hueco de tensión son los siguientes: Va = 0.96∠0º Vb = 0.682∠ − 134.70º Vc = 0.682∠134.70º Ahora bien tomando como referencia los fasores nominales teóricos de cada tensión antes del hueco de tensión, se puede encontrar su caracterización por medio de un gráfico fasorial. Veamos esto en la figura 4.7. Figura 4.7. Fasores para hueco de tensión tipo Ca, caso bifásico Código de MATLAB >> angle=[0 -2.0943 2.0943 0 -2.350 2.350]; 80 >> mag=[1 1 1 0.96 0.6823 0.6823]; >> [x,y] = pol2cart(angle,mag); >> compass(x,y) Con esto queda cumplido, la caracterización de un hueco de tensión bifásico, tipo Ca. 4.1.3 Caso de hueco de tensión monofásico Este caso se presentó el día 14 de julio del 2005, a las 23:30:32 y tuvo una duración de 0. 216s Entre los datos desplegados por el medidor ION, la menor tensión estuvo en la fase 2 (entenderse como también como fase b) y fue de 0.73 pu. Como se presenta una caída de tensión en solo una fase, se puede decir que el hueco de tensión debería ser caracterizado como tipo D. La figura 4.8 nos presenta las formas de onda de cada una de las fases durante el evento. 81 Figura 4.8. Formas de onda para hueco de tensión monofásico Lo que sigue es pasar a analizar los datos a MATLAB. Los resultados se presentan en orden a continuación, fase A, B, C en la figura 4.9. en la cual es fácil notar el carácter de hueco de tensión monofásico en las fase B. Figura 4.9. Magnitud de la tensión RMS del hueco de tensión, caso monofásico De nuevo se comprueba los datos obtenidos por medio de tablas basadas en los valores teóricos. Tabla 4.3. Porcentajes de error para tensiones, caso monofásico. Valor mínimo de V1 Valor mínimo de V2 Valor mínimo de V3 Valor Teórico ION (pu) 0.96 0.73 0.98 Valor obtenido Matlab (pu) 1.05 0.78 1.05 Porcentaje de Error 9.37% 6.84% 7.36% Tabla 4.4. Porcentajes de error para duración del hueco de tensión, caso monofásico. Duración del evento para V2 Valor Teórico ION (s) 0.216 Valor obtenido Matlab (s) 0.207 82 Porcentaje de Error 4.16% Luego se busco la caracterización para saber a cuál tipo de hueco de tensión corresponde este evento. De la misma manera que en el caso anterior debemos presentar los ángulos de las componentes de secuencia negativa y positiva, lo que se puede notar en la figura 4.10. Figura 4.10. Valor del ángulo de fase para las componentes de secuencia, caso monofásico De lo anterior se puede concluir que durante el hueco de tensión que es de aproximadamente 0.1 s a 0.3 s, la diferencia entre el ángulo de fase de la secuencia positiva y el de la secuencia negativa es aproximadamente 310º, por lo que se puede concluir a partir de la ecuación 2.5 que el valor de T es 5, y por ende es un hueco de tensión Tipo Db, esto quiere decir que la caída de tensión se presenta en las fase b, tal y como se muestra en la figura 4.10. Luego mediante las ecuaciones se logra encontrar que la tensión característica es V=0.860<-5º y F=0.9463<4.54º, de ahí se encontra que los fasores de tensión durante el hueco de tensión son los siguientes: 83 Va = 0.986∠119.99º Vb = 0.860∠ − 134.70º Vc = 0.986∠ − 119.99º Ahora bien tomando como referencia los fasores nominales teóricos de cada tensión antes del hueco de tensión, se puede encontrar su caracterización por medio de un gráfico fasorial. Esto en la figura 4.7. Figura 4.11. Fasores para hueco de tensión tipo Db, caso monofásico >> angle=[2.0943 0 -2.0943 2.09 -0.0872 -2.09]; >> mag=[1 1 1 0.986 0.860 0.986]; >> [x,y] = pol2cart(angle,mag); >> compass(x,y) Con esto se concluye la aplicación de las técnicas de caracterización, durante las cuales se pudo comprobar la validez de los métodos presentados en el capítulo 2, además de llevar a la práctica su correcta implementación para conocer las variables más importantes que se pueden inferir durante un hueco de tensión a partir de datos generados por equipos de monitoreo, como los presentados en el capítulo 3. 