Eficiencia en el uso de la energía eléctrica - Jordi Autonell

Jordi Autonell
Josep Balcells
Vicente Barra
Joan Brossa
Francesc Fornieles
Bernat Garcia
Joan Ros
Jordi erra
Diseño y maquetación: Depto. Comunicación e imagen
CIRCUTOR S.A.
Datos catalográficos
Balcells, Josep; et all.
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Primera Edición
Alfaomega Grupo Editor, S.A. de C.V., México
ISBN: 978-607-707-396-3
Formato: 17 x 23 cm
Páginas: 336
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Josep Balcells Sendra (coord.) Jordi Autonell, Vicente Barra, Joan Brossa, Francesc Fornieles,
Bernat García, Joan Ros, Jordi Serra.
ISBN: 978-84-267-1695-8, edición en español publicada por MARCOMBO, S.A.
Derechos reservados © 2011 MARCOMBO, S.A., Barcelona, España
© 2011 CIRCUTOR, S.A., Vial Sant Jordi s/n, 08232, Viladecavalls
(Barcelona, España)
Primera edición: Alfaomega Grupo Editor, México, febrero 2016
© 2016 Alfaomega Grupo Editor, S.A. de C.V.
Pitágoras 1139, Col. Del Valle, 03100, México D.F.
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ISBN: 978-607-707-396-3
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A nuestros clientes,
Este libro se ha redactado en torno a la "Tecnología de la
eficiencia energética eléctrica", especificando definiciones
de características, normas, cálculos e instrumentos con los
cuales medir y, si es preciso, complementear cualquier estudio
de esta especialidad, que es la nuestra.
Esperamos que les sea de interés y utilidad. Éste ha sido
nuestro propósito, con nuestra mejor voluntad.
PRÓLOGO
Desde hace largo tiempo, CIRCUTOR ha sido una empresa dedicada a la fabricación de equipos
de medida, control y mejora de la eficiencia energética en el sector eléctrico y comprometida con
la seguridad y calidad del suministro. Como resultado de esto, nuestra empresa se ha ganado
un prestigio de sociedad con tecnología puntera entre los profesionales de los sectores industrial
y de distribución y comercialización de energía eléctrica.
En el año 2000, a raíz de las múltiples consultas de nuestros clientes se hizo la primera edición
del libro titulado CALIDAD Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, que trataba
de los problemas de calidad y eficiencia energética con un punto de vista práctico y desde
la perspectiva del cliente o usuario final. En los últimos diez años, éste ha sido un texto de
referencia para muchos profesionales del sector, que en los últimos años nos animaban a hacer
una nueva edición de aquella publicación.
Dada la profunda transformación que ha sufrido el sector eléctrico en estos últimos diez años,
CIRCUTOR pensó que no era suficiente con una reedición de aquella publicación, incluso
realizando una revisión a fondo. En estos años los microprocesadores han multiplicado su
potencia de cálculo por un factor aproximadamente de 1000. Este salto tecnológico ha permitido
incorporar nuevas funciones a los instrumentos de medida y control de la red eléctrica, a los
contadores de energía y a los equipos de mejora de la eficiencia energética. En particular todos
estos equipos ya no pueden verse como equipos aislados, sino que están unidos por redes
de comunicación, que les permiten un control global de la red a través de potentes programas
SCADA, que se encargan de gestionar la eficiencia del sistema completo.
Así pues, el equipo técnico de CIRCUTOR decidió recopilar en esta publicación un resumen de
las técnicas de medida, control, optimización y uso racional de la energía eléctrica. Todo ello en
un texto que combina conceptos de electrotecnia, de comunicaciones y de control de la eficiencia
y la calidad de la energía eléctrica.
