Calidad de servicio en un sistema eléctrcio de potencia

UNIVERSIDAD DE EXTREMADURA
Departamento de Electrónica e Ingeniería Electromecánica
Calidad de servicio en
un sistema eléctrico de
potencia
Grupo de investigación, Desarrollo e
innovación (I+D+i) en Sistemas
Eléctricos y Electrónicos de Potencia de
la Universidad de Extremadura.
Badajoz. España
http://peandes.unex.es
Calidad de servicio en un
sistema eléctrico de potencia
1
Introducción
Hasta hace pocos años la principal preocupación de los consumidores de
energía eléctrica era la continuidad del suministro (reliability of supply, en
inglés). Sin embargo, hoy en día, además de fiabilidad, los usuarios demandan una calidad de potencia o calidad de red (power quality), especialmente
en el caso de las denominadas cargas críticas, tales como hospitales, plantas
de proceso, control de tráfico aéreo, etc. Este término hace referencia al
mantenimiento de una tensión aproximadamente senoidal con unos determinados ratios de amplitud y frecuencia.
Aparte de las perturbaciones externas, tales como cortes de suministro,
bajadas o subidas de tensión debidas a fenómenos atmosféricos o a operaciones en las líneas de transporte o distribución, existen perturbaciones propias de cada nudo de la red debidas a las cargas no lineales a él conectadas.
Estas cargas, que demandan corrientes no sinusoidales de la alimentación
pueden clasificarse en dos grupos [2]: cargas identificadas, como es el caso
de rectificadores controlados o no controlados de gran potencia, cicloconvertidores u hornos de arco; y cargas no identificadas. En este último grupo se
engloban cargas tan comunes como la iluminación fluorescente o la fuente
de alimentación utilizada en los electrodomésticos y ordenadores presentes
2
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
en cualquier hogar. Las empresas de energía eléctrica conocen generalmente
la existencia y ubicación de las cargas identificadas. Sin embargo, las pequeñas cargas no identificadas son imposibles de situar en el sistema eléctrico, a pesar de que la superposición de sus efectos genera mayor distorsión
que los convertidores de gran potencia.
Las corrientes armónicas demandadas por estas cargas no lineales, debido a la impedancia de cortocircuito de la red, provocan la aparición de
armónicos de tensión en el punto de conexión. El aumento de los armónicos
de baja frecuencia en la red de distribución, que generalmente coinciden con
los armónicos dominantes de estas cargas alineales, ocasiona problemas para
los receptores conectados al mismo punto, como calentamientos, defectos de
aislamiento y fallos de operación de equipos de medida, control y protección.
Ante esta situación, surge la necesidad de diseñar dispositivos capaces
de reducir estas perturbaciones con la intención de mejorar la calidad de red
y, por otra parte, de modificar la actual facturación de la energía eléctrica y
la instrumentación de medida para tener en cuenta tales perturbaciones. En
este texto se abordan estos temas y se presenta la normativa relativa a la
calidad de red.
2
Calidad de servicio
El RD 1955/2000, en el artículo 99 (referente al “concepto, contenido y
extensión de la calidad de servicio”), define la calidad de servicio como el
“conjunto de características, técnicas y comerciales, inherentes al suministro
eléctrico, exigibles por los sujetos, consumidores y por los órganos competentes de la Administración”, configurada por:
•
continuidad del suministro, relativa al número y duración de las interrupciones del suministro,
•
calidad del producto, relativa a las características de la onda de
tensión y
•
calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto
de actuaciones de la información, asesoramiento, contratación, comunicación y reclamación.
La calidad de servicio se clasifica en cuanto a su extensión en calidad
individual, de naturaleza contractual, referida a cada uno de los consumidores, y calidad zonal, referida a una determinada zona geográfica atendida
por un único distribuidor, dividiéndose en: urbana (U), semiurbana (S),
rural concentrada (RC) y rural dispersa (RD).
Calidad de servicio
3
En España la legislación sobre la calidad de servicio en el ámbito nacional comprende:
•
la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (BOE nº
285 de 28/11/1997) [131], que establece las líneas fundamentales de
actuación y de desarrollo de la calidad de servicio, principalmente
en su Título VII “Distribución de energía eléctrica” y Título VIII
“Suministro de energía eléctrica”, capítulos I y II, sobre “suministro
a los usuarios y gestión de la demanda eléctrica” y “calidad del suministro”, respectivamente. En su artículo 48 establece que la Administración General del Estado determinará unos índices objetivos
de calidad de servicio y que las empresas eléctricas estarán obligadas a facilitar a la Administración la información de sus índices de
calidad,
•
el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan
las actividades de transporte, distribución, comercialización,
suministro y procedimiento de autorización de instalaciones de
energía eléctrica (BOE nº 310 de 27/12/2000) [130]. El Título VI
“Suministro”, capítulo II está dedicado a la “calidad de servicio” y
•
la Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se regula el
procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro
(BOE nº 89 de 13/04/2002) [132].
A continuación se estudian por separado cada una de las características
de la calidad de servicio.
2.1
Continuidad del suministro
La continuidad del suministro, también conocida como fiabilidad (o reliability), es el aspecto de calidad más inmediato y evidente y hasta no hace
demasiado tiempo, el único aspecto relevante de la calidad de servicio. El
artículo 101 del RD 1955/2000 establece que “la continuidad del suministro
viene determinada por el número y duración de las interrupciones”, entendidas éstas como la condición en que la tensión en los puntos de suministro
no supera el 10% de la tensión declarada, UC. Las interrupciones pueden ser
largas, de duración superior a tres minutos, o breves, de duración inferior o
igual a tres minutos. A su vez, pueden clasificarse en imprevistas o programadas (para permitir la ejecución de trabajos programados en la red, estando los consumidores informados de antemano por la empresa distribuidora).
La determinación de la continuidad del suministro se basa en tres parámetros:
4
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
•
TIEPI: tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada
en media tensión, MT, (1 kV<U c ≤ 36 kV). A efectos de cálculo del
TIEPI sólo se considerarán las interrupciones largas. Este índice se
define mediante la expresión:
k
∑ PI H
TIEPI =
∑ PI
i
i
i =1
(1)
,
donde:
∑ PI es la suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en
MT (en kVA),
PI i (en kVA) es la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT,
afectada por la interrupción i de duración H i (en horas), y
k es el número total de interrupciones durante el periodo.
•
Percentil 80 del TIEPI: valor del TIEPI no superado por el 80% de
los municipios del ámbito provincial, dentro de cada tipo de zona.
•
NIEPI: número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en MT, (1 kV<U n ≤ 36 kV). A efectos de cálculo del NIEPI
sólo se considerarán las interrupciones largas. Este índice viene dado por:
k
∑ PI
NIEPI =
∑ PI
i
i =1
(2)
.
Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad individual y calidad zonal. Los límites de los valores del TIEPI y NIEPI para la
calidad zonal durante cada año natural, teniendo en cuenta únicamente las
interrupciones imprevistas son los recogidos en la Tabla 1.
Tabla 1: Calidad zonal: límites para el TIEPI, Percentil 80 del TIEPI y NIEPI
TIEPI (h)
Percentil 80 del
TIEPI (h)
NIEPI
(número)
Zona urbana (U)
2
3
4
Zona semiurbana (S)
4
6
6
Zona rural concentrada (RC)
8
12
10
Zona rural dispersa (RD)
12
18
15
Calidad de servicio
5
Las empresas distribuidoras deben elaborar anualmente información
detallada de los índices de calidad calculados por provincias y zonas, utilizando la metodología y criterios indicados en la Orden ECO/797/2002. En
la Tabla 2 se detallan los índices de calidad por comunidades autónomas y
zonas, a partir de la información más actualizada (año 2003) publicada por
la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio [133]. En dicha tabla se han sombreado los
valores que superan los límites indicados en la Tabla 1.
En la Figura 1 y en la Figura 2 se muestran gráficamente los datos publicados de valores globales de TIEPI y NIEPI respectivamente, por comunidades autónomas, correspondientes al año 2003. En este caso se presenta
información referente a interrupciones programadas, además de las imprevistas. En color rojo se indica el valor medio a nivel nacional.
9
TOTAL TIEPI PROGRAMADAS (AÑO 2003)
8
7
6
5
4
3
2
1
U
N
ID
A
M
R
ID
C
O
C
D
M
A
D
IA
V
A
LE
N
C
A
I
ST
A
N
IL
A
LA
Y
LE
O
N
C
A
N
ST
A
V
IL
A
LA
R
R
A
LA
M
A
N
C
H
A
P
A
IS
V
A
SC
O
A
ST
U
R
IA
C
S
A
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T
A
BR
IA
Ñ
A
C
A
T
G
A
LU
A
LI
C
JA
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R
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LA
G
O
M
U
R
C
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IA
A
R
A
R
ES
D
A
LU
C
A
N
D
U
R
A
A
LE
A
R
EM
A
E
X
T
C
B
R
IA
S
T
A
A
N
A
C
EU
M
E
LI
LL
A
0
(a)
7
TOTAL TIEPI IMPREVISTAS (AÑO 2003)
6
5
4
3
2
1
N
G
O
D
V
A
LE
A
R
A
C
O
M
U
N
ID
A
N
C
IA
N
A
G
A
LI
C
IA
N
A
C
V
A
A
ST
R
R
IL
A
LA
Y
LE
O
N
M
E
LI
LL
A
C
A
N
T
A
BR
IA
P
A
IS
V
A
SC
O
A
ST
U
R
IA
S
M
A
D
R
ID
LA
R
IO
JA
A
H
IA
M
A
N
C
LA
C
A
ST
IL
LA
A
N
M
U
R
C
R
IA
S
D
A
LU
E
C
X
IA
T
R
EM
A
D
U
R
A
C
A
T
A
LU
Ñ
A
A
T
C
EU
A
N
A
C
B
A
LE
A
R
ES
0
(b)
Figura 1: Índices de TIEPI del año 2003 por comunidades autónomas (gráfico
elaborado a partir de [133]): (a) Total de interrupciones programadas. (b) Total de
interrupciones imprevistas.
2,09
0,95
0,59
4,29
1,53
0,66
1,40
0,72
1,66
5,76
1,76
1,88
0,80
0,41
0,85
1,66
2,07
0,62
0,74
1,47
ARAGON
ASTURIAS
BALEARES
CANARIAS
CANTABRIA
CASTILLA LA MANCHA
CASTILLA Y LEON
CATALUÑA
CEUTA
COMUNIDAD VALENCIANA
EXTREMADURA
GALICIA
LA RIOJA
MADRID
MELILLA
MURCIA
NAVARRA
PAIS VASCO
MEDIA NACIONAL
U
ANDALUCIA
COMUNIDAD AUTÓNOMA
2,77
3,52
2,14
2,62
1,32
6,20
3,93
6,88
9,85
4,32
3,69
4,82
6,27
4,26
6,01
3,08
5,25
3,34
6,82
11,75
0,32
6,10
6,48
RD
1,97
0,65
0,87
2,45
9,00
1,51
0,51
1,18
2,64
2,46
9,86
1,86
0,95
1,94
1,06
2,22
3,96
0.86
1,37
2,95
U
3,04
1,13
1,72
3,13
3,01
1,85
3,09
3,46
2,84
2,30
1,65
2,87
1,94
6,53
7,81
1,92
2,36
3,84
S
3,36
1,29
2,16
2,75
4,70
2,26
4,93
5,57
3,16
2,98
2,73
4,16
2,69
8,02
10,60
2,82
3,00
5,05
RC
NIEPI
5,16
2,17
4,06
5,29
4,24
4,13
6,23
6,49
3,83
3,74
2,39
6,15
1,11
7,70
10,31
0,21
4,90
5,89
RD
Tabla 2: Índices de calidad zonal del año 2003 (elaborada a partir de [133]).