84 4.2 Entrevistas a los encargados de calidad de energía de la CNFL y el ICE 4.2.1 Entrevista encargado del ICE El día lunes 9 de noviembre se procedió a la entrevista del Ing. Leslie González de la sección de Gestión de Redes Eléctricas UEN Servicio al Cliente. Con la entrevista se buscaba conocer sí, hay problemas de huecos de tensión en la red, y si ellos tenían una metodología para la solución de este tipo de problemas. Los tópicos más importantes son presentados a continuación. En primera instancia, el encargado confirmo, la existencia de problemas relacionados con huecos de tensión en distribución, para usuarios del ICE. Lo que era de esperarse por lo la cantidad de fenómenos que pueden presentarse en un sistema de potencia y que generan huecos de tensión. Estos problemas se han incrementado a lo largo de los últimos años por la cantidad de equipos electrónicos que se utilizan en aplicaciones industriales, comerciales y residenciales alrededor del mundo. Los usuarios más afectados son los industriales debido a la gran cantidad de procesos sensibles a las depresiones de tensión que existen en la actualidad. Las principal causa de los huecos de tensión para los usuarios del ICE son las fallas, otras causas que pueden ser mencionadas son la topología de la red de distribución que alimenta a la industria y los problemas internos que la industria pueda presentar; el ingeniero mencionó que en muchos casos se realizan ampliaciones al sistema eléctrico de la industria sin antemano tener ninguna consideración, lo que conlleva en algunas ocasiones a la creación de un problema interno en la industria por falta de un diseño correcto. Además de estas causas se pueden mencionar operaciones propias de un sistema como energización de los transformadores de potencia y arranque de grandes motores, lo que también puede causar huecos de tensión. 85 El ICE reporta que algunos de los equipos que reportan las industrias con problemas debido a huecos de tensión son: variadores de velocidad y últimamente los aceleradores lineales. Seguidamente se explica la forma en que el ICE procede en este tipo de casos: 1. Primero se da un acercamiento entre el ICE y el usuario para saber cuál es el problema que lo aqueja. Esto es muy importante ya que el ICE involucra durante la solución al usuario; de manera interactiva. El ICE solicita en todos los casos los planos unifilares de la industria o comercio con problemas de huecos de tensión para verificar si no es un problema interno. 2. Después de esto, se procede a realizar mediciones con el fin de detectar la causa del problema. El ICE realiza mediciones en los circuitos alimentadores de la industria, así como la topología de la subestación de donde estos salen estos circuitos, para esto utilizan un equipo llamado Power Guía 400, Dranetz. Por su parte el usuario realiza mediciones de los sistemas de aterrizamiento de su industria y del sistema eléctrico en general, todo esto bajo el asesoramiento del ICE. Ante algún tipo de hueco de tensión se registran ciclos pre y post evento con el fin de que el estudio sea lo más confiable posible. 3. Luego de hacer un estudio detallado de todas las variables medidas, el ICE toma una decisión acerca del procedimiento a seguir. Si existe algún tipo de problema en la topología de su sistema, y este puede ser solucionado de forma sencilla y que sea razonable económicamente, el ICE realiza las correcciones. En caso de que los huecos de tensión sean provocados por oscilaciones típicas de cualquier sistema de potencia, en este caso el ICE no puede hacer nada, excepto dar al cliente una recomendación para corregir este problema. Por su 86 parte, si el problema es propio de la sistema eléctrico del usuario, el ICE le sugiere la forma de solucionar el problema mediante algún cambio en el sistema de aterrizamiento o en la distribución de su red eléctrica interna. 4. Si el problema no se puede corregir con cambios en las topologías de las redes eléctricas del ICE, o del usuario, lo que seguiría es aplicar un equipo de mitigación en la industria. Para esto el ICE sugiere a la industria que invierta en un equipo con características especificadas en un informe se le entrega a la industria que pidió el estudio, no se le sugieren marcas de equipos ni proveedores, solo se le dan las especificaciones mínimas que deben tener el equipo de mitigación para que el problema sea corregido de manera definitiva. Así por medio de esta entrevista se conoció la forma general en que procede los ingenieros del ICE a la hora de enfrentar problemas de huecos de tensión, todo lo que en esta sección ha sido mencionado será de vital importancia para el planteamiento de la metodología que se busca formular por medio de esta investigación. 4.3 Entrevista al encargado de la CNFL Por más que se intentó tramitar una cita con el encargado de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, el Ing. Alfonso Valverde Madriz, esto no fue posible. 