Quisiéramos aprovechar la oportunidad en este prólogo para dar las gracias al editor y coautor
del libro, Prof. Josep Balcells, profesor de la Universitat Politècnica de Catalunya, y colaborador
habitual en los proyectos de mejora de eficiencia energética desarrollados por CIRCUTOR. El
Prof. Balcells ha coordinado a un equipo de técnicos de las distintas divisiones de CIRCUTOR,
que han volcado en el libro su dilatada experiencia en cada uno de los aspectos implicados
en la eficiencia energética. Básicamente los siguientes: Medida, Control y Protección, Calidad
y Gestión de la Energía y Mejora de Eficiencia (corrección de factor de potencia y filtrado de
perturbaciones)
Hemos intentado que el texto resultante diera respuesta de forma sencilla a los problemas
habituales de nuestros clientes dedicados a proyectos de mejora de todos y cada uno de los
aspectos indicados más arriba. Hemos creído que el objetivo común de todos ellos es la mejora
de la eficiencia de los sistemas de distribución de energía eléctrica y por ello el título elegido
para esta nueva publicación ha sido : EFICIENCIA EN EL USO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
Nuestros lectores y amigos serán los que nos digan si hemos acertado en el enfoque de las
distintas materias y si hemos conseguido el objetivo de crear una obra amena y útil.
CIRCUTOR SA
ÍNDICE
1 EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
Introduccion.......................................................................................................................... 13
Acciones básicas para alcanzar la eficiencia energética ...................................................... 16
La medida como parte esencial del control energético ........................................................ 19
La calidad de suministro ...................................................................................................... 22
Protección y seguridad del suministro eléctrico ................................................................... 24
Resumen .............................................................................................................................. 25
Referencias .......................................................................................................................... 26
2 CONCEPTOS BÁSICOS DE LOS CIRCUITOS DE C.A.
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
Introducción.......................................................................................................................... 27
La red de alimentación ideal ................................................................................................ 27
Definiciones de magnitudes eléctricas ................................................................................. 28
Representación vectorial de las magnitudes eléctricas ....................................................... 31
Cargas lineales y no lineales en las redes de C.A. .............................................................. 33
Corrientes activa y reactiva en régimen sinusoidal .............................................................. 36
Potencias en los circuitos de C.A. sinusoidal ....................................................................... 38
Potencias en los sistemas trifásicos equilibrados ................................................................ 41
Sistemas trifásicos desequilibrados ..................................................................................... 44
Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados .............................................................. 47
Potencias importadas y exportadas: cuadrantes ................................................................ 48
Sistema de distribución: esquema unifilar equivalente ....................................................... 49
Resonancias serie y paralelo ............................................................................................. 55
Herramientas de simulación de redes ................................................................................ 58
Resumen ............................................................................................................................ 61
Referencias ........................................................................................................................ 62
3 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN REDES NO DISTORSIONADAS
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.11
3.12
3.13
3.14
Introducción.......................................................................................................................... 63
Corrientes aparente, activa y reactiva .................................................................................. 63
Compensación de la potencia reactiva ................................................................................. 64
Cálculo de necesidades ....................................................................................................... 65
Ventajas de la compensación ............................................................................................... 70
Conceptos y definiciones relativas a la compensación del FP ............................................. 71
Elección del factor de potencia final ..................................................................................... 74
Equipos de compensación de reactiva ................................................................................. 75
Reguladores de potencia reactiva ........................................................................................ 79
Compensadores estáticos .................................................................................................. 82
Compensación fase-fase del FP ......................................................................................... 84
Compensación individual de cargas ................................................................................... 87
Beneficios de la compensación en MT ............................................................................... 91
¿Dónde y cuándo compensar en MT? ............................................................................... 92
3.15
3.16
3.17
3.18
3.19
3.20
3.21
Definiciones de términos empleados en MT ....................................................................... 92
Regulación del FP en redes de media tensión ................................................................... 94
Condensadores para MT ................................................................................................ 100
Reactancias de choque para baterías de MT ................................................................... 102
Baterías de condensadores MT ...................................................................................... 103
Protección de las baterías de condensadores en MT....................................................... 108
Resumen .......................................................................................................................... 110
4 PERTURBACIONES EN LA RED
4.1
4.2
4.3
4.4
4.6
4.7
4.8
4.9
4.10
4.11
4.12
Introducción.........................................................................................................................111
Clasificación de las perturbaciones de red ......................................................................... 112
Variaciones de frecuencia ................................................................................................. 118
Perturbaciones de la amplitud ............................................................................................ 119
Interarmónicos ................................................................................................................... 124
Potencias en sistemas con armónicos ............................................................................... 126
Efectos de los armónicos ................................................................................................... 133
Flicker ................................................................................................................................ 137
Normas relativas a perturbaciones en la red .................................................................... 139
Resumen .......................................................................................................................... 143
Referencias ...................................................................................................................... 144
5 MEDIDA Y REGISTRO DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
5.12
Introducción........................................................................................................................ 145
Instrumentos de medida de parámetros eléctricos ............................................................. 146
Transductores de medida ................................................................................................... 153
Transformadores de corriente convencionales ................................................................... 155
Transformadores de corriente de efecto Hall ..................................................................... 160
Transformador tipo Rogowski ............................................................................................. 161