1,57
2,51
3,39
2,00
2,89
1,99
4,57
2,27
1,13
5,32
3,22
4,19
2,95
3,32
3,26
6,24
10,54
3.86
3,29
4,60
RC
2,54
2,74
2,71
1,37
2,25
1,52
4,80
7,62
1,75
1,73
3,43
S
TIEPI
6
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Sólo interrupciones imprevistas (Orden ECO 797/2002)
Nota:
Calidad de servicio
7
TOTAL NIEPI PROGRAMADAS (AÑO 2003)
6
5
4
3
2
1
R
ID
M
A
D
R
ES
IL
M
LA
U
N
ID
Y
A
LE
D
O
V
N
A
LE
N
C
IA
N
A
LA
R
IO
JA
C
C
A
A
ST
T
A
IL
LU
LA
Ñ
A
LA
M
A
N
C
H
A
N
A
V
A
R
R
A
A
ST
U
R
IA
S
P
A
IS
V
A
SC
O
C
A
N
T
A
BR
IA
IA
C
O
C
E
A
ST
B
A
LE
A
N
G
O
M
U
R
C
A
R
A
A
R
IA
S
T
A
N
A
C
C
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D
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R
A
A
A
LI
C
IA
G
R
EM
X
T
A
N
M
E
LI
LL
A
D
A
LU
C
IA
0
(a)
10
9
8
TOTAL NIEPI IMPREVISTAS (AÑO 2003)
7
6
5
4
3
O
V
A
SC
R
IA
S
A
IS
P
A
ST
U
JA
N
IA
LE
O
R
IO
LA
Y
LA
A
ST
IL
C
BR
A
V
A
R
R
A
N
A
R
ID
M
A
D
A
N
T
C
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A
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IA
X
T
S
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A
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R
A
A
C
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A
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ST
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M
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C
C
H
O
A
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M
ID
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R
D
C
IA
V
A
LE
N
C
IA
N
A
G
A
LI
C
IA
A
R
A
G
O
N
C
A
T
A
LU
Ñ
A
E
C
A
R
ES
B
A
LE
A
LI
LL
M
E
C
EU
T
A
2
1
0
(b)
Figura 2: Índices de NIEPI del año 2003 por comunidades autónomas (gráfico
elaborado a partir de [133]): (a) Total de interrupciones programadas. (b) Total de
interrupciones imprevistas.
Normativa sobre continuidad del suministro en el ámbito de la Comunidad
Autónoma de Extremadura
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, establece en su artículo 3 sobre “competencias administrativas” que, entre otras, corresponde a las CC.AA., en el
ámbito de sus Estatutos, el desarrollo legislativo y reglamentario y la ejecución de la normativa básica del Estado en materia de energía. Así, la Comunidad Autónoma de Extremadura ha desarrollado la normativa que se
presenta a continuación, relativa a la continuidad del suministro.
La Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro eléctrico en Extremadura, (DOE nº 55 de 14/5/2002) [134], tiene por
objeto “garantizar un suministro de energía eléctrica con la calidad adecuada, manteniéndose la regularidad del abastecimiento así como las caracterís-
8
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
ticas técnicas y económicas que figuran en los correspondientes contratos de
suministro”. En esta Ley, que si bien dice referirse a la calidad del suministro, aborda prioritariamente aspectos relativos a la continuidad del mismo,
caben destacarse como aspectos particulares el artículo 6 referente a “medios materiales y personales”, artículo 9 “obligaciones generales de las empresas distribuidoras” y artículo 11 “obligación de información”, todos ellos
del Capítulo II, y el Capítulo III correspondiente a “infracciones y sanciones”.
El Decreto 13/2004, de 26 de febrero, regula el procedimiento de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias derivadas de su incumplimiento, (DOE nº 26 de 4/3/2004) [135]. En el artículo
2.2 este Decreto establece que el índice de continuidad mínimo aplicable a
todo el territorio de la Comunidad Autónoma de Extremadura será el establecido en el RD 1955/2000 para zonas urbanas. En el artículo 9 se determinan las “consecuencias de incumplimiento de la calidad del suministro”,
detallándose el procedimiento para efectuar la reducción en la facturación y
la cuantía de tales descuentos en los artículos 10 y 11, respectivamente. En
los artículos 15 y 16 se establecen los contenidos, periodicidad y medio de
envío de la información sobre incidencias, mensual y anual, a remitir por las
empresas distribuidoras al órgano competente.
2.2
Calidad del producto
La calidad del producto, según el artículo 102 del RD 1955/2000, “hace
referencia al conjunto de características de la onda de tensión, la cual puede
verse afectada, principalmente, por las variaciones del valor eficaz de la
tensión y de la frecuencia y por las interrupciones de servicio y huecos de
tensión de duración inferior a tres minutos”. La Comisión Electrotécnica
Internacional, CEI, define como perturbación toda modificación indeseable,
y casi siempre imprevisible, de una señal entrante distinta de la de referencia de la red. En las siguientes secciones se describen las perturbaciones que
pueden afectar a la onda de tensión, indicando las causas, efectos y soluciones para cada una de ellas, así como la normativa y estándares aplicables.
Perturbaciones en la red eléctrica
Las perturbaciones presentes en la red eléctrica pueden clasificarse en cuatro grandes grupos: transitorios, variaciones de tensión de breve o larga
duración y distorsión de la forma de onda [136]. Existen otros fenómenos
que no pueden englobarse en los tipos anteriores, y que son considerados en
la clasificación como “otras perturbaciones”. En la Tabla 3 se relacionan las
principales perturbaciones conducidas [136], [137], [57], e información referente a los estándares y normas que afectan a cada tipo y en la Tabla 4 se
indican las causas, efectos y soluciones electrónicas para su reducción.
Calidad de servicio
9
Tabla 3: Clasificación de las perturbaciones (elaborada a partir de [136] y [57])
Métodos
caracterización
Valor de pico,
Cambio repentino en la tensión, corriente o tiempo de
Impulsos
subida y
ambos, unidireccional en polaridad.
Transitorios
duración.
Valor de pico,
Cambio repentino en la tensión o en la
componentes
Oscilaciones
corriente, con polaridad positiva y
de frecuencia.
negativa.
Interrupciones Caída de tensión menor de 0,60 p.u. Si la
Magnitud y
duración es menor de 1 ciclo de red, se
breves y
Variaciones
duración.
denomina microcorte.
microcortes
de tensión
Magnitud y
de breve
Caídas breves Caída de tensión entre 0,93 y 0,60 p.u.
duración.
duración
(t<10 s)
Sobretensione Aumento de la tensión entre 1,07 y 1,80
Duración.
s breves
p.u.
Grupo
Variaciones
de tensión
de larga
duración
(t>10 s)
Distorsión
de la forma
de onda
Otras
perturbacio
nes
Tipo de
perturbación
Descripción
Cortes largos
Caída de tensión por debajo de 0,60 p.u.
Caídas largas
Caída de tensión entre 0,93 y 0,60 p.u.
Sobretensione
s largas
Desajuste de
continua
Aumento de la tensión entre 1,07 y 1,20
p.u.
Presencia de un nivel de tensión continua
típicamente menor del 0,1%.
Desviación permanente de la forma de
onda caracterizada, a partir del desarrollo
Armónicos de en serie de Fourier, como la superposición
de tensiones senoidales múltiplos enteros
tensión
de la frecuencia fundamental y con un
desfase determinado.
Desviación permanente de la forma de
onda caracterizada, a partir del desarrollo
Interarmónico
en serie de Fourier, como la superposición
s
de tensiones senoidales múltiplos no
enteros de la frecuencia fundamental.
Perturbación periódica de la tensión
Ruido de
originada por la conmutación en
conmutación
convertidores electrónicos de potencia.
Señales no deseadas de frecuencia elevada
superpuesta a la tensión de red de forma
Ruido
permanente. Pueden producirse en modo
genérico
común.
Desigualdad entre las amplitudes y/o los
Desequilibrios desfases de las tensiones de un sistema
trifásico.
Parpadeo o
Flicker
Variación de la envolvente de la onda de
tensión.
Variaciones
de frecuencia
Alteraciones de la frecuencia de red.
Magnitud y
duración.
Magnitud y
duración.
Estándares y
normas
EN 61000-2-1
[150]
IEEE C62.41
[148]
IEEE 1159 [146]
IEC 60816 [149]
EN 61000-2-1
[150]
IEEE 1159 [146]
UNE-EN 610004-11 , 61000-6-1,
6-2 [141]
EN 61000-2-8
[151]
IEEE 1366 [147]
Duración.
Voltios,
Amperios
DAT y
espectro de
frecuencias.
EN 61000-2-1
[150]
IEEE 519 [145]
UNE-EN 610004-7, 61000-4-13
[141]
DAT y
espectro de
frecuencias.
Componentes
simétricas.
UNE-EN 610004-27, 4-14 [141]
Frecuencia de
ocurrencia,
frecuencia de
modulación.
UNE-EN 610004-15, 61000-3-3,
3-11 [141]
UNE-EN 610004-28, 4-14 [141]
Tipo de
(Swells)
ves
Sobretensiones bre-
(Sags, dips)
Caídas breves
interruptions)
(Short
microcortes
ves y
Interrupciones bre-
(Oscillations)
Oscilaciones
(Impulses)
común y diferencial
Impulsos en modo
perturbación
Imagen
Efectos
• Funcionamiento anormal de equipos
electrónicos, como sistemas de control e
instrumentación.
• Pérdidas de datos en ordenadores y
posibles paradas.
• Descebado de lámparas de descarga.
• Funcionamiento anormal de equipos
electrónicos sensibles.
• Faltas en la red eléctrica.
• Conexión de grandes cargas, como
motores industriales.
•
• Desconexión de grandes cargas.
• Conmutación de bancos de condensadores.
• SAIs en línea y fuera de
línea con filtro.
• Cambiadores de tomas ultrarrápidos.
• Estabilizadores resonantes.
• SAIs en línea y fuera de
línea con filtro.
• Estabilizadores resonantes.
• SAIs en línea y fuera de
línea con filtro.
• Estabilizadores resonantes.
• Faltas en la red eléctrica derivadas del
normal funcionamiento de las protecciones y sistemas de reenganche.
• Funcionamiento anormal de equipos
electrónicos, como sistemas de control e
instrumentación.
• Pérdidas de datos en ordenadores y
posibles paradas.
•
• Estabilizadores resonantes.
• Cambiadores de tomas
ultrarrápidos.
• Filtros paso-bajo.
• Transformadores de
ultraaislamiento.
• Filtros paso-bajo.
• Supresores.
Soluciones
• Alta frecuencia: respuesta a impulsos
• Degradación de los equipos y aislantes
• Media frecuencia: conexión de bancos
• Errores en ordenadores y equipos elecde condensadores.
trónicos sensibles.
• Baja frecuencia: conmutación de ban• Errores en la conmutación de equipos
cos de condensadores, ferrorresonancia
electrónicos.
y conmutación de transformadores de
potencia.
• Descargas atmosféricas en las cercanías • Degradación de los equipos y aislantes.
de instalaciones.
• Destrucción de semiconductores, espe• Maniobras en las líneas.
cialmente en convertidores AC/AC y
•
AC/DC.
•
• Errores en ordenadores y equipos electrónicos conectados a través de convertidores AC/DC.
Causas
Calidad de servicio
10
Tabla 4: Perturbaciones: causas, efectos y soluciones (tomada de [136] y [137])
variations)
(Frequency
Variaciones de frecuencia
(Flicker)
Parpadeo
(Unbalance)
Desequilibrios
(Overvoltage)
Sobretensiones largas
(Undervoltage)
Caídas largas
interruptions)
(Sustained
Cortes largos
• Filtros activos de corriente
equilibrante.
• Cambiadores de tomas.
• Aparición de campo inverso en máquinas rotativas.
• Circulación de corrientes homopolares por el
neutro.
• Incremento de pérdidas en transformadores.
• Desaprovechamiento de las líneas.
• Parpadeo de las lámparas de incandescencia y de
los tubos de rayos catódicos.
• Distribución muy desigual de
cargas entre fases.
• Cargas que demandan una
potencia variable de forma rápida tales como hornos de arco, laminadoras, máquinas de
soldadura por resistencia y
ventiladores de minas.
• Desconexión de muy grandes
cargas.
• Desconexión de centros de
generación.
• Descontrol del generador en
áreas aisladas.
• SAIs en línea y fuera de línea
con filtro.
• Cambiadores de tomas.
• Estabilizadores resonantes.
• Compensadores estáticos de
reactiva.
• Degradación de equipos eléctricos y electrónicos.
• Funcionamiento anormal de los equipos.
• Regulación deficiente de la red
ante la desconexión de una
gran carga.