87 4.4 Efecto de las fallas de transmisión y distribución, que producen huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del sistema eléctrico nacional El análisis de una subestación ante fallas en el sistema es una de las secciones más importantes de esta investigación. Esto porque permite saber a ciencia cierta los efectos en la tensión durante un evento, y así comprobar si los dispositivos sensibles de interés se ven afectados por condiciones propias del sistema eléctrico costarriencense. Para realizar este análisis se iniciara con fallas en una red de distribución de nuestro país dada una subestación conocida, luego se analizara como las fallas en transmisión afectan la barra de 34.5 kV de esa subestación (por motivos confidenciales, no se puede aclarar cual subestación es la que se tratara). 4.4.1 Análisis de fallas en distribución para la subestación dada Antes de exponer los resultados obtenidos se explicara cómo se desarrollo el análisis del caso de distribución. En primera instancia se tiene la subestación y una línea radial que sale de la barra de 34.5 kV, de aproximadamente 26 km de longitud, la cual posee una impedancia en pu de Zlínea=0.171+j0.416 (p.u). A este circuito radial se le provocaron fallas cada kilometro y se calculo la tensión durante la falla en la barra de 34.5kV y la corriente de cortocircuito. La línea estaba protegida por un equipo a la salida de la subestación, de este equipo se conocía la curva de ajuste de tiempo-corriente, con lo que por medio de la corriente de cortocircuito antes calculada se pudo estimar la duración del hueco de tensión en la barra de 34.5 kV. Estos cálculos se hicieron para tres capacidades de cortocircuito para la barra de 230 kV, por medio del método de divisor de tensión de la sección 2.3. Donde Zs es la impedancia equivalente antes de la barra de 34.5 kV y Zf es la impedancia de falla (esta varía con cada kilometro que se aleja de la subestación, para un total de 26 datos). 88 El circuito de la subestación que se utilizó fue el siguiente: Figura 4.12. Circuito equivalente de la subestación evaluada. La tensión en la barra de 34.5 kV se calculo mediante la ecuación 2.5, donde Vsag es igual a la tensión en pu de la barra de 34.5 kV, E es la tensión en pu de la barra de 230 kV y las impedancias son las mencionadas anteriormente. Para la Zth se tenían tres valores, cada uno para un valor de la corriente de cortocircuito de la barra de 230 kV. Teniendo en cuenta todo lo anterior se construyeron tres curvas para cada condición de cortocircuito, las que se presentan en la figura 4.13. Magnitud del hueco de tensión vrs Tiempo de duración de la falla 0,6000 0,5000 V (pu) 0,4000 0,3000 0,2000 0,1000 0,0000 0 0,05 0,1 0,15 0,2 Tiempo(s) 0,25 401,35 MVA de cortocircuito 485,53 MVA de cortocircuito 527,24 MVA de cortocircuito 401,35 MVA de cortocircuito +50ms 401,35 MVA de cortocircuito -50ms 485,53 MVA de cortocircuito +50ms 485,53 MVA de cortocircuito -50ms 527,24 MVA de cortocircuito +50ms 527,24 MVA de cortocircuito -50ms Figura 4.13. Magnitud del hueco de tensión vs. Tiempo de duración de la falla. 89 La figura 4.13 posee varios aspectos importantes, el primero es que no existen líneas distribución como las utilizadas en el ámbito nacional que tengan panorama favorable ante fallas, esto porque se producen huecos de tensión bastante graves. Para fallas muy cercanas a la subestación se tienen tensiones muy bajas durante tiempos de entre 50-100 ms, esto debido a la poca impedancia de la línea y al tiempo de ajuste de las protecciones, por otro lado cuando son fallas casi al final de la línea se obtienen tensiones cercanas a 0.6 pu por lapsos de tiempo cercanos a los 150 ms. Con esto queda claro que los requerimientos de la ARESEP acerca de la normativa para huecos de tensión no están basados en cálculos contundentes, ya que estimar que los valores permitidos son 0.87 pu de magnitud de tensión y 8.33 ms de duración, resulta a simple vista una falta de apego a la realidad del mercado costarricense y mundial. La única solución sería que no existieran fallas (algo imposible que suceda) o que se utilice dispositivos de mitigación de huecos de tensión en prácticamente todas las líneas de distribución, lo que claramente conlleva una costosa inversión, y que para el mercado nacional de distribución también resulta bastante difícil. Las curvas de ±50 ms para todas las capacidades de cortocircuito corresponden a un margen de tiempo en el cual la protección puede operar de manera más rápidamente o más lenta, dependiendo de la duración misma de cada interruptor. 