Instrumentación de proceso ............................................................................................... 162
Categorias de aislamiento y clasificación de seguridad ..................................................... 167
Errores en las medidas de potencia y factor de potencia................................................... 169
Analizadores de redes ...................................................................................................... 172
Resumen .......................................................................................................................... 182
Referencias ...................................................................................................................... 183
6 MEDIDA DE ENERGÍA Y CALIDAD DE SUMINISTRO
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
Introducción........................................................................................................................ 185
Mercado eléctrico ............................................................................................................... 185
Marco legal ........................................................................................................................ 189
Tipos de contador............................................................................................................... 193
Parámetros que mide un contador de energía ................................................................... 195
Contadores multifuncion ..................................................................................................... 200
Comunicaciones y protocolos............................................................................................. 203
Gestion de la demanda ...................................................................................................... 205
6.9
6.10
6.11
6.12
Funciones adicionales ........................................................................................................ 208
Calidad de suministro ....................................................................................................... 210
Resumen .......................................................................................................................... 213
Referencias ...................................................................................................................... 214
7 HERRAMIENTAS DE MEDIDA Y ANÁLISIS DE LA RED ELÉCTRICA
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
7.9
7.10
7.11
7.12
7.13
7.14
Introducción........................................................................................................................ 215
Conceptos básicos sobre instrumentos en red................................................................... 217
Niveles OSI de un sistema de comunicación ..................................................................... 219
Enlaces físicos ................................................................................................................... 222
Enlace Ethernet con protocolo IP ....................................................................................... 228
Redes de área local (LAN) BASADAS EN ethernet ........................................................... 231
Aplicaciones: Gestión energética, control de calidad y gestión de la demanda.................. 234
Prestaciones de una red controlada con Powerstudio ....................................................... 235
Sistemas de telegestión ..................................................................................................... 239
Redes de comunicaciones PLC: Arquitectura................................................................... 241
Características generales de una red de comunicación PLC ........................................... 242
Especificaciones funcionales del sistema de telegestion ................................................. 247
Capacidad de gestión de cargas ...................................................................................... 248
Resumen .......................................................................................................................... 249
8 SEGURIDAD EN LA RED : PROTECCIÓN DIFERENCIAL
8.1
8.2
8.3
8.4
8.5
8.6
8.7
8.8
8.9
8.10
8.11
8.12
8.13
8.14
Introducción........................................................................................................................ 251
Definiciones........................................................................................................................ 252
Efectos de la corriente eléctrica en las personas .............................................................. 254
Tensiones de seguridad .................................................................................................... 255
Envolventes y grados de protección de equipos de BT...................................................... 256
Regímenes de conexión de neutro y tierra......................................................................... 258
Protección diferencial ......................................................................................................... 261
Selectividad de la protección diferencial ............................................................................ 267
Disparos intempestivos en los relés diferenciales .............................................................. 269
Relés diferenciales de alta inmunidad a las perturbaciones ............................................ 271
Seguridad en centrales, parques de alta tensión y estaciones transformadoras .............. 273
Medida de las tensiones de paso y contacto.................................................................... 275
Medida de la resistencia de una toma de tierra .............................................................. 277
Resumen .......................................................................................................................... 278
9 TÉCNICAS DE COMPENSACIÓN Y FILTRADO DE PERTURBACIONES
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
9.7
Introducción........................................................................................................................ 279
Modelo de la red: armónicos de tensión ............................................................................ 279
Resonancias en las instalaciones industriales .................................................................. 281
Filtros ................................................................................................................................. 288
Filtros de rechazo o desintonizados ................................................................................... 288
Filtros de absorción parcial FAR-Q .................................................................................... 290
Filtros de absorción ............................................................................................................ 291
9.8
9.9
9.10
9.11
9.12
9.13
9.14
9.15
Armónicos múltiplos de 3 ................................................................................................... 297
Transformadores D-y separadores ..................................................................................... 298
Filtros de bloqueo en neutro ............................................................................................ 301
Filtros activos ................................................................................................................... 302
Compensadores estáticos con filtro ................................................................................. 304
Compensación de reactiva en sistemas desequilibrados ................................................. 308
Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación de suministro .................... 311
Resumen .......................................................................................................................... 313
10 FILTROS PARA CONVERTIDORES ESTÁTICOS
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
10.6
10.7
Introduccion...................................................................................................................... 315
Filtros para reducción de armónicos en el lado red de rectificadores .............................. 318
Filtros EMI para red de variadores de velocidad y SAI .................................................... 321
Filtros LCL para rectificadores activos ............................................................................. 324
Filtros para convertidores C.A.- C.A................................................................................ 326
Resumen .......................................................................................................................... 332
Referencias ...................................................................................................................... 333
1 EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO RACIONAL DE LA
ENERGÍA ELÉCTRICA
1.1 Introducción
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) advierte de que si no cambian las
políticas energéticas de los países consumidores las necesidades energéticas
creceran a un ritmo de un 1,5% anual entre 2007 y 2030 [1]. Concretamente las
previsiones indican que el consumo energético crecerá un 40% entre estos años.