• Conexión incorrecta de los
transformadores con tomas.
• Líneas eléctricas pobres.
• Variación de velocidad de las máquinas rotativas. • SAIs en línea.
• Severos esfuerzos de fatiga en turbinas de generación térmica.
• Funcionamiento anómalo de equipos informáticos.
• Algunos computadores grandes se desconectan.
• SAIs en línea.
• Cambiadores ultrarrápidos de
tomas.
• Estabilizadores resonantes.
• SAIs en línea y fuera de
línea.
• Cambiadores de tomas.
• Compensadores estáticos de
reactiva.
• Estabilizadores resonantes.
• SAIs en línea y fuera de línea
con filtro.
• Funcionamiento anormal de equipos electrónicos.
• Pérdida de datos en computadores y probable
desconexión.
• Descebado de lámparas de descarga.
• Parada de equipos e instalaciones.
• Regulación deficiente ante la
conexión de una gran carga
• Conexión incorrecta de los
transformadores con tomas
• Líneas eléctricas pobres
• Averías en las líneas de alimentación.
• Averías en centros de generación y transformación.
Calidad de servicio
11
(Noise)
Ruido genérico
(Notching)
conmutación
Ruido de
(Interharmonics)
Interarmónicos
harmonics)
(Voltage
Armónicos de tensión
(DC Offset)
continua
Desajuste de
• Equipos electrónicos de • Errores en sistemas basados en microprocesadopotencia.
res.
• Transmisión de señales • Errores en equipos de instrumentación y control.
por la red.
• Puestas a tierra
incorrectas.
• Convertidores electró- • Datos incorrectos en sistemas informáticos.
nicos con filtrado defi- • Errores en equipos de instrumentación y control.
ciente.
• Degradación de componentes y contactos.
• SAIs en línea.
• Estabilizadores resonantes.
• Filtros paso-bajo.
• Transformadores de aislamiento.
• SAIs en línea.
• Filtros paso-bajo.
• Transformadores de aislamiento.
• SAIs en línea.
• Filtros activos de tensión.
• Cambiadores de tomas ultrarrápidos.
• Convertidores electrónicos.
• Efectos no suficientemente estudiados. Se suponen similares a los que producen los armónicos.
Se ha observado también parpadeo en los tubos
de rayos catódicos.
•
• Filtros de corriente pasivos y
• Mayores pérdidas en los transformadores.
activos junto a la carga per• Degradación de los condensadores.
turbadora.
• Mayores pérdidas y vibraciones en los motores.
• SAIs en línea.
• Interferencias en telecomunicaciones.
• Funcionamiento anormal de equipos electrónicos. • Cambiadores de tomas ultrarrápidos.
• Dificultades para corregir el factor de potencia.
• Filtros activos de tensión.
• Degradación y aumento de las pérdidas en trans- • Transformadores de aislaformadores.
miento.
• Degradación de los contactos en interruptores.
• Convertidores electrónicos.
• Dispositivos saturables, como transformadores.
• Rectificadores.
• Geomagnetismo.
12
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Calidad de servicio
13
Normativa relacionada con la calidad de producto
RD 1955/2000
En el artículo 104.3 del RD 1955/2000 [130] se hace referencia a los límites
máximos de variación de la tensión de alimentación a los consumidores finales en BT (U c ≤ 1 kV), que serán de ± 7% de la tensión de alimentación
declarada, U c , y a la frecuencia nominal de la tensión suministrada, que
debe ser 50 Hz, estableciéndose sus límites máximos de variación en la norma UNE-EN 50160. Para los suministros a distribuidores en el escalón
1 kV<U c ≤ 36 kV las tolerancias anteriores se reducirán a un 80% de las
establecidas con carácter general. En cuanto a la compensación del factor de
potencia, en el artículo 110.1 se obliga a los consumidores a disponer de los
equipos de compensación necesarios para que el factor de potencia sea como
mínimo 0,60. Para la determinación de los aspectos de calidad de producto
se siguen los criterios establecidos en la norma UNE-EN 50160.
Norma UNE-EN 50160
La norma UNE-EN 50160 [140], “Características de la tensión suministrada
por las redes generales de distribución”, se corresponde con la Norma Europea EN 50160. Ha sido elaborada por el comité técnico AEN/CTN 208
Compatibilidad Electromagnética y aprobada por CENELEC, siendo su
objeto definir las características de la tensión de suministro en relación con
la frecuencia, amplitud, forma de onda y simetría de la tensión trifásica.
Asimismo, describe las distintas perturbaciones conducidas, los parámetros
afectados y los valores admisibles (generalmente aportando datos indicativos). En la Tabla 5 se presenta un resumen de la citada norma. Las tasas
de distorsión armónica individual, uh, y total, THD, referenciadas en dicha
tabla se calcularán según las expresiones:
uh =
Uh
U1
(3)
THD =
40
∑ (u
2
h
) ,
h =2
donde U h es el valor eficaz de la componente de orden h y U 1 es el valor
eficaz de la componente fundamental.
14
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 5: Tabla resumen de la norma UNE-EN 50160
Característica
Baja Tensión (BT)
Media Tensión (MT)
Redes con conexión síncrona: 50 Hz±1% (10s, 99,5% año); 50 Hz+4%-6% (10s, 100% tiempo)
Redes sin conexión síncrona: 50 Hz±2% (10s, 95% semana); 50 Hz±15% (10s, 100% tiempo)
Tensión nominal, Un:
Tensión declarada, Uc:
Amplitud
230 V entre fase y neutro (sistema a 4 hilos)
1 kV≤Uc≤35 kV
400 V entre fases (sistema a 3 hilos)
Variaciones de Un±10% (10 min, 95% semana);
Uc±10% (10 min, 95% semana)
tensión
Un+10%-15% (10 min, 100% tiempo)
4% Uc
5% Un
6% Uc esporádicamente
Variaciones
10% Un esporádicamente
rápidas de
Parpadeo (flicker): Severidad
Parpadeo (flicker): Severidad de larga duración, Plt≤1 (2 h,
de larga duración, Plt≤1 (2 h,
tensión
95% semana)
95% semana)
En un año, desde algunas decenas a un millar, con duración menor de 1 s y profundidad
Huecos
inferior al 60% Uc.
Hueco cuando la tensión de alimentación está entre el 90% y el 1% de Uc
En un año, desde algunas decenas a varias centenas, con duración menor de 1 s en el 70% de
Interrupciones
los casos.
breves
Interrupciones breves cuando la tensión es inferior al 1% de Uc durante menos de 3 min.
Interrupciones En un año, desde 10 a 50, según las regiones.
largas
Interrupciones breves cuando la tensión es inferior al 1% de Uc durante más de 3 min
1,7 Uc (redes con neutro a
tierra);
Sobretensión
1,5 kV.
temporal
2,0 Uc (redes con neutro
aislado o resonante).
Sobretensión 6 kV (valor de cresta).
transitoria
Tiempo de subida desde 1 µs a varios ms.
Frecuencia
-
Desequilibrios
+
U /U ≤ 2% (10 min, 95% semana)
En caso de líneas parcialmente monofásicas o bifásicas puede llegar al 3%.
THD ≤ 8% (10 min, 95% semana) Nota- calculado hasta el armónicos 40
uh: (10 min, 95% semana):
Armónicos
Armónicos impares
No múltiplos de 3
Múltiplos de 3
Orden h Tensión relativa Orden h Tensión relativa
5%
3
6%
5
1,5%
9
5%
7
0,5%
15
3,5%
11
0,5%
21
3%
13
2%
17
1,5%
19
1,5%
23
1,5%
25
Armónicos pares
Orden h
2
4
6…24
Tensión relativa
2%
1%
0,5%
Interarmónicos En estudio
(3 s, 99% día)
Transmisión
de señales de
información
Nota- Uc: Tensión de alimentación declarada (que coincide con la tensión nominal, Un, salvo si el distribuidor
y cliente acuerdan otro valor). En BT siempre Uc = Un.
Calidad de servicio
15
La norma UNE-EN 50160, si bien describe las perturbaciones que pueden alterar la onda de tensión de su referencia, no determina límites de calidad de producto ni penalizaciones por su incumplimiento, pues deja pendiente el establecimiento de un procedimiento homogéneo auditable para la
medida y control de dicha calidad de producto. En marzo de 2003 UNESA,
ASEME y CIDE realizaron de forma conjunta al Ministerio de Economía
una propuesta de “Procedimiento de medida y control de la calidad de producto”, recogiendo la norma CEI 61000-4-30 “Métodos de medida de Calidad de Onda” (que está pendiente de transposición a norma UNE). Esta
propuesta está pendiente del informe de la CNE que, en caso favorable,
supondrá su inminente publicación en BOE [138].
UNE-EN 61000
Esta norma, denominada de “Compatibilidad Electromagnética” (CEM), se
corresponde con la norma europea EN 61000, que a su vez adopta la norma
internacional IEC 1000 o CEI 1000. Trata sobre la compatibilidad electromagnética, que es definida por CEI como la “aptitud de un equipo para
funcionar satisfactoriamente en un ambiente electromagnético sin introducir
perturbaciones intolerables en ese ambiente”. La norma UNE-EN 61000
[141] se ha publicado organizada en varias partes y secciones, con la estructura indicada en la Tabla 6, donde se relacionan los documentos actualmente vigentes.
En relación con la calidad de producto en BT y MT cabe destacar la
parte 2, secciones 2 (UNE-EN 61000-2-2:2003) y 12 (UNE-EN 61000-212:2004), resaltadas en la Tabla 6, que tratan de los niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia y la transmisión
de señales en las redes de suministro público en baja tensión o en las redes
de distribución pública en media tensión, respectivamente.
Fijan el nivel de compatibilidad para la tasa de distorsión total en la
tensión, D, en un 8%. Este ratio es calculado a partir de:
D=
N
∑ (u
2
n
) ,
(4)
n =2
donde un = Un/U1, siendo U n el valor eficaz de la componente de orden n y
U 1 el valor eficaz de la componente fundamental. N puede tomarse en la
práctica igual a 40.
Esta norma define también una tasa de distorsión ponderada, Dw, que
para el caso más desfavorable de alimentación a unos condensadores, responde a la expresión:
Dw =
N
∑ (n ⋅ u
n =2
2
n
) .
(5)
16
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 6: Estructura de la norma UNE-EN 61000 (elaborada a partir de [139])
Parte 2: ENTORNO
UNE-EN 61000-2-2:2003
UNE-EN 61000-2-4:1997
UNE-EN 61000-2-4:2004
UNE-EN 61000-2-9:1998
UNE-EN 61000-2-10:2000
UNE-EN 61000-2-12:2004
Sección 2: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas
de baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de suministro
público en baja tensión.
Sección 4: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas
de baja frecuencia, en plantas industriales.
Sección 9: Descripción del entorno IEMN-GA. Perturbaciones radiadas.
Norma básica de CEM.
Sección 10: Descripción del entorno IEMN-GA. Perturbaciones conducidas.
Sección 12: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas
de baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de distribución
pública en media tensión.
Parte 3: LÍMITES
Sección 2: Límites para las emisiones de corriente armónica (equipos con
UNE-EN 61000-3-2:2001
corriente de entrada <= 16 A por fase).
UNE-EN 61000-3-3:1997
Sección 3: Limitación de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensión y flicker en las redes públicas de suministro de baja tensión para
UNE-EN 61000-3-3
equipos con corriente de entrada <= 16 A por fase y no sujetos a una
CORR:1999
UNE-EN 61000-3-3/A1:2002 conexión condicional.
Sección 11: Límites de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensión
UNE-EN 61000-3-11:2002
y flicker en las redes públicas de alimentación de baja tensión. Equipos
con corriente de entrada <= 75 A y sujetos a una conexión condicional.
Parte 4: TÉCNICAS DE ENSAYO Y DE MEDIDA
UNE-EN 61000-4-1:2001
UNE-EN 61000-4-2:1997
UNE-EN 61000-4-2/A1:1999
UNE-EN 61000-4-2/A2:2001
UNE-EN 61000-4-2:2004
ERRATUM
UNE-EN 61000-4-3:1998
UNE-EN 61000-4-3/A1:1999
UNE-EN 61000-4-3/A2:2001
UNE-EN 61000-4-3:2003
UNE-EN 61000-4-3:2003
ERRATUM
UNE-EN 61000-4-3/A1:2004
UNE-EN 61000-4-4:1997
UNE-EN 61000-4-4/A1:2001
UNE-EN 61000-4-4/A2:2002
UNE-EN 61000-4-5:1997
UNE-EN 61000-4-5/A1:2001
UNE-EN 61000-4-6:1998
UNE-EN 61000-4-6/A1:2001
UNE-EN 61000-4-7:1996
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
Sección 1: Visión de conjunto de la serie CEI 61000-4.