4.4.2 Análisis de fallas en transmisión para la subestación dada Los datos generados para transmisión fueron tomados del programa PSS, y lo que se hizo fue provocar fallas en todas las barra de 230 kV y 138 kV del SEN con el fin de notar su repercusión en la barra de 34.5 kV de la subestación escogida. La duración de los huecos de 90 tensión está dada por la operación de las protecciones. Para esta investigación se tomaron en cuenta Zona 1 (100 ms) y Zona 2 (400 ms). Basándose en todo esto se construyó la figura 4.14. Magnitud del hueco de tensión vrs Tiempo de duración de la falla 1,2000 V (pu) 1,0000 Trasmisión, Zona1 0,8000 Transmisión, Zona2 0,6000 Trasmisión, Zona1 Trasmisión, Zona1 0,4000 Trasmisión, Zona1 0,2000 Trasmisión, Zona1 0,0000 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 Respaldo local -0,2000 Tiempo(s) Figura 4.14. Magnitud del hueco de tensión vs. Tiempo de duración de la falla. La figura 4.14 da una clara noción acerca de la magnitud y posible duración de los huecos de tensión provocados por el sistema de transmisión en Costa Rica. Se nota claramente como existe una densidad alta de eventos que producen huecos de tensión no menores a 0.6 pu, esto por la impedancia que existe entre la barra de 34.5 kV y el lugar donde ocurre la falla. Además solo las fallas muy cercanas a la subestación producen que la tensión decaiga hasta valores cercanos a 0 pu. Se considera también la protección por respaldo local. 4.4.3 Análisis a dispositivos sensibles Basados en las figuras 4.13 y 4.14, además de las figuras 3.7 y 3.11 se puede realizar un análisis para los dispositivos sensibles elegidos y proponer la aplicación de un equipo de mitigación para la solución de huecos de tensión. 91 Magnitud del hueco de tensión vrs Tiempo de duración de la falla Distribución, 401,35 MVA de cortocircuito Distribución, 485,53 MVA de cortocircuito Distribución,527,24 MVA de cortocircuito Contactor 1,2000 1,0000 Trasmisión, Zona1 0,8000 V (pu) Transmisión, Zona2 0,6000 Variador de Velocidad Trasmisión, Zona1 0,4000 Trasmisión, Zona1 0,2000 Trasmisión, Zona1 Trasmisión, Zona1 0,0000 0 0,1 0,2 0,3 0,4 -0,2000 0,5 0,6 REACTIVAR extendido REACTIVAR estándar Respaldo local Tiempo(s) Figura 4.15. Equipos sensibles ante huecos de tensión en la subestación de 34.5 kV dada. De la figura anterior se pueden inferir una serie de criterios de peso para la mitigación y solución de huecos de tensión, listados a continuación: 1. Tanto el contactor como el variadores de velocidad van a dispararse para cualquier falla, en cualquier kilometro de la red de distribución esto porque sus valores tolerables se encuentran por encima de los resultados obtenidos para la red de distribución. 2. Para la fallas en la red de transmisión, estos dispositivos se dispararan para una gran cantidad de eventos, solo serán inmunes para fallas muy alejadas de la subestación. Pero como las fallas no son algo que se pueda predecir, se tiene como resultado gran vulnerabilidad a los huecos de tensión producidos por la redes de transmisión también. 92 3. Mediante las curvas de tolerancia de tensión del Reactivar se puede constatar que la mitigación con este dispositivo es una opción real. Por ejemplo mediante el uso del Reactivar extendido, solo se tendría problemas con algunos huecos de tensión en segunda zona de transmisión; en subestaciones aledañas a la de interés. 93 CAPÍTULO 5: Metodología de análisis y mitigación de huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del sistema eléctrico nacional En este capítulo se propondrá una metodología general para el análisis y mitigación de huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del sistema eléctrico nacional. Basándose en los aspectos más importantes de los capítulos anteriores, como lo son la caracterización de los huecos de tensión, la mitigación de los mismos, equipos de monitoreo y sus efectos sobre equipos sensibles se generará una metodología recomendada. A continuación se presenta opción de la posible metodología paso a paso a utilizar para el análisis y mitigación de los huecos de tensión, basada en todo el desarrollo que se ha realizado durante esta investigación: 1. Se reciben las quejas por parte del usuario. Este es lo que primero sucede, durante lo que se cree que son huecos de tensión o algún tipo de problema relacionado con calidad de la energía. Después de haber recibido las quejas por parte del abonado o la industria, la compañía distribuidora debe procurar un acercamiento al usuario para conocer la realidad del problema. Es importante obtener información específica del usuario de ¿Cuándo?, ¿Cuáles dispositivos son los que presentan problemas? y además, los planos eléctricos de la instalación para la verificar que el diseño eléctrico. 