Las proporciones actuales en cuanto a fuentes de energía se distribuyen de la
siguiente forma:
• 80% combustibles fósiles
• 10% biomasa
• 6% energía nuclear
• 2% energía hidráulica
• 2% energías renovables
Por ello, la AIE, organismo dependiente de la Organización para la Cooperación
y el Desarrollo Económico (OCDE) reclamó una "utilización más racional de la
energía" y la sustitución de los combustibles fósiles por otros tipos de energía.
Por otra parte, en cuanto al consumo, la electricidad es una de las formas
de energía de mayor uso, de tal forma que su coste grava sobre todos y
cada uno de los sectores de la industria, servicios y a la propia economía
doméstica. A partir de este hecho, es fácil deducir que cualquier acción que
tienda a mejorar la "Eficiencia Energética" de nuestras cargas y medios de
distribución y todo lo que represente un "Uso Racional de la Energía"
unas repercusiones importantes sobre la economía de todos y cada uno de los
sectores implicados.
Cabe preguntarse, sin embargo, qué debe entenderse por
Energética y Uso Racional de la Energía Eléctrica
rasgos , estos términos quieren decir obtener el máximo rendimiento de la
energía consumida y de las instalaciones necesarias para su generación,
transporte y utilización, garantizando un funcionamiento sin interferencias de
todos los receptores conectados a la red de distribución.
1
La electricidad tiene, como se sabe, un grave inconveniente con respecto a
otros tipos de energía y es que no permite su almacenamiento en cantidades
significativas, lo cual implica que hay que generarla y transportarla en el
preciso momento de su utilización. Esto obliga a dimensionar las instalaciones
para prever la demanda máxima y por consiguiente implica la infrautilización
de tales instalaciones en los momentos de menor demanda. Así pues, uno
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
14
de los aspectos fundamentales para el uso racional estriba en generar y
transportar en todo momento sólo la energía útil (activa), compensando en las
cargas otros tipos de energía fluctuantes como son la energía reactiva y la
energía de distorsión, que se explican más adelante. Además, deben repartirse
los consumos en el tiempo, evitando puntas innecesarias y aprovechando
al máximo la infraestructura de generación y transporte en períodos valle. La fig.
1 muestra un perfil del consumo de energía eléctrica en España obtenido de [2].
Puede observarse claramente la ciclicidad del consumo y el mal aprovechamiento
que representan para las infraestructuras de generación y transporte las grandes
diferencias existentes entre los períodos punta y valle.
Fig. 1.1 Perfil de demanda de electricidad según REE [2]
Otro aspecto a considerar es que más de un 50% de la energía eléctrica
consumida es procesada por algún tipo de convertidor electrónico (convertidores
AC-DC, DC-DC o AC-AC). Estos equipos permiten modificar la tensión, la
frecuencia y otros parámetros de las fuentes de alimentación, pero suelen
provocar distorsión y ciertas perturbaciones en el sistema de distribución
y transporte. Estas perturbaciones, denominadas genéricamente EMI,
(Electromagnetic Interferences), ocasionan una pérdida de rendimiento en la
mayor parte de cargas, una pérdida de eficiencia en el sistema de distribución
de energía (sobrecarga innecesaria de las redes), un deterioro de la calidad de la
onda de tensión y la posibilidad de fallo de algunos equipos electrónicos debida
a las componentes de alta frecuencia.