Sección 2: Ensayos de inmunidad a las descargas electrostáticas. Norma
básica de CEM.
Sección 3: Ensayos de inmunidad a los campos electromagnéticos radiados
de radiofrecuencia.
Sección 4: Ensayos de inmunidad a los transitorios eléctricos rápidos en
ráfagas. Norma básica de CEM.
Sección 5: Ensayos de inmunidad a las ondas de choque. Norma básica de
CEM.
Sección 6: Inmunidad a las perturbaciones conducidas, inducidas por los
campos de radiofrecuencia. Norma básica de CEM.
Sección 7: Guía general relativa a las medidas de armónicos e interarmónicos, así como a los aparatos de medida, aplicable a las redes de alimenta61000-4-7:2004
ción y a los aparatos conectados a éstas.
Sección 8: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos a frecuencia
61000-4-8:1996
61000-4-8/A1:2001 industrial. Norma básica de CEM.
Sección 9: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos impulsionales.
61000-4-9:1996
61000-4-9/A1:2001 Norma básica de CEM.
61000-4-10:1996
Sección 10: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos oscilatorios
61000-4-10/A1:2001 amortiguados. Norma básica de CEM.
Calidad de servicio
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
UNE-EN
17
61000-4-11:1997
Sección 11: Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupciones
61000-4-11/A1:2001 breves y variaciones de tensión.
61000-4-12:1997
Sección 12: Ensayos de inmunidad a las ondas oscilatorias. Norma básica
61000-4-12/A1:2001 de CEM.
Sección 13: Ensayos de inmunidad a baja frecuencia de armónicos e inter61000-4-13:2003
armónicos incluyendo las señales transmitidas en los accesos de alimentación en corriente alterna.
61000-4-14:2001
Sección 14: Ensayos de inmunidad a las fluctuaciones de tensión.
61000-4-15:1999
Sección 15: Medidor de Flicker. Especificaciones funcionales y de diseño.
61000-4-15/A1:2004 Norma básica de CEM.
Sección 16: Ensayos de inmunidad a las perturbaciones conducidas en
61000-4-16:1998
modo común en el rango de frecuencias de 0 Hz a 150 kHz.
Sección 17: Ensayos de inmunidad a la ondulación residual en la entrada
61000-4-17:2001
de alimentación en corriente continua.
Sección 23: Métodos de ensayo para los dispositivos de protección para
61000-4-23:2002
perturbaciones IEMN-GA y otras perturbaciones radiadas.
Sección 24: Métodos de ensayo para dispositivos de protección para per61000-4-24:1998
turbaciones conducidas de IEMN-GA. Norma básica de CEM.
Sección 25: Métodos de ensayos de inmunidad al IEMN-GA para los
61000-4-25:2003
equipos y sistemas.
61000-4-27:2002
Sección 27: Ensayos de inmunidad a los desequilibrios.
Sección 28: Ensayos de inmunidad a la variación de la frecuencia de ali61000-4-28:2000
mentación.
Sección 29: Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupciones
61000-4-29:2002
breves y variaciones de tensión en los accesos de alimentación en corriente
continua.
Parte 5: GUÍAS DE INSTALACIÓN Y DE ATENUACIÓN
UNE-EN 61000-5-5:1997
UNE-EN 61000-5-7:2002
Sección 5: Especificación de dispositivos de protección para perturbaciones
conducidas de IEMN-GA. Norma básica de CEM.
Sección 7: Grados de protección proporcionados por las envolventes contra
las perturbaciones electromagnéticas (Código EM).
Parte 6: NORMAS GENÉRICAS
UNE-EN 61000-6-1:2002
UNE-EN 61000-6-2:2002
UNE-EN 61000-6-3:2002
UNE-EN 61000-6-4:2002
Sección 1: Inmunidad en entornos residenciales, comerciales y de industria
ligera.
Sección 2: Inmunidad en entornos industriales
Sección 3: Norma de emisión en entornos residenciales, comerciales y de
industria ligera.
Sección 4: Norma de emisión en entornos industriales.
En la Tabla 7 se resumen los niveles de compatibilidad establecidos en
las normas UNE-EN 61000-2-2 para el caso de redes de suministro público
en BT y UNE-EN 61000-2-12 para las redes de distribución pública en MT,
resaltándose con fondo sombreado las diferencias existentes con respecto a
la norma UNE-EN 50160.
18
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 7: Tabla resumen de las normas UNE-EN 61000-2-2:2003 y 61000-2-12:2004
Característica
Frecuencia
Amplitud
Variaciones
rápidas de
tensión
Huecos
Baja Tensión (BT)
Media Tensión (MT)
50 Hz ó 60 Hz ± 2%
Tensión nominal, Un
240 V entre fase y neutro (sistema a 4 hilos)
415 V entre fases (sistema a 3 hilos)
3% Un
8% Un esporádicamente
Parpadeo (flicker): Severidad de larga duración, Plt≤0,8
Severidad de corta duración, Pst≤1.0
Desde 100 ms a 1500 ms
1 kV≤Un≤35 kV
3% Uc
Desequilibrios U -/U+ ≤ 2%
Armónicos
Armónicos impares
No múltiplos de 3
Múltiplos de 3
Orden
Tensión relativa
Orden
Tensión relativa
n
n
6%
3
5%
5
5%
9
1,5%
7
3,5%
15
0,3%
11
3%
21
0,2%
13
2%
> 21
0,2%
17
1,5%
19
1,5%
23
1,5%
25
> 25
0,2 + 0,5·25/n
Armónicos pares
Orden
n
2
4
6
8
10
12
> 12
Tensión relativa
2%
1%
0,5%
0,5%
0,5%
0,2%
0,2%
Interarmónicos 0,2% Un
Componentes
En estudio
continuas
Transmisión de
0,11-0,5 kHz: 3,5-6%; 0,5-2 kHz: 2-55;
señales de
3-20 kHz: 2%; 20-150 kHz: 0,3%
información
Normativa sobre calidad del producto en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Extremadura
La Ley 2/2002 [134], en relación con la calidad del producto (artículo 5.2
b), fija los límites máximos de variación de tensión en el 7% de la tensión
declarada y la frecuencia nominal en 50 Hz. En cuanto a los límites máximos de variación de frecuencia así como a las demás características de la
onda de tensión, se sigue lo establecido en la norma UNE-EN 50160.
En el Decreto 13/2004 [135] se consideran deficiencias en el suministro
las interrupciones de duración superior a tres minutos que no obedezcan a
causa de fuerza mayor o no sean calificables como programadas, así como
las variaciones en la tensión de alimentación a los consumidores finales superiores al 7% de la tensión declarada y el incumplimiento en la calidad del
producto según criterios establecidos en la norma UNE-EN 50160 (artículo
2.3). Sin embargo, sólo se contemplan acciones hacia las empresas distribuidoras o instalaciones particulares en caso de que éstas provoquen deficiencias que interfieran en la continuidad del suministro. Por otra parte, la
Administración Pública puede establecer planes de mejora de la distribu-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
19
ción, una vez detectadas por el órgano competente de la Administración la
existencia de deficiencias en la calidad del suministro eléctrico (artículo
12.2).
2.3
Calidad de atención al consumidor
En la actualidad existe una mayor exigencia sobre la calidad de atención
comercial en la sociedad. Desde el punto de vista del producto electricidad
la calidad de atención al consumidor se ha visto favorecida al producirse la
liberalización de los mercados eléctricos, pues por un lado ha dejado de ser
un bien monopolizado y, por otra parte, se ha creado la figura de las comercializadoras, en las que recae esta función.
Según el artículo 103 del RD 1955/2000 “la calidad de la atención y
relación con el consumidor se determinará atendiendo a las características
del servicio, entre las que se encuentran el conjunto de aspectos referidos al
asesoramiento del consumidor en materia de contratación, facturación, cobro, medida de consumos y demás aspectos derivados del contrato suscrito”.
El citado Real Decreto obliga a las empresas distribuidoras a elaborar
anualmente información detallada de los valores de los aspectos de calidad
en atención y relación con los clientes en cada provincia de actuación.
Normativa sobre calidad de atención al consumidor en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Extremadura
La Ley 2/2002 establece que la calidad del suministro comprende, con referencia a los consumidores:
• calidad en la atención con el cliente, relativa a las actuaciones de
información y asesoramiento sobre los aspectos del contrato suscrito
y de la normativa vigente y cuestiones técnicas del suministro e
instalación y
• calidad en la relación con el cliente, que debe ser tratado con el debido respeto y deferencia por parte del personal al servicio de las
empresas distribuidoras y comercializadoras.
3
Calidad de la forma de onda de la tensión debido
a la inyección de corrientes armónicas
De entre las perturbaciones que afectan a la calidad de producto descritas
en la sección anterior cabe destacar el grupo de distorsión de la forma de
onda de tensión y, más concretamente, los armónicos de tensión causados
por la inyección de corrientes armónicas. En los últimos años el número de
cargas lineales ha ido decreciendo a favor de las llamadas cargas no lineales,
en las que la relación entre la tensión y la corriente no es constante. La
20
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
causa fundamental de este cambio se debe al aumento en el uso de convertidores electrónicos de potencia, que inyectan corrientes no lineales, provocando perturbaciones en el punto de conexión como consecuencia de la caída de tensión en la impedancia de red. Las soluciones a este problema fueron enumeradas en la Tabla 4, en la que se citaba el uso de filtros activos,
de corriente o tensión, para eliminar la distorsión de la forma de onda de
tensión. Estos equipos, basados en convertidores electrónicos, han experimentado un espectacular desarrollo gracias a los avances en el campo de los
semiconductores, que permiten el empleo de IGBTs con elevados niveles de
tensión y corriente a precios competitivos y en el campo de la microinformática, que ha dado lugar a la aparición de microcontroladores, DSPs, etc.,
que permiten implementar de manera práctica complejos algoritmos de control en tiempo real.
En las siguientes secciones se presentan las normas y estándares vigentes que establecen límites a las corrientes armónicas que pueden inyectar las
cargas alineales. Posteriormente se realiza una clasificación de los equipos
correctores encontrados en la bibliografía revisada.
3.1
Estándares y normas relacionadas con la emisión de corrientes
armónicas
En España, la norma UNE-50160 relativa a la calidad de producto no establece límites a la emisión de corrientes armónicas por parte de los receptores, pues sólo contempla límites de distorsión para la onda de tensión. En
las siguientes secciones se resumen la norma UNE-EN 61000-3-2 y el estándar IEEE 519, que constituyen a nivel internacional las principales referencias en cuanto a limitación de corrientes y tensiones armónicas.
UNE-EN 61000-3-2
La sección 2 de la parte 3 de la norma UNE-EN 61000, tal como se indicó
en la Tabla 6, establece los límites para las emisiones de corriente aplicable
a equipos eléctricos y electrónicos con corriente de entrada menor o igual a
16 A por fase, y diseñados para ser conectados a la red de distribución en
baja tensión. Esta norma clasifica a los diferentes equipos en 4 clases: A, B,
C y D:
• Clase A:
- Equipos trifásicos equilibrados.
- Equipos electrodomésticos, excepto aquellos aparatos identificados como pertenecientes a la Clase D.
- Herramientas, a excepción de las herramientas portátiles.
- Reguladores de luz para lámparas de incandescencia.
- Equipos de audio.
- Los equipos no especificados en alguna de las otras tres clases.
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
21
•
Clase B:
Herramientas portátiles.
Equipos de soldadura por arco que no sean equipos profesionales.
• Clase C:
- Equipos de iluminación.
• Clase D: Los equipos que tengan una potencia especificada inferior
o igual a 600 W, de los tipos siguientes:
- Ordenadores personales y pantallas de ordenadores personales.
- Receptores de televisión.