2. Después de verificar que el diseño de la instalación esté acorde con lo estipulado por las normas, se procede a la medición del sistema de aterrizamiento del usuario con problemas, esto porque la severidad de los 94 huecos de tensión está relacionada con el sistema de aterrizamiento del abonado. 3. Antes de realizar las mediciones correspondientes, debería revisarse las normas dictadas por la ARESEP para así conocer los lineamientos a seguir para estas mediciones, los valores mínimos de tensión en pu y la duración permitida para los huecos de tensión. En la tabla 3.6 de la sección 3.5 de esta investigación se presentan los valores permitidos por cada una de las tres normas de la ARESEP relacionadas con huecos de tensión. 4. Luego sigue la etapa de las mediciones. Para este punto la escogencia de un dispositivo de medición es clave. Es por esto que basados en la experiencia adquirida mediante el procesamiento de los datos del ION 7650 del capítulo 4 es muy recomendable utilizarlo, aparte de que el medidor ha sido implementado en Costa Rica tanto por la CNFL y el ICE. En el capítulo 3, específicamente sección 3.4.2 se enumeran características de este medidor y que lo hacen apto para el tratamiento de estos problemas, tales como 96 ciclos de medición y 16 datos tomados por ciclo. Es importante que al medir se tengan en cuenta los datos que son de interés para un posible estudio del evento tales como la tensión rms medida por fase, la duración del evento, la forma de onda unos ciclos antes y después del evento (para más confiabilidad podría escogerse que sea de al menos 1s de duración la medición de la onda), así como medir tanto las tensiones y las corrientes de cada fase. Estos equipos por lo general poseen características para medir las variables que las antes 95 mencionadas, o eventos como incrementos de tensión y problemas con armónicos. La medición debe ser realizada tanto en la subestación para detectar posibles problemas que pueda presentarse en la topología de la red, así como para un abonado, generalmente industrial. Todas estas mediciones deben tomar en cuenta los valores mínimos establecidos por la normativa, por lo que los ajustes de los umbrales de tensión deben estar acorde con las especificaciones. 5. Luego se pasa a la etapa de procesado de esa información. Antes de empezar se debería revisar el historial de fallas que posee el CENCE para problemas en líneas de transmisión o el historial fallas de distribución que puede tener las empresas que brindan este servicio. Esto con el fin de evitar un estudio para encontrar la causa de un problema que si la fecha y hora coincide con una falla en un lugar cercano a la subestación, ya se tendría la fuente del problema y se evitaría cálculos innecesarios. Luego si todo lo anterior no nos dice la fuente del problema, entonces podemos pasar a la caracterización de los huecos de tensión tal y como se realizó parcialmente en el capítulo 4 sección 4.1 donde por medio de Matlab se procesa la información tomada del medidor ION para obtener la magnitud y duración del hueco de tensión (figuras 4.5 y 4.9). También a partir de las mediciones del ION y utilizando el método de la sección 2.2.4.4 se pueden presentar de forma grafica el desbalance entre las fases, tal y como se hizo en la sección 4.1 y las figuras 4.7 y 4.11. Para la ubicación del problema se puede basar en la sección 2.4 de este documento. 