1
Justamente las perturbaciones de alta frecuencia, conocidas a veces como
"parásitos" ponen muchas veces en peligro el buen funcionamiento de una
serie de equipos electrónicos, informáticos y de comunicaciones, originando
un problema denominado de "COMPATIBILIDAD" entre los niveles de
perturbación generados por unos y los niveles de inmunidad de otros.
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
15
La figura 1.2. Muestra esquemáticamente los factores que contribuyen al coste
total del suministro de energía y deja entrever cuales son los conceptos sobre
los que habrá que actuar para conseguir un uso racional.
GENERACIÓN
Y
TRANSPORTE
TÉRMINO
DE
POTENCIA
ENERGÍA
ACTIVA
TÉRMINO
DE
ENERGÍA
ENERGÍA
REACTIVA
PÉRDIDAS Y
RECARGOS
ENERGÍA DE
DISTROSIÓN
BAJA CALIDAD
DE SUMINISTRO
COSTES DE LA
INFRAESTRUCTURA
+
COSTES DE LA
ENERGÍA
+
COSTES DE LA
NO CALIDAD
PROBLEMAS DE
COMPATIBILIDAD
Fig. 1.2 Coste total del suministro de energía eléctrica
1
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
16
1.2 Acciones básicas para alcanzar la eficiencia energética
La optimización del suministro de energía eléctrica frente a toda la problemática
comentada en el apartado anterior requiere varias acciones y distintas fases de
ejecución, que se resumen en la figura 1.3.
FASE DE
PROYECTO
SOFTWARE
SIMULADORES
INGENIERÍA
PLANIFICACIÓN
EQUIPOS
DE MEDIDA
PORTÁTILES
OPTIMIZAR LA
CONTRATACIÓN
EQUIPOS
DE MEDIDA
COMUNICACIONES
SCADA
GESTIÓN DE LA
DEMANDA
EQUIPOS DE
COMPENSACIÓN
DE ENERGÍA
FLUCTUANTE
REDUCCIÓN
DE CONSUMO
Y PÉRDIDAS
FASE DE
EXPLOTACIÓN
Fig. 1.3 Fases de optimización del consumo de energía eléctrica
Para instalaciones de nueva creación, el proceso empieza en la fase de proyecto,
donde mediante software de simulación y cálculos de ingeniería pueden preverse
ya los equipos necesarios de medida y los equipos de compensación de
energía fluctuante que deberán colocarse en la instalación. En esta fase podrá
realizarse sólo una primera valoración, pero en cualquier caso puede preverse
ya la colocación de determinados equipos y hacer las previsiones de espacio,
cableado etc. Esta fase puede ahorrar que posteriormente se tengan dificultades
de colocación de ciertos equipos o necesidades de ampliación de cableado o de
separación de líneas, etc.
Posteriormente se requiere una fase de planificación que permitirá optimizar la
contratación más conveniente y prever los puntos de medida para poder realizar
posteriormente una gestión del consumo.
1
Finalmente, una vez construido el sistema se pasa a una etapa de optimización,
basada en la medida de los distintos parámetros eléctricos de la instalación.
Cualquier acción que tienda a optimizar el consumo debe partir de un
conocimiento a fondo del perfil de cargas y del factor de utilización de las
instalaciones.
En instalaciones ya existentes, las dos primeras fases deben suplirse por una
fase de análisis y medida. Generalmente la primera fase de medida se realiza
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
17
con analizadores de redes portátiles, capaces de medir y registrar distintos
parámetros eléctricos y distintos tipos de perturbaciones o defectos de calidad.
Una vez detectados los centros de consumo y planificadas las acciones para su
control y gestión, se podrán colocar instrumentos de medida fijos y controlar el
conjunto mediante un programa SCADA.
Tanto en el caso de instalaciones nuevas como en el caso de las ya existentes,
una vez que se disponga regularmente de resultados de la medida, deberá
hacerse una planificación de consumos y , en caso necesario , deberán aplicarse
una serie de medidas correctoras, que en general tienden a compensar las
energías fluctuantes y evitar los problemas de compatibilidad.