-
En la Tabla 8 se resumen los límites para los equipos en función de su
clase. Debe tenerse en cuenta que para la Clase C, los límites se determinan
en función de su potencia activa de entrada: si la potencia activa de entrada
es superior a 25 W, no deben sobrepasar los límites indicados para la Clase
C; en caso contrario, se deben respetar los límites por vatio de la clase D o
bien deben controlarse sus componentes armónicas de tercer y quinto orden
para que, expresadas como porcentaje de la corriente fundamental, no sobrepasen el 86% y el 61% respectivamente.
Tabla 8: Límites de emisión para equipos según UNE-EN 61000-3-2
A
Orden del
armónico
n
B
Clase
C
D
Corriente armónica máxima admisible
A
A
%(1)
mA/W
Impares
3
2,30
3,450
30·FP (2)
3,40
5
1,14
1,710
10
1,90
7
0,77
1,155
7
1,00
9
0,40
0,600
5
0,50
11
0,33
0,495
3
0,35
13
0,21
0,315
3
0,296
15≤n≤39
2,25/n
3,375/n
3
3,85/n
Pares
2
1,08
1,620
2
4
0,43
0,645
6
0,30
0,450
8≤n≤40
1,84/n
2,760/n
(1)
Expresada en porcentaje de la corriente de entrada a la frecuencia fundamental.
(2)
FP: factor de potencia del circuito.
A
2,30
1,14
0,77
0,40
0,33
0,21
2,25/n
-
IEEE Standar 519-1992
El estándar IEEE 519-1992 [145] “IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”, representa
la referencia normativa a nivel internacional en cuanto a los límites armóni-
22
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
cos de tensión en el punto de instalación y de corriente. En [71]“Guide for
Applying Harmonic Limits on Power Systems” se proponen ejemplos de
aplicación de los procedimientos y límites establecidos en dicho estándar.
Los límites de armónicos propuestos son evaluados típicamente en el
denominado punto de conexión común, PCC, situado entre la red o suministrador y el usuario o receptor, que generalmente coincide con el primario
o secundario del transformador de distribución. A continuación se indican
los límites de distorsión de la tensión en el PCC y de corriente.
Límites de distorsión de la corriente
Las corrientes armónicas de un receptor individual son evaluadas en el PCC
donde la red puede alimentar a otros receptores.
Los límites recomendados se muestran en la Tabla 9 en función de la
tensión nominal del punto de conexión. Los ratios que aparecen en dicha
tabla son calculados a partir de:
∞
DAh , I L =
Ih
100% , DATI L =
IL
∑I
h=2
IL
2
h
100%
(6)
donde IL es el valor eficaz de la componente fundamental de corriente máxima demandada por la carga e Ih es el valor eficaz de la componente
armónica de orden h. Puede apreciarse que estos ratios son calculados con
respecto a una referencia constante en lugar de hacerlo con respecto a la
componente fundamental de la corriente cuya tasa de distorsión se está
determinando, como suele ser habitual. Esta referencia, IL, puede ser calculada como el valor medio de las corrientes máximas demandadas mensualmente en los doce meses anteriores (un año) o puede ser estimada, en algunos casos, a partir de los valores de demanda previstos.
Los límites dependen, además, del denominado ratio de cortocircuito
(short circuit ratio, SCR), que se determina a partir de:
SCR =
I SC
,
IL
(7)
donde ISC es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito en el PCC. En
[71] se aconseja que ISC se calcule en las condiciones normales del sistema
que den lugar a su valor mínimo, para encontrarnos en la situación más
desfavorable posible, que corresponderá a valores límite de distorsión más
estrictos.
Los valores de distorsión armónica individual indicados en la Tabla 9 se
refieren tan sólo a componentes armónicas impares. Las componentes armónicas pares, cuya aparición es menos habitual y suele deberse a fenómenos
de resonancia entre los filtros para la compensación de armónicos y la im-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
23
pedancia de red, se limitarán al 25% de los valores referenciados en dicha
tabla. No se permiten corrientes de distorsión que resulten en un valor de
continua. Por otra parte, si la carga que produce los armónicos está constituida por un convertidor de potencia con un número de pulsos (q) mayor de
seis, los límites indicados en la tabla se incrementan (siempre que la magnitud de los armónicos no característicos sea menor del 25% de los límites
establecidos en ésta) con un factor igual a q / 6 .
Tabla 9: Límites de distorsión armónica de corriente según IEEE 519
DAh,iL (%)
SCR
h < 11
DATIL (%)
11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35
35 ≤ h
Un ≤ 69 kV
<20
4,0
2,0
1,5
0,6
0,3
5,0
20-50
7,0
3,5
2,5
1,0
0,5
8,0
50-100
10,0
4,5
4,0
1,5
0,7
12,0
100-1000
12,0
5,5
5,0
2,0
1,0
15,0
>1000
15,0
7,0
6,0
2,5
1,4
20,0
0,3
0,15
2,5
4,0
69kV < Un ≤ 161kV
<20
2,0
1,0
0,75
20-50
3,5
1,75
1,25
0,5
0,25
50-100
5,0
2,25
2,0
1,25
0,35
6,0
100-1000
6,0
2,75
2,5
1,0
0,5
7,5
>1000
7,5
3,5
3,0
1,25
0,7
10,0
<50
2,0
1,0
0,75
0,3
0,15
2,5
>50
3,5
1,75
1,25
0,5
0,25
4,0
Un > 161kV
Límites de distorsión de la tensión
Aunque en España los límites de distorsión de la tensión están establecidos
en las normas UNE-EN 50160 y UNE-EN 61000, se resumen a continuación
los valores que propone este estándar, por su aceptación internacional y
porque el cálculo de los índices de distorsión armónica individual, DAh y
distorsión armónica total, DAT difieren de su forma de determinación habitual. Los límites establecidos por este estándar para la tensión en el PCC,
cuya responsabilidad recae sobre el suministrador, se resumen en la Tabla
10, en la que los ratios de distorsión son determinados a partir de las expresiones:
∞
DAh ,Un =
Uh
100% ; DATUn =
Un
∑U
h=2
Un
2
h
100% ,
(8)
24
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
donde Uh es el valor eficaz de la componente armónica de orden h y Un el
valor eficaz de la tensión nominal del sistema. Puede apreciarse que la definición de los índices de distorsión es distinta a la que se utiliza habitualmente (y a la indicada previamente en las ecuaciones (3) para el caso de la
norma UNE-50160 y (4) según la norma UNE-EN 61000-2-2), ya que utiliza
como referencia un valor predeterminado fijo, correspondiente a la tensión
nominal de la instalación, en lugar del valor eficaz de la componente fundamental de la tensión, que tendrá un valor variable.
Tabla 10: Límites de distorsión armónica de tensión según IEEE 519
Un ≤ 69 kV
69kV < Un ≤ 161kV
Un > 161kV
DAh,Un (%)
3,0
1,5
1,0
DATUn (%)
5,0
2,5
1,5
3.2
Soluciones para la mejora de la calidad de onda de la tensión
en el PCC
Sería deseable que la onda de tensión en el PCC fuese perfectamente senoidal o, al menos, que cumpliese los límites de distorsión indicados en secciones anteriores. Sin embargo, las corrientes armónicas demandadas por las
cargas alineales provocan caídas de tensión en la impedancia de red que
distorsionan la tensión en dicho punto. Este efecto resulta principalmente
preocupante en el caso de sistemas que tienen una impedancia de red elevada (en inglés non-stiff utilities). El notable aumento detectado en los últimos años de estas cargas no-lineales que deterioran la calidad de la onda de
tensión ha motivado la búsqueda de soluciones para mitigar este efecto,
entre ellas el empleo de filtros pasivos sintonizados a los armónicos de la
carga (solución no óptima debido a los efectos resonantes entre estos elementos y la impedancia de red) o el desarrollo de equipos correctores denominados filtros activos (en inglés, active filters). Estos equipos también reciben el nombre de acondicionadores (conditioners) o acondicionadores de
línea (line conditioners), denominación más adecuada si se tiene en cuenta
que pueden realizar otras funciones aparte del filtrado de armónicos, tales
como la compensación de potencia reactiva, el equilibrado de las corrientes
y la alimentación de cargas críticas durante las interrupciones de corta
duración del suministro [54], [55], [71], [72].
Los acondicionadores pueden ser instalados por las compañías eléctricas
con el objetivo de mejorar la calidad de producto o para evitar las penalizaciones en caso de incumplimiento de la norma UNE-EN 50160. Cabe pensar, en esta situación, que dicho elemento debe ser instalado en serie justo
antes del PCC para generar un voltaje entre sus terminales de modo que la
tensión en el punto de conexión sea perfectamente senoidal. También podrí-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
25
an ser instalados correctores de este tipo por usuarios individuales que precisen un suministro con elevada calidad (cargas críticas). Sin embargo,
cuando un usuario utiliza un filtro activo suele ser debido a que es un receptor excesivamente polucionante, necesitando un elemento que proporcione a la carga las componentes armónicas de corriente que ésta demanda, de
forma que el elemento corrector junto con la carga se comporten aguas arriba del PCC como una carga lineal. En este caso, el equipo se conectará en
paralelo en las proximidades de la carga alineal. Teniendo en cuenta que las
cargas críticas suelen ser a su vez polucionantes puede utilizarse un equipo
mixto que actúe al mismo tiempo sobre la tensión y la corriente, consiguiendo que la tensión y la corriente de alimentación se aproximen a una
senoide.
En la Tabla 11 se presenta una clasificación de acondicionadores, elaborada a partir de [55], [3], [9], [54] y [60]. Los criterios de clasificación son:
•
Topología del convertidor
•
Coordinación y forma de conexión
•
Magnitud eléctrica acondicionada
•
Número de ramas e hilos
Topología del convertidor
En función de la topología del convertidor pueden distinguirse dos tipos de
inversores:
•
Inversor en fuente de intensidad, (Current Source Inverter, CSI),
que utiliza una bobina como elemento almacenador de energía, e
•
Inversor en fuente de tensión, (Voltage Source Inverter, VSI), que
emplea uno o varios condensadores como elementos almacenadores
de energía. Atendiendo a la constitución del bus de continua, pueden distinguirse tres tipos:
-
VSI con bus de continua simple,
-
VSI con bus de continua con toma intermedia, que suele
conectarse al conductor neutro en topologías monofásicas o
trifásicas, motivo por el que esta topología también se conoce
como neutral-pointed-clamped VSI y
-
VSI con bus de continua multinivel (multilevel VSI).
26
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Coordinación y forma de conexión
En función del número de elementos activos que formen el acondicionador
se pueden distinguir dos tipos: monoconvertidor, formado por un solo equipo activo y multiconvertidor, formado por dos o más equipos activos. A su
vez cada uno de ellos puede dividirse en dos grupos: acondicionador activo
si sólo está formado por elementos activos o acondicionador híbrido si combina éstos con elementos pasivos.
Desde el punto de vista de la coordinación, los acondicionadores monoconvertidores activos pueden considerarse acondicionadores individuales. En
cambio, los monoconvertidores híbridos y multiconvertidores comparten la
corrección entre los distintos elementos que lo forman, de ahí que se engloben bajo el nombre de acondicionadores cooperativos o colaborativos.
Las posibilidades de conexión a la red y entre los elementos que forman
el acondicionador son múltiples, pudiéndose realizar la clasificación que se
presenta a continuación.
Acondicionador individual
•
Acondicionador monoconvertidor activo:
-
Acondicionador serie (As) [33]
-
Acondicionador paralelo (Ap) [33], [35], [55]
Acondicionador colaborativo o cooperativo
•
Acondicionador monoconvertidor híbrido:
-
formado por FA paralelo y FP paralelo (ApPp) [2], [17], [56],
[70]
-
formado por FA serie y FP paralelo (AsPp) [2], [18], [19]
-
formado por FA en serie con FP (AsP) [4]-[11], [20]
•
Acondicionador multiconvertidor activo:
-
Acondicionador serie-Acondiconador paralelo (AsAp), en el que
el elemento serie opera como una fuente de tensión controlada y
el paralelo como una fuente de corriente controlada. Generalmente comparten el elemento almacenador de energía. Se conoce
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
27
también con el nombre de acondicionador universal (Universal
Power Quality Conditioner, UPQC) [33], [71], [72].