96 6. Luego se procede a la etapa de construcción de curvas como se puede observar en la sección 4.4 y de forma más clara en las figuras 4.13, 4.14 y 4.15. La construcción de estas curvas es vital ya que con ellas se puede tomar una decisión acerca del problema. También basados en que a través del acercamiento con el usuario se conoció que dispositivos fallaban se pueden utilizar curvas de tolerancia típicas para los dispositivo que presentan problemas (contactores, variadores de velocidad, etc.), estas dan el margen aproximado de magnitud que debe ser corregida así como el tiempo que debe mantener la tensión el dispositivo escogido por encima de un valor aceptable o sea que prácticamente nos dan las características básicas del equipo de mitigación a escoger. 7. Por último debe de presentarse un informe a la empresa o usuario interesado con una serie de sugerencias para la corrección del problema, y si es económicamente razonable para la industria se le daría un conjunto de especificaciones técnicas para que acerca del equipo de mitigación que se ajusta a sus requerimientos. El equipo no debe estar sobredimensionado, solo debe buscarse que los dispositivos sensibles en la industria no se disparen. En las secciones 3.3.1 y 3.3.2. se pueden encontrar características de dispositivos como el reactivar que pueden ser útiles para el análisis de huecos de tensión. Como se pudo constatar mediante el Ing. Ronald Villalobos del área de distribución de la CNFL, para ellos solucionar los problemas de los huecos de tensión es una tarea prácticamente imposibles esto porque si se da una caída de tensión como las anteriores en la barra de 34.5 kV. Para la subestación 97 propuesta y mediante un análisis de la figura 4.15, donde se tienen dos transformadores de 45 MVA para un total de 90 MVA, el peor de los casos se debería mantener la tensión en valores superiores a 0.87 pu para una potencia de 90 MVA, para lo cual la aplicación de mitigación por parte de la empresa distribuidora sería irreal, esto por la alta inversión que se haría y sólo para una subestación. Esta solución sería rentable si en Costa Rica la distribución fuese ordenada por circuitos industriales por un lado y comerciales y residenciales por otros ya que se podría dar atención a sectores que realmente lo necesiten. Además de esto para subestaciones de la CNFL en las cuales los circuito radiales de distribución no tienen una distancia superior a los 20 km el panorama de compensación es mucho peor debido a que una falla llevaría la tensión de la barra de distribución a un valor muy bajo. La única opción real sería la aplicación de un dispositivo como el Reactivar o cualquier otro que posea características similares en las industrias que presentan pérdidas, producto de los huecos de tensión. Supongamos una industria con una demanda 1800 KVA a 480 V, los problemas causados por fallas en trasmisión y distribución tales como los de la figura 4.15 a dispositivos sensibles como contactores y variadores de velocidad pueden ser solucionados mediante la aplicación del Reactivar tipo ESP-C ya que este puede compensar hasta un 50% de la tensión durante 2 seg, aparte tiene un tiempo de respuesta de tan solo 4.16 ms la mitad de lo que es requerido por la norma, la aplicación de uno o varios de estos equipos podría minimizar las pérdidas industriales sufridas a causa de huecos de tensión. 98 CAPÍTULO 6: Conclusiones y Recomendaciones. 6.1 Conclusiones. 1. Seguir una metodología como la propuesta en esta investigación puede ayudar a solucionar los problemas de huecos de tensión en los abonados con cargas sensibles, en especial para las industrias nacionales, debido a que el estudio realizado conduce a un conocimiento amplio del problema y a una solución idónea del mismo. 2. La caracterización de los huecos de tensión, el procesado de esta información y un análisis de los posibles escenarios que se puedan presentar para fallas en las redes de distribución y transmisión constituyen la base sólida a la hora de proceder respecto a huecos de tensión en subestaciones de 34.5 kV del Sistema Eléctrico Nacional, en especifico los márgenes de corrección del problema duración y magnitud a corregir, que pueden ser obtenidos de las curvar de corrección de tensión como las del reactivar, en la figura 4.15. 3. Se pudo identificar que la susceptibilidad de una subestación de 34.5 kV a un hueco de tensión está muy relacionado con la distancia a la ubicación de falla, para fallas cercanas la depresión de tensión es bastante grave, prácticamente cercana a valores de 0 p.u de tensión. 