Finalmente debe poderse controlar de forma automática que la planificación
de consumos se cumple y actuar sobre el sistema para optimizarla si fuese
necesario. Esto requiere una vez más equipos de medida y registro de las
variables eléctricas y controladores programables, capaces de conectar o
conmutar circuitos en caso necesario para optimizar el consumo. Para ello serán
fundamentales los instrumentos de panel y el supervisor SCADA.
Desde un punto de vista de gestión integral de la energía, es importante que
los equipos de medida dispongan de canales de medida adicionales, mediante
conversores de proceso, contadores de pulsos u otros medios que les permitan
centralizar también los datos de consumos de agua y gas por ejemplo.
Centrándonos en la gestión de la energía eléctrica, hay dos grandes bloques
sobre los cuales podemos incidir para optimizar el sistema y obtener la máxima
eficiencia:
a)
Gestión de la demanda
En este bloque se incluyen todas las acciones dirigidas a suavizar el perfil de la
curva de demanda. Normalmente esto se consigue automatizar con la colocación
de equipos de control de la máxima demanda (maxímetros), que controlan la
interrupción de cargas no críticas. En conjunto es lo que se llama gestión de la
interrumpibilidad
b)
Reducción de consumos y pérdidas
Este bloque se basa en la colocación de equipos de compensación de energía
reactiva, de armónicos y equipos de filtrado para evitar las perturbaciones EMI y
asegurar la continuidad de suministro
1
En cuanto a los equipos de compensación, estos tienen como misión global la
mejora del factor de potencia. Nótese que el concepto de factor de potencia al
que nos referimos aquí, tiene un sentido más general y más amplio que el que
habitualmente se define en los textos de electrotecnia. En concreto el concepto
factor de potencia (FP) lo entendemos aquí como la relación:
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
ENERGÍA
ACTIVA
MEDIDA
TRABAJO ÚTIL
+
+
ENERGÍA
CONSUMIDA
-
PÉRDIDAS
ENERGÍA
REACTIVA
COSTES
ENERGÍA
+
ENERGÍA DE
DISTORSIÓN
18
ENERGÍA
FLUCTUANTE
RECARGOS
TRANSITORIOS
INTERFERENCIAS
PROBLEMAS
DE EMI / EMC
PAROS NO
DESEADOS
COMPENSACIÓN
DE REACTIVA
REDUCCIÓN
DE PÉRDIDAS
+
+
INFRAESTRUCTURA
-
PLANIFICACIÓN Y
CORRECCIONES
AHORRO DE ENERGÍA
AHORRO
FILTRADO DE
ARMÓNICOS
GESTIÓN DE
LA DEMANDA
ENERGÍA
+
MAXÍMETRO
INTERRUMPIBILIDAD
AHORRO EN
INFRAESTRUCTURA
INFRAESTRUCTURA
Fig. 1.4 Factores que influyen sobre el coste y el ahorro de la energía eléctrica
FP =
Potencia útil
Potencia t ransportad a
Obsérvese que esta definición es más amplia que la clásica definición dada en
electrotecnia que equiparaba el factor de potencia al cosφ de una instalación.
Dentro de la potencia transportada incluiremos cualquier tipo de energía
fluctuante; es decir, energía que se transporta y no se utiliza. Concretamente los
tipos más frecuentes de energía fluctuante que encontramos en las instalaciones
eléctricas son la energía reactiva y la debida a la distorsión armónica. La
compensación de éstas permitirá mejorar el rendimiento y hacer un uso más
racional de los medios de generación y transporte. Estos equipos pueden cumplir
además una función de filtrado de determinadas perturbaciones, sobre todo
armónicos y algunos transitorios de conmutación producidos por los convertidores
de potencia, contribuyendo así a una mejora de la calidad del sistema de
distribución.
1
A lo largo del texto daremos amplia información de todos los sistemas
mencionados anteriormente, incidiendo en los aspectos prácticos y analizando
los conceptos básicos que un técnico debe conocer para diseñar las instalaciones
y contratar el suministro bajo el criterio de lo que hemos dado en llamar uso
racional de la energía eléctrica o máxima eficiencia energética. La figura 1.4
muestra un esquema donde se resumen los conceptos explicados anteriormente
y donde se refleja la incidencia de distintos factores sobre al ahorro energético.