-
Acondicionador paralelo-Acondicionador paralelo (ApAp), formado por dos o más convertidores conectados en paralelo, que
pueden compartir totalmente [55], [68] o parcialmente [60] el bus
de continua, o tener buses de continua independientes [60], [67],
[68].
-
Acondicionador en serie con Acondicionador (AsA), instalado en
el PCC en paralelo con la carga y formado por dos o más acondicionadores conectados en serie [60].
•
Acondicionador multiconvertidor híbrido:
-
formado por FA serie y FH paralelo (AsHp), donde el equipo
híbrido podría presentar cualquiera de las topologías expuestas
previamente. En [69] y [75] se presentan topologías con estas características en las que el acondicionador híbrido es de tipo AsP
y ApPp, respectivamente.
-
formado por FA paralelo y FH paralelo (ApHp), en la que el
equipo híbrido podría presentar diferentes configuraciones.
-
formado por FH paralelo y FH paralelo (HpHp). La topología de
los acondicionadores híbridos suele ser AsP y su objetivo generalmente consiste en eliminar los armónicos dominantes de la corriente de carga, de ahí que también se conozcan como filtros de
armónicos dominantes (Dominant Harmonic Filters, DHF). El
filtro pasivo de cada acondicionador se sintoniza a una frecuencia dominante y el equipo activo coopera con el pasivo para que
la compensación sea adecuada. Se utilizan tantos filtros híbridos
en paralelo como armónicos se pretendan eliminar [1], [12]-[16].
Magnitud eléctrica que acondicionan
Según la magnitud eléctrica que acondicionan, cabe distinguir tres posibles
topologías: acondicionador de tensión, de corriente o universal, capaz de
corregir tensión y corriente. Se distinguen las siguientes topologías en cada
grupo [54]:
28
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
•
Acondicionador de tensión:
-
Topología U1.
-
Topología U2.
•
Acondicionador de corriente:
-
Topología I1.
-
Topología I2.
•
Acondicionador universal, frecuentemente denominado (Universal
Power Quality Conditioner, UPQC)
-
Topología UI.
Número de ramas e hilos
Según el número de ramas del convertidor electrónico y el número de conductores para su conexión a la red, se pueden diferenciar los siguientes tipos:
•
Monofásico
-
2 hilos y 1 rama, basado en inversor de semipuente.
-
2 hilos y 2 ramas, basado en inversor de puente completo.
•
Trifásico:
-
3 hilos y 3 ramas.
-
4 hilos y 3 ramas, que presenta un bus de continua con toma intermedia.
-
4 hilos y 4 ramas.
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
Tabla 11: Clasificación de acondicionadores
Criterio de
clasificación
29
(elaborada a partir de [55], [3], [9], [54] y [60])
Esquema
Tipos
Inversor en fuente de
L
SA+
SB+
A
intensidad
Idc
(Current Source
B
SA-
Inverter, CSI)
Bus de continua simple
+
SA+
SB+
DA+
SB-
Bus de continua multinivel
+
DB+
A
C
SA+
SB+
DA+
DB+
A
C1
B
SA-
Topología del
-
convertidor
SBDA-
DB-
+
Inversor en fuente de
tensión
SA-
SBDA-
DB-
SA+
SB+
DA+
DB+
SA-
SBDA-
DB-
SA+
SB+
DA+
DB+
SA-
SBDA-
-
Bus de continua con toma intermedia
C2
(Voltage Source
Inverter, VSI)
+
C+
SA+
-
DA+
A
o
+
o
CSA-
C3
DA-
B
-
DB-
Acondicionador activo
Acondicionador serie (As)
Acondicionador paralelo (Ap)
Acondicionador
Alimentación
Carga
Alimentación
Acondicionador
Carga
Acondicionador híbrido
Monoconvertidor
FA paralelo, FP paralelo (ApPp)
Alimentación
Coordinación y
forma de
Acondicionador
FA serie FP (AsP)
Carga
Alimentación
FA serie, FP paralelo (AsPp)
conexión
Acondicionador
Alimentación
Carga
Acondicionador
Carga
30
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Activo
Acondic. serie-Acondic. paralelo (AsAp) o
Acondicionador paralelo-
(Universal Power Quality Conditioner, UPQC)
Acondicionador paralelo (ApAp)
Acondicionador
Alim entación
Carga
Acondicionador
Alimentación
Acondic. en serie con Acondic. (AsA)
A l im en tación
A con dicion ador
Acondicionador
Acondicionador
Carga
C ar ga
A con dicion ador
Multiconvertidor
Híbrido
FA serie, FH paralelo (AsHp)
FH paralelo, FH paralelo (HpHp) o
(Dominant Harmonic Filter, DHF)
Acondicionador
Acondicionador
híbrido
Alimentación
Carga
FA paralelo, FH paralelo (ApHp)
Acondicionador
híbrido
Alimentación
Alim entación
Acondicionador
Acondicionador
híbrido
C arga
T
Alimentación
L1
C2
L2
U1
SA+
SB+
SA-
SB-
Carga
A
C1
B
Acondicionador
de tensión
T
Alimentación
L1
Magnitud
U2
eléctrica que
Lcc/2
SA+
A
o
acondiciona
SB+
DA+
Crs+
o
CcuSB-
Lcc/2
DA-
Alimentación
I1
C+
B
Ccu+
Crs-
SA-
L2
DB+
DB-
Carga
SA+
L
DA+
A
o
C-
Acondicionador
SA-
de corriente
DA-
L1
L2
Alimentación
I2
C+
C2
SA+
DA+
A
o
C-
SA-
DA-
Carga
C2
Carga
Acondicionador
híbrido
Carga
31
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
Acondicionador
T
Alimentación
Carga
universal
C2
(Universal
Power Quality
L2
UI
SA+
A
Lcc/2
o
Conditioner,
SA-
UPQC)
DB+
B
Cci+
o
CcuDA-
L1
SB+
DA+
Ccu+
CciSB-
Lcc/2
DB-
Semipuente
vS
+
-
-
-
Monofásico
C1
SA+
Puente
+
Carga alineal
polucionante
vS
-
-
L
v LA
+
+
SA+
A
SB+
DA+
SA-
L
DB+
A
C
o
C2
B
SA-
DA-
R
S
T
n
vSn
vTn
SBDA-
iR
iS
iT
in
vRn
L
L
DB-
R
S
T
n
Carga alineal
polucionante
R
S
T
n
Carga alineal
polucionante
R
S
T
n
Carga alineal
polucionante
L
v LA
+
3 hilos y
iA
3 ramas
C1
SA+
SB+
DA+
SC+
DB+
iC
A
B
C
C2
SA-
Número de
iB
DC+
o
SBDA-
SCDB-
DC-
ramas e hilos
R
S
T
n
iR
iS
iT
in
vRn
Trifásico
+
-
v LA
DA+
o
+
vSn
vTn
L
L
L
v LA
+
4 hilos y
iA
3 ramas
C1
SA+
SB+
DA+
SC+
DB+
iB
iC
io
DC+
A
B
C
o
o
C2
SA-
SBDA-
SCDB-
DC-
R
S
T
n
iR
iS
iT
in
vRn
vSn
vTn
L
L
L
L
v LA
+
4 hilos y
iA
4 ramas
C1
SA+
SB+
DA+
SC+
DB+
SD+
DC+
DD+
A
B
C
D
o
C2
SA-
SBDA-
SCDB-
SDDC-
DD-
iB
iC
iD
Carga alineal
polucionante
32
4
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tendencias en la medida y facturación de la
potencia eléctrica
El flujo de potencia en sistemas monofásicos y trifásicos cuando las tensiones y corrientes son senoidales y equilibradas es un tema ampliamente estudiado y aceptado universalmente. Sin embargo, la aparición de distorsión en
la forma de onda de la tensión en los sistemas de distribución y suministro
debido al aumento de receptores alineales conectados a la red implica, desde
un punto de vista energético, nuevos planteamientos en el flujo de potencia.
Aunque no existe consenso entre los grupos de trabajo e investigadores, es
general la apreciación de que las definiciones de potencia actuales no son
adecuadas desde un punto de vista económico cuando las tensiones y corrientes no son ideales, resultando evidente la necesidad de redefinir tales
términos para adaptarse a la nueva situación. De entre los grupos de investigación que trabajan en estos temas cabe destacar el Grupo de Trabajo en
Situaciones no-sinusoidales del IEEE (IEEE Working Group on nonsinusoidal situations), que propone definiciones efectivas desde un punto de vista
práctico a los términos de potencia que aparecen cuando las tensiones y/o
corrientes son distorsionadas y/o desequilibradas [45]. Además, sugieren
nuevos ratios para cuantificar la eficiencia en la transferencia de potencia
para sistemas trifásicos: el grado de polución armónica y grado de desequilibrio, indicando las variables que deben ser medidas para calcular dichas
figuras de mérito. Los resultados de este grupo, junto con las modificaciones
propuestas por el grupo alemán liderado por Depenbrock [45] para el caso
de sistemas trifásicos a cuatro hilos, se han recogido en el estándar IEEE
1459 “IEEE Trial-Use Standard Definitions for the Measurement of Electric
Power Quantities under sinusoidal, nonsinusoidal, balanced and unbalanced
conditions” [152], que actualmente se encuentra en período de revisión [95][99], [105].
Ante esta situación, las compañías eléctricas están interesadas en actualizar los criterios de facturación de la energía eléctrica, pues aunque la
normativa actual en España sólo penaliza el consumo de potencia reactiva,
la inyección de corrientes armónicas y el desequilibrio deberían ser tenidos
en cuenta en la tarificación. Para ello sería necesario el diseño de aparatos
de medida capaces de separar los términos de potencia propuestos en las
nuevas definiciones de potencia en régimen no-sinusoidal y calcular las nuevas figuras de mérito, al tiempo que se establezcan unos nuevos conceptos
tarifarios en los que se bonifique el consumo sinusoidal equilibrado y el factor de potencia unitario, penalizando no sólo la demanda de reactiva, como
en la actualidad, sino también la deformación armónica inyectada a la red y
el consumo desequilibrado. Hoy en día, los avances tecnológicos en la instrumentación de medida permitirían llevar a cabo tal propósito.
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
4.1
33
Revisiones de las definiciones de potencia
En las siguientes secciones se revisan las definiciones de potencia en régimen
no-sinusoidal para el caso de sistemas monofásicos y trifásicos equilibrados
y desequilibrados siguiendo las propuestas del estándar IEEE 1459 [45],
[95]-[97].
Sistemas monofásicos
El valor instantáneo de la tensión en un determinado punto del sistema
eléctrico viene dado por:
∞
u(t ) = U 0 + ∑ 2U h sen(h ω1t + αh ),
(9)
h =1
donde U 0 es el valor medio, ω1 es la pulsación correspondiente a la frecuencia fundamental de red, U h es el valor eficaz del armónico de orden h y αh
es el ángulo de fase de dicho armónico.
Análogamente el valor instantáneo de corriente se expresa como:
∞
i(t ) = I 0 +
∑
2I h sen(h ω1t + βh ),
(10)
h =1
siendo I 0 el valor medio e I h y βh el valor eficaz y ángulo de fase del armónico de orden h, respectivamente.
Los valores eficaces de tensión y corriente se calculan a partir de:
U =
∞
∑U
h =0
I =
2
h
= U 12 + U H2 = U 12 + ∑U h2 ;
h ≠1
∞
(11)
∑ I h2 = I 12 + I H2 = I 12 + ∑ I h2 .
h =0
h ≠1
En las ecuaciones anteriores se han separado los valores eficaces de las
componentes fundamentales, U 1 e I 1 de los valores eficaces de las componentes armónicas, U H e I H .
A partir de las ecuaciones (11), la potencia aparente S se obtiene de:
S 2 = (UI )2 = (U 1I 1 )2 +  (U 1I H )2 + (U H I 1 )2 + (U H I H )2  .
S12 = (U 1I 1 )2 ; SN2 = (U 1I H )2 + (U H I 1 )2 + (U H I H )2 .