4. Los dispositivos de medición como el ION 7650 son adecuados ante estos casos, esto porque poseen toda la información necesaria del hueco de tensión para la caracterización del mismo. Estos equipos brindan una respuesta rápida a 99 la hora de saber la duración del evento y la gravedad del mismo, así como las curvas características durante el evento. 5. Las características de los huecos de tensión a registrar deben estar basados en la norma de la ARESEP, los umbrales de 87% de la tensión nominal son la base para el ajuste de los medidores y debido a que la mayoría de los huecos de tensión son de corta duración, con 50 ciclos de registro se podrá cumplir con lo normado, a pesar de que en la misma se hablan de huecos de tensión de hasta 1 min. 6. Es necesario tener un dispositivo que tenga la capacidad de almacenar las ondas de tensión y de corriente en una ventana de por lo menos 50 ciclos para así asegurarse de tener en la mayoría de los casos el evento completo, con unos ciclos antes y después del fenómeno. 7. En Costa Rica existen varias opciones de dispositivos de mitigación como el REACTIVAR, reguladores de tensión o las UPS, que son la única opción económicamente aceptable cuando todas las posibles soluciones a huecos de tensión han sido aplicadas sin tener ningún resultado. 8. Los dispositivos de mitigación como el REACTIVAR son una solución apta para muchos de los problemas de huecos de tensión en los sistemas de distribución a nivel nacional esto por su buen desempeño ante caídas grandes de tensión y sobre todo por su tiempo de repuesta que apenas es de 4.16 ms. 9. Normalmente muchas de las normativas adoptadas a nivel nacional están basadas en otras que se hicieron a nivel mundial, habría que recomendar la 100 reformulación de las directrices de la ARESEP esto porque las diversas normas solo hablan de la duración y la magnitud de los huecos de tensión, y no diferencian a la hora de penalizar sobre la ubicación de la fuente del problema. 10. El hecho de castigar a una empresa de distribución eléctrica basándose en una norma que parece estar redactada sin tener la conciencia de la realidad eléctrica de un sistema de potencia, es bastante contradictorio. Tal y como se mostro, en normas internacionales como la EN50160 el margen de tiempo tolerable es más amplio, así como la magnitud de la caída de tensión. 11. Mediante la entrevista con el encargado de calidad de energía del ICE se comprobó que los efectos de los huecos de tensión en los abonados traen consigo disparos de equipos que en algunos casos detienen la producción y por ende provocan pérdidas económicas considerables. 6.2 Recomendaciones. 1. Dado que esta metodología representa un primer paso en el análisis de las de los huecos de tensión en los sistemas eléctricos, se recomienda realizar un estudio con mayor profundidad de sensibilidad de las variables y parámetros de la red, para los modelos simulados en esta investigación, lo cual permita verificar el alcance de la metodología aquí propuesta. Así como otras variables que pueden intervenir en la realidad en un sistema de distribución eléctrico. 2. En esta investigación no se analizaron las fallas aguas abajo del medidor (del medidor hacia el usuario) porque nuestro interés era el de distribución a 34.5 101 kV, además la norma solo regula a las empresas de distribución, y no ha los posibles problemas que pueden ser causados por los abonados, por lo que se debería tomar en cuenta a la hora de aplicar las sanciones la ubicación exacta del problema, para así dar con el verdadero responsable. 3. Se sugiere revisar la normativa de la ARESEP, respecto a huecos de tensión, porque la misma está muy alejada de la realidad operativa de un sistema de potencia, en la duración y la magnitud del hueco de tensión permitido. 102 BIBLIOGRAFÍA [1] Bollen, M. “Understanding Power Quality Problems: Voltage Sags and Interruptions”, John Wiley & Sons, New Jersey, 2000. [2] Didden, M. “Voltage Disturbances. Considerations for Chossing the Appropriate Voltage Sag Mitigation Device”, Belgium, 2005. [3] ITI (CBEMA) Curve Application Note. www.itic.org [4] Magaña, S. “Proyecto de Graduación: Metodología para ubicar la fuente de problemas que afectan la calidad de la energía”, Escuela de Ing. Eléctrica, 2008. [5] Cordero, J. “Documentos del Curso: Protecciones en Sistemas de Potencia”, 2008. [6] Bollen, M. “Algorithms for characterizing measured three-phase unbalanced voltage dips”, TR027 IEEE, 2001. 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