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
19
1.3 La medida como parte esencial del control energético
En los apartados anteriores hemos hecho hincapié en los aspectos técnicos
que inciden en el coste de la energía y en las posibles vías de ahorro. Del
análisis efectuado en dichos apartados deducimos que la medida de parámetros
eléctricos en la instalación es uno de los puntos clave para poder realizar un
posterior análisis y una planificación de las acciones a realizar para optimizar el
consumo.
El sistema de medida de un abonado empieza por el contador de energía que
cualquier instalación tiene a la entrada de suministro. Para poder aprovechar
todas las ventajas de la gestión energética ya no basta con los clásicos
contadores Ferraris, puesto que estos no permiten realizar las funciones de
control de demanda ni tienen posibilidad de comunicaciones y ofrecen una
capacidad muy limitada de gestión y control de instalaciones que puedan importar
y exportar energía en distintas franjas horarias y con distintas tarifas. Para poder
realizar una correcta gestión de la demanda y aprovechar las ventajas tarifarias
que se derivan de la nueva legislación para contratación en el mercado libre hace
falta un cambio en profundidad de las funciones realizadas por el contador. En
concreto las funciones que se requieren en los contadores modernos son:
• Medida y registro de energía activa, tanto importada como exportada
• Medida y registro de energía reactiva, tanto importada como exportada
• Registro del perfil de carga: Diario, semanal, mensual
• Gestión de diferentes franjas tarifarias
• Gestión de interrumpibilidad en varios circuitos
• Comunicación vía PLC
• Monitorización de parámetros a través de un programa SCADA
• Incorporar un sistema de medida de calidad de suministro
1
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
20
Módem
RTC
Ethernet
CIRWATT B
Ethernet
Módem
GSM
RS232
CIRWATT D
conversor
232/485
Internet
Módem
GSM
CIRWATT B
RS485
CIRWATT B
CIRWATT D
CIRWATT B
Figura 1.5.- Contadores electrónicos: Posibilidades de comunicación
La fig. 1.5 muestra una red de distribución con contadores electrónicos e ilustra
las posibilidades de comunicación.
En plantas industriales muy grandes, con múltiples procesos, los parámetros
obtenidos del contador, siendo importantes y tal vez los más relevantes, no
permiten un estudio detallado de los consumos individuales de cada proceso.
3x
3x
a subcuadro de oficinas
a subcuadro de producción
a subcuadro de clima
a subcuadro de salida SAI
4x
SAI
1
3x
3x
3x
a HUB
Subcuadro
de oficinas
a HUB
3x
3x
Subcuadro
de producción
Subcuadro
de climatización
a HUB
a HUB
Fig. 1.6 Esquema general de la medida en una planta industrial
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
21
Por tanto las posibles faltas de eficiencia pueden quedar diluidas en un promedio
de consumos y resultar indetectables. Así pues, aparte del contador general,
la gestión energética completa requiere otros muchos puntos de medición y
registro de parámetros, que deberán elegirse convenientemente en la fase de
planificación, para poder luego obtener consumos parciales, vigilancia de ciertos
procesos y en definitiva para poder hacer una gestión energética a nivel de
secciones de un proceso productivo. La fig. 1.6 muestra un diagrama unifilar de
una gran instalación e ilustra este concepto.
En caso de requerir, de forma puntual, medidas y registro de parámetros de
alguna línea en particular, podemos recurrir a instrumentos de medida portátiles,
que ofrecen prestaciones similares a los instrumentos de panel y permiten su
colocación temporal para hacer el seguimiento de determinados procesos. La fig.