(12)
La potencia aparente S se ha dividido en dos componentes:
•
la Potencia Aparente Fundamental, S1, (Fundamental Apparent
Power) que a su vez puede separarse en dos partes, potencia activa
fundamental P1 (Fundamental Active Power) y potencia reactiva
fundamental Q1 (Fundamental Reactive Power):
34
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
2
S12 = (U 1I 1 ) = P12 + Q12 ;
P1 = U 1I 1 cos ϕ1 ; Q1 = U 1I 1senϕ1
(13)
siendo ϕ1 = α1 − β1 , y
•
la Potencia Aparente No-fundamental, SN, (Non-fundamental Apparent Power), que está formada por tres componentes:
- Potencia de Corriente Distorsionada, U 1I H , (Current Distortion Power), debida a la existencia de corrientes armónicas
ante tensiones senoidales,
- Potencia de Tensión Distorsionada, U H I 1 , (Voltage Distortion
Power), ocasionada por armónicos de tensión y corrientes senoidales y
- Potencia Aparente Armónica, S H = U H I H , (Harmonic Apparent Power), que aparece cuando existe distorsión armónica en
tensiones y corrientes.
Por otra parte, en [45] se define otro término, la Potencia No-activa,
N (Nonactive Power):
N =
S2 − P2.
(14)
Aplicando la separación de componentes indicada en (14) a la Potencia
Aparente Armónica, tenemos:
S H2 = PH2 + N H2 ,
PH = ∑U h I h cos ϕh ,
(15)
h ≠1
siendo ϕh = αh − βh . PH es la Potencia Activa Armónica Total (Total
Harmonic Active Power) y NH es la Potencia No-activa Armónica Total
(Total Harmonic Nonactive Power).
A partir de las ecuaciones (12) puede obtenerse la Potencia Aparente
No-fundamental normalizada:
2
2
2
2
 S N 
 
 


  =  I H  + U H  + U H I H  ,
 S 
 I 
 U 
 U I 
1
1
1
1 1
2
 S N 
  = (DATI )2 + (DATU )2 + (DATI ⋅ DATU )2 .
 S 
1
(16)
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
35
Para el caso monofásico, en [45] se propone como mejor indicador del
nivel de armónicos en el sistema SN o su valor normalizado SN/S1. Cuanto
menor sea el valor de este ratio, mejor es el filtrado armónico de la carga
alineal. La figura de mérito que cuantifica la efectividad en el flujo de energía eléctrica es el Factor de Potencia Total del sistema:
FP =
P
P + PH
= 1
.
S
S
(17)
El factor de desplazamiento permite evaluar el flujo de potencia debida
a la componente fundamental:
FPd =
P1
= cos ϕ1.
S1
(18)
Sistemas trifásicos equilibrados
En el caso de sistemas trifásicos, los nuevos términos de potencia propuestos en [45] nacen a partir de la potencia aparente equivalente, Se (Equivalent Apparent Power), atribuible a Buchholz y Goodhue, que viene definida
por:
Se = 3U e I e ,
Ue =
U a2 + U b2 + U c2
;
3
Ie =
I a2 + I b2 + I c2
,
3
(19)
donde Ue e Ie son la tensión equivalente y corriente equivalente, respectivamente, que corresponderían a los parámetros de una red trifásica equilibrada equivalente a la que se está analizando. Para el caso de sistemas a cuatro hilos, Ua, Ub y Uc son los valores eficaces de las correspondientes tensiones fase-neutro. En el caso de sistemas a tres hilos dichos valores pueden
calcularse como las tensiones entre cada fase y un neutro artificial o a partir
de las tensiones compuestas mediante la expresión:
Ue =
2
2
2
U ab
+ Ubc
+ Uca
9
(20)
De modo análogo al caso monofásico, la tensión y corriente equivalentes
pueden descomponerse en dos términos:
2
=
U e2 = U e21 + U eH
2
e
2
e1
I = I +I
2
eH
U 2 + U bh2 + U ch2 
U a21 + U b21 + U c21
+ ∑  ah
,

3
3

h ≠1 
 I 2 + I bh2 + I ch2 
I 2 + I b21 + I c21
= a1
+ ∑  ah
,

3
3

h ≠1 
(21)
36
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
donde el subíndice ‘1’ hace referencia al valor eficaz de la componente fundamental y el subíndice ‘H’ al valor eficaz de la componente nofundamental.
La Potencia Aparente Fundamental y la Potencia Aparente Nofundamental pueden calcularse a partir de:
2
Se2 = Se21 + SeN
.
(22)
Definiendo el ratio distorsión armónica total para tensiones y corrientes
equivalentes:
DATUe =
UeH
;
U e1
DATIe =
IeH
,
Ie1
(23)
la Potencia Aparente No-fundamental Normalizada, SeN/Se1, que tiene un
significado y propiedades idénticas al caso monofásico, se calcula así:
 SeN

 Se1
2
= ( DATIe )2 + ( DATUe )2 + ( DATIe ⋅ DATUe )2 .

(24)
Sistemas trifásicos desequilibrados
En el caso de sistemas polifásicos desequilibrados, es necesario definir nuevas componentes en la Potencia Aparente, que no aparecen en sistemas
monofásicos ni sistemas trifásicos equilibrados. Si las cargas son desequilibradas, las componentes fundamentales de tensión y corriente pueden descomponerse en tres términos correspondientes a las secuencias positiva o
directa, negativa o inversa y secuencia cero u homopolar:
Ue21 = U 1+ 2 + U 1− 2 + U 10 2 = U 1+ 2 + U d21,
Ie21 = I 1+ 2 + I 1− 2 + I 10 2 = I 1+ 2 + I d21,
(25)
donde el subíndice ‘d’ engloba las componentes de secuencia inversa y
homopolar. La Potencia Aparente fundamental, Se1, puede dividirse en:
Se21 = S1+ 2 + Sd21
(26)
donde:
•
S1+ = 3U 1+I 1+ es la Potencia Aparente Fundamental de secuencia
Positiva (Positive-sequence Fundamental Apparent Power), con U 1+
y I 1+ los valores eficaces de las componentes fundamentales de secuencia positiva de tensión y corriente, y
•
Sd 1 es la Potencia Aparente Fundamental de Desequilibrio (Unbalanced Fundamental Apparent Power), que engloba componentes de
potencia activa (Pd1) y potencia no-activa (Nd1).
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
37
Las componentes de secuencia negativa y de secuencia cero se consideran polución de manera similar a la existencia de armónicos, pues contribuyen a aumentar las pérdidas y consiguientemente, disminuyen la eficiencia
en la transferencia de potencia.
Desarrollando los términos de potencia aparente en esta situación de
manera análoga a la llevada a cabo en el apartado anterior, tenemos:
2
U e = U 1+ 2 + U d21 + U eH
,
2
I e = I 1+ 2 + I d21 + I eH
.
2
Se = S1+ 2 + Sd21 + SeN
=
= 9U
+2 +2
1
1
I
2 +2
d1 1
+ 9(U I
+U
(27)
+2 2
1
d1
2 2
d1 d1
2
2
eH e 1
2 2
e 1 eH
I + U I ) + 9(U I + U I
2
2
eH eH
+ U I ),
SeH = 3U eH I eH = PH2 + N H2 ,
S D 1 = 3U d 1I d 1 = S1− 2 + S10 2 + 9(U 1− 2I 10 2 + U 10 2I 1− 2 ).
donde aparece un nuevo término, S D 1 , que se debe a la componente de la
potencia fundamental de desequilibrio ocasionada por tensiones y corrientes
desequilibradas.
En caso de sistemas trifásicos desequilibrados además del ratio del grado de polución armónica SeN/Se1 definida en (24), se utiliza un nuevo indicador que representa el grado de polución de desequilibrio, la potencia fundamental de desequilibrio normalizada, Sd1/Se1, que se determina así:
3 U d21I e+1 2 + U e+1 2I d21 + U d21I d21
Sd 1
=
=
Se 1
3U e1I e1
= DDFU e 2 (1 − DDFI e 2 ) + DDFI e 2 (1 − DDFU e 2 ) + DDFU e 2DDFI e 2 =
(28)
= DDFU e 2 + DDFI e 2 − DDFU e 2DDFI e 2 .
donde aparecen dos nuevos parámetros, DDFUe, que denominamos tasa de
distorsión de desequilibrio en la componente fundamental de la tensión
equivalente Ud1/Ue1 y DDFIe tasa de distorsión de desequilibrio en la componente fundamental de la corriente equivalente, Id1/Ie1.
Por último, el Factor de Potencia Total y el Factor de Potencia de
Desplazamiento, para sistemas trifásicos en general vienen dados por:
FP =
P
P + PH
;
= 1
Se
Se
FPd =
P1+
= cos ϕ1+ .
S1+
(29)
38
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Modificaciones en las definiciones potencia en caso de sistemas trifásicos a
cuatro hilos desequilibrados
Depenbrock, de la escuela alemana, ha desarrollado paralelamente al Grupo
de Trabajo de IEEE un método que ha denominado FBD (Fryze-BuchholzDepenbrock), para hacer referencia al autor y a los investigadores en quienes se ha apoyado para su metodología [29], [54]. Depenbrock y Staudt presentan una réplica al trabajo publicado en [45], para el caso de sistemas
trifásicos a cuatro hilos, donde pueden aparecer corrientes circulando por el
conductor neutro si las corrientes son desequilibradas debido a componentes
homopolares o en caso de que existan componentes armónicas de corriente
múltiplos de tres. Como estas corrientes intervienen en las pérdidas que se
producen en las líneas, es necesario ampliar los términos de la corriente
equivalente, y consecuentemente se altera el cálculo de la Potencia Aparente Equivalente. Estas apreciaciones realizadas por Depenbrock [45], [30],
han sido posteriormente aceptadas por el IEEE Working Group in Nonsinusoidal situations e incorporadas al estándar IEEE 1459. El grupo de
investigación del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Energética de la
Universidad de Cantabria ha publicado diversos trabajos donde sostiene la
misma tesis [50], [142].
Así, el estándar IEEE 1459 establece las siguientes definiciones para la
potencia aparente y factor de potencia (éste último basado en la propuesta
de Lyon) [95]:
•
La potencia aparente equivalente Se es la máxima potencia transmitida a la carga (o solicitada a la red) para unas determinadas pérdidas en la línea y los mismos valores eficaces de tensión y corriente
en la carga (o la red).
•
El factor de potencia es el ratio entre la potencia actual y la máxima potencia que puede ser transmitida manteniendo constantes las
pérdidas en la línea y la tensión entre los terminales de la carga.
Para entender estos conceptos basta con fijarnos en la Figura 3(a) donde tenemos un sistema trifásico a cuatro hilos que alimenta a una carga
desequilibrada. La impedancia de red se ha simplificado a su componente
resistiva para facilitar el análisis, teniendo en cuenta que sólo esta componente interviene en la potencia de pérdidas. La resistencia de las líneas para
las tres fases se ha representado por un valor r, mientras que el conductor
neutro presenta una resistencia rn. La utilización de la sección de los conductores en la transferencia de energía es representada simbólicamente en la
figura de la derecha, que a su vez nos informa de la eficiencia de dicha
transferencia pues la potencia aparente S es proporcional a la sección neta,
mientras que la potencia activa P lo es sólo a la porción sombreada. Las
pérdidas de potencia en tal situación vienen dadas por:
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
∆P = r (I a2 + I b2 + I c2 ) + rn I n2 .
39
(30)
Siguiendo las definiciones anteriores de potencia aparente y factor de
potencia, el sistema equivalente u optimizado con factor de potencia unidad
que disipa exactamente las mismas pérdidas en la línea consiste en tres resistencias de igual valor Re, que producen corrientes equilibradas en la alimentación, tal como se muestra en la Figura 3(b), en la que
I a = I b = I c = I e e I n = 0 . En este caso las pérdidas en la línea serán:
∆P = 3rI e2 .
(31)
donde I e recibe el nombre de corriente efectiva o equivalente, cuyo valor
puede determinarse teniendo en cuenta la condición impuesta de igualdad
de pérdidas, igualando las expresiones (30) y (31):
Ie =
1 2
r

I a + I b2 + I c2 + n I n2  .
3 
r 
(32)
En instalaciones trifásicas a cuatro hilos en BT y MT, el cociente rn/r
toma típicamente el un valor comprendido entre 0,2 y 0,4 [95]. El estándar
IEEE 1459 adopta el valor 1. Puede apreciarse en la parte derecha de la
Figura 3(b) que en este caso toda la sección de los conductores de las fases
es utilizada en la transferencia de energía, coincidiendo la potencia activa P
con la potencia aparente S, y, por tanto, dando lugar a un factor de potencia unitario.
ia
ib
C
ic
N
in
r
rn
Carga
desequilibrada
A
B
a
b
n
P
c
(a)
A
B
ia
ib
C
ic
r
Re
a
S
b
n
c
(b)
Figura 3: Definición del FP en sistemas trifásicos. (a) Sistema con carga
desequilibrada (b) Sistema optimizado con FP = 1.
40
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Esta nueva definición de corriente equivalente, modifica la definición de
potencia aparente equivalente:
U a2 + U b2 + U c2
;
3
SeD = 3U e I eD .
Ue =
I eD =
I a2 + I b2 + I c2 + I n2
,
3
(33)
En estas expresiones se ha utilizado el superíndice “D” (que hace referencia al autor, Depenbrock) para diferenciar los nuevos parámetros de los
empleados previamente. Todo el análisis anterior es válido si las expresiones
(33) reemplazan a las ecuaciones (19), por ser aptas para el caso más general de sistemas a cuatro hilos en los que puedan aparecer corrientes circulando por el conductor neutro. La alteración en la corriente equivalente y la
potencia aparente equivalente conllevan, además, la modificación del principal parámetro que cuantifica la eficiencia en la transferencia de energía: el
factor de potencia. En adelante, para simplificar las expresiones, no se utilizará el superíndice “D”, sin embargo el cálculo de Ie y Se se realizará de
acuerdo con las expresiones (33).
4.2
Tendencias en la medida de la potencia eléctrica
Como se ha visto en la sección anterior, las nuevas definiciones de potencia
sugieren el uso de magnitudes equivalentes para el caso de sistemas trifásicos, en lugar de utilizar cantidades aritméticas o vectoriales. La potencia
aparente aritmética en VA viene dada por:
S A = U a I a + Ub Ib + U c I c
(34)
La potencia aparente vectorial en VA se calcula:
SV =
(Pa + Pb + Pc )2 + (Qa + Qb + Qc )2 + (Da + Db + Dc )2
(35)
donde P, Q y D son potencia activa, reactiva y de distorsión, respectivamente. Cuando el desequilibrio es pequeño S A SV Se , sin embargo,
cuando el grado de desequilibrio es significativo, existe una diferencia entre
dichos términos. Siempre se cumplirá SV ≤ SA ≤ Se [45].
El IEEE Working Group on Non-sinusoidal situations además de indicar nuevos ratios a tener en cuenta en la futura tarifación eléctrica, propone
las medidas que deben ser efectuadas en caso de sistemas monofásicos y
trifásicos para calcular dichos parámetros:
•
En el caso monofásico, según se muestra en la Figura 4, será necesario capturar los valores instantáneos de la tensión en el punto de
conexión, u, y la corriente de carga o alimentación, i. A partir de
dichas medidas pueden extraerse los valores eficaces, U e I, los valores eficaces de las componentes fundamentales, U1 e I1 y el ángulo
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
41
ϕ1 que forman entre sí y la potencia activa total P. Estas variables
permiten valorar todos los términos de potencia propuestos para el
caso monofásico y calcular las figuras de mérito: FP, FPd y SN/S1.
•
En el caso trifásico, será necesario capturar los valores instantáneos
de las tensiones en el punto de conexión, u(a,b,c), y las corrientes
de carga o alimentación, i(a,b,c), a partir de las cuales se determinarán Ue e Ie , Ue1 e Ie1 , U 1+ e I 1+ junto con el ángulo θ1+ y, finalmente, la potencia activa total P. Estas variables son suficientes
para calcular todos los términos de potencia propuestos para el caso
trifásico y determinar las figuras de mérito: FP, FPd, SeN/Se1 y
Sd1/Se1, tal como se muestra en la Figura 5.
MEDIDAS
U , I ,U 1, I 1, ϕ1, P
CÁLCULOS
S = UI ; N =
DATI =
S2 − P2
I 2 − I 12
U
U 2 − U 12
; DATU = H =
I1
U1
U1
IH
=
I1
SN =
S 2 − (U 1I 1 )2 ; SH = U H I H
P1 = U 1I 1 cos ϕ1; PH =
P 2 − P12
Q1 = U 1I 1 sen ϕ1
FP =
P
; FPd = cos ϕ1
S
GRADO POLUCIÓN
ARMÓNICA
SN
S1
Figura 4: Medida de la potencia en sistemas monofásicos.
42
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
MEDIDAS
Ue , I e ,U e1, Ie1, P
U 1+ , I 1+ , ϕ1+
CÁLCULOS
Se = 3Ue Ie ; N =
DATIe =
IeH
=
Ie1
Se2 − P 2
Ie2 − Ie21
U
Ue2 − Ue21
; DATUe = eH =
I e1
U e1
U e1
Se1 = 3Ue1Ie1; SeN =
Se2 − Se21 ; SeH = 3UeH IeH
S1+ = 3U 1+I 1+ ; P1+ = 3U 1+I 1+ cos ϕ1+ ;Q1+ = 3U 1+I 1+ sen ϕ1+
Sd 1 =
FP =
GRADO POLUCIÓN
ARMÓNICA
SeN
Se1
Se21 − S1+2
P
; FPd = cos ϕ1+
Se
GRADO POLUCIÓN
DESEQUILIBRIO
Sd 1
Se 1
Figura 5: Medida de la potencia en sistemas trifásicos.
Teniendo en cuenta que el estándar IEEE 1459 representa el único referente generalmente aceptado de la tendencia en la medida de la potencia
eléctrica (a pesar de sus numerosas críticas [99], [105]) y que, aunque actualmente se encuentra en estado de prueba, se prevé que será completamente aprobado próximamente, ya se está trabajando en el desarrollo de los
nuevos instrumentos de medida capaces de cumplir dicho estándar [98] y en
sistemas de calibración para dicha instrumentación [106].
Por otra parte, la filosofía del estándar IEEE 1459, consistente en separar los términos de potencia debidos a la componente fundamental de secuencia directa del resto de términos, puede utilizarse para fijar las componentes de potencia que deben ser compensadas por los equipos correctores
para mejorar la calidad de la onda de tensión y, al mismo tiempo, procurar
que la transferencia de energía entre la fuente y la carga sea óptima [95]:
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
43
•
Si se utiliza un acondicionador para mejorar la calidad de la tensión
en el punto de conexión, la referencia para su control debería ser
que la fuente sólo entregue a la carga potencia activa fundamental
de secuencia directa P1+ , cuyo valor coincidirá con la potencia activa total que la carga demanda, PL.
•
Por su parte, la componente reactiva fundamental de secuencia directa, Q1+ , constituye el ratio que permite estimar la capacidad de
la batería de condensadores necesarios para corregir el factor de
desplazamiento, en caso de que se decida utilizar este tipo de compensador para tal fin.
•
La potencia aparente no fundamental SeN (o su valor normalizado)
permite evaluar la severidad de la distorsión, constituyendo un parámetro que ayuda a determinar la potencia del equipo corrector
necesario para eliminar la polución armónica.
4.3
Tendencias en la facturación de la energía eléctrica
La normativa actual de tarifas eléctricas ha establecido dos complementos a
tener en cuenta en la facturación de la energía eléctrica: el complemento por
discriminación horaria, que ha conseguido ir variando la demanda temporal
de la energía eléctrica, desplazando la conexión de cargas industriales a
horas valle para conseguir un notable ahorro y el complemento por energía
reactiva, que se obtiene a partir del cos ϕ , calculándose de la siguiente manera:
•
Mercado a tarifa/regulado: Se penaliza o bonifica con un recargo o
descuento sobre el importe de la tarifa, calculándose el coeficiente
de recargo, kr a partir de :
kr (%) =
•
17
− 21.
cos2 ϕ
(36)
Mercado liberalizado: Se penalizan los excesos de consumo de reactiva ( cos ϕ ≤ 0,95) con una cantidad que depende del número de
kVArh consumidos. Para el año 2005 dicha cantidad se ha fijado en
0,038199 €/kVArh [143].
Sin embargo, el coeficiente de recargo, kr no es adecuado porque la medida del cos ϕ sólo es válida para cuantificar la potencia reactiva en caso de
sistemas monofásicos o trifásicos senoidales equilibrados alimentando a cargas lineales y porque kr sólo penaliza la demanda de energía reactiva inductiva, no contabilizándose, en ningún caso, la sobrecompensación de capaci-
44
Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
tiva. En [142] se presentan varios casos correspondientes a diversas medidas
de campo aplicando la normativa vigente y se demuestra que en la mayor
parte de los mismos en sus facturaciones les corresponde un descuento del
4% por energía reactiva, sin embargo, atendiendo a las pérdidas originadas
en la línea de distribución de la compañía eléctrica, debería gravarse su
consumo con un elevado recargo.
Así, en [144] se propone sustituir el cos ϕ por un parámetro que denominan “factor de potencia equivalente, FP* ” (que coincide con el FP propuesto para redes trifásicas por el estándar IEEE 1459). Según esta referencia la relación entre las pérdidas mínimas en la línea y las correspondientes
a un determinado régimen de trabajo es aproximadamente igual al cuadrado
del factor de potencia equivalente. Así, aprovechando la expresión de la
normativa de tarifas eléctricas indicada en la ecuación (36), que depende del
cos2 ϕ , proponen un nuevo factor de penalización k∗(%)= f ( FP*2 ) .
En uno de los trabajos recogidos en [142] se designan cuatro “casos
simples” correspondientes a tensión sinusoidal, intensidad equilibrada, intensidad sinusoidal y desfase nulo entre tensión y corriente. Se propone calcular el factor de potencia al incumplir la condición de cada caso simple y
se demuestra que el factor de potencia cuando se incumple más de un caso
simple puede aproximarse por el producto de los factores de potencia de los
casos simples implicados, es decir, el factor de potencia cuando la tensión y
corriente son equilibradas pero no son sinusoidales y están en fase (situación
que supondría un FP = 1 según el concepto clásico de este parámetro), sería igual al producto del factor de potencia ante alimentación no senoidal y
del factor de potencia ante corriente no senoidal, (parámetro distinto de la
unidad según la nueva definición de FP).
En otro trabajo recogido en [142], a partir de los ratios propuestos por
el IEEE Working Group in non-sinusoidal situations, definen un factor de
calidad, FC, que será tenido en cuenta para considerar los factores de bonificación o penalización y que puede calcularse a partir de:


S 
S 
FC = k1 1 − eN  + k2 1 − d 1  + k 3FPd .

Se1 
Se 1 

donde k1, k2 y k 3
k1 + k2 + k 3 = 1 .
son
constantes
de
ponderación
(37)
que
cumplen:
Estas propuestas son sólo algunos de los trabajos que se están realizando con la intención de prever la tendencia en la facturación eléctrica, tema
que actualmente se encuentra en un punto de debate entre compañías eléctricas, investigadores y fabricantes de instrumentación. Aunque aún no se
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
45
ha llegado ni siquiera a un consenso sobre la medida de la potencia en condiciones no senoidales y/o desequilibradas, ni en el modo de medir dichas
magnitudes, sí existe, sin embargo, una opinión generalizada entre todos los
sectores implicados de que los actuales criterios para bonificar o penalizar el
consumo deben ser ampliados para tener en cuenta la demanda de energía
reactiva (tanto de tipo inductivo, como capacitivo), los desequilibrios de
cargas y la distorsión de la corriente consumida.
Bibliografía
5
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Índice
1
Introducción ....................................................................................1
2
Calidad de servicio ..........................................................................2
3
2.1
Continuidad del suministro ............................................... 3
2.2
Calidad del producto ........................................................ 8
2.3
Calidad de atención al consumidor .................................. 19
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de
corrientes armónicas......................................................................19
3.1
Estándares y normas relacionadas con la emisión de
corrientes armónicas...................................................... 20
3.2
Soluciones para la mejora de la calidad de onda de la
tensión en el PCC.......................................................... 24
4
5
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica ....32
4.1
Revisiones de las definiciones de potencia ........................ 33
4.2
Tendencias en la medida de la potencia eléctrica .............. 40
4.3
Tendencias en la facturación de la energía eléctrica .......... 43
Bibliografía....................................................................................47