1.7 muestra uno de estos instrumentos portátiles
Fig. 1.7.- Instrumento de medida portátil con capacidad de registro de más de 1 mes
1
En los esquemas anteriores podemos observar que los antiguos instrumentos
de aguja han sido substituidos por modernos instrumentos electrónicos, con
posibilidad de mostrar en una misma pantalla y con un solo instrumento las
corrientes, tensiones, potencias, armónicos, etc., tanto en forma numérica como
en forma gráfica. Además, todos ellos son capaces de registrar en memoria estos
parámetros de forma periódica. Obsérvese que esto implica que un instrumento
electrónico es capaz de proporcionar una gran cantidad de datos, pero para
sacarle partido a esto se requiere un sistema de comunicación capaz de enlazar
estos instrumentos a un ordenador, que recogerá los datos de todas y cada
una de las líneas y permitirá ver la evolución de cualquiera de las magnitudes
medidas. Este ordenador central suele estar equipado con un programa SCADA
(Supervisory Control and Data Acquisition), que se encarga de interrogar
periódicamente a los instrumentos y de mostrar en forma gráfica o numérica los
distintos parámetros y sus gráficos de evolución en el tiempo. La fig. 1.8 muestra
un ejemplo de pantallas obtenidas con el programa SCADA
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
22
Fig. 1.8.- Distintas pantallas obtenidas con el software SCADA
1.4 La calidad de suministro
1
Uno de los aspectos que se han mencionado a lo largo de este capítulo y que
preocupa a muchos usuarios y a las propias compañías suministradoras es el
concepto de “calidad de suministro de la energía eléctrica”. El término “calidad”
es entendido de muy distinta manera por distintos usuarios y por las propias
compañías suministradoras.
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
23
Los problemas de “no calidad” son un factor más dentro del coste de la energía
eléctrica ("costes ocultos") y como tal deben ser considerados dentro del
concepto de eficiencia y uso racional de la energía que nos ocupa. Es frecuente
cuantificar el ahorro obtenido con una mejora del factor de potencia o con un
cambio de tarifa, pero nos olvidamos a veces de imputar como factor de coste
el derivado de una interrupción de servicio, o el ocasionado por un disparo
intempestivo de algunas protecciones.
Para poder juzgar sobre dicha calidad debemos definir previamente un modelo
ideal de red. En el caso de las redes industriales trifásicas con neutro, este
VARIACIONES DE
FRECUENCIA
FRECUENCIA
TRANSITORIAS
DURACIÓN > 1 CICLO
PERIÓDICAS
VARIACIONES
LENTAS DE U
SOBRETENSIONES
HUECOS
Generadores
aislados
42,5 ... 57,5 Hz
-10 ... 10%
+10 ... 25%
-10 ... 10%
FLUCTUACONES
FLICKER
modulación
0,5 a 30 Hz
VARIACIONES
RÁPIDAS DE U
TRANSITORIOS
Picos y huecos
Escalón
alto dU/dt
AMPLITUD
TRANSITORIAS
DURACIÓN < 1 CICLO
PERIÓDICAS
ARMÓNICOS
DESEQUILIBRIOS
FUGAS
SIMETRIA
CONDUCIDAS
ALTA
FRECUENCIA
EMI
RADIADAS
BANDA A
BANDA B
Pulso(s)
Alto dU/dt
amplitud < 100%
1000 ... 2500 Hz
secuencia inversa
homopolar
30 mA, 500 mA
10 ... 150 kHZ
150 kHz ... 30 MHz
30 ... 80 MHz
80 MHz ... 2 GHz
Fig. 1.9.- Clasificicación de las principales NO idealidades de la red
1
modelo ideal consistiría en tres fuentes de tensión alterna, perfectamente
senoidal, sin impedancia interna, perfectamente iguales y desfasadas entre sí
120º. Las principales desviaciones de este modelo pueden clasificarse en tres
grandes grupos, según afecten a la frecuencia, a la amplitud o a la simetría del
sistema trifásico. La figura 1.9 muestra una clasificación de dichas desviaciones.
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
24
Obsérvese que las posibles perturbaciones pueden ser transitorias o periódicas
y en este último caso pueden tener variación muy lenta o muy rápida. Un buen
diagnóstico del tipo de perturbación que se desea corregir es básico para acertar
en la solución más idónea desde el punto de vista energético y de Compatibilidad
Electromagnética (EMC).
En el capítulo 4 se hará un estudio exhaustivo de este tema y en el capítulo 9 se
indicarán los medios de compensación más habituales
1.5 Protección y seguridad del suministro eléctrico
Una de las principales preocupaciones que aparecen durante el funcionamiento
de una instalación eléctrica es sin duda la seguridad, tanto de la propia
instalación como de las personas y bienes relacionados con dicha instalación.
La seguridad de una instalación es un factor de calidad de la misma y como tal
hay que preverla en la fase de proyecto, implementarla en la fase de construcción
y controlarla en la fase de explotación. Este control en la fase de explotación
requiere la instalación de elementos de protección, que una vez más se basan
en sistemas de medida asociados al disparo de ciertos relés o salidas digitales,
que actúan sobre el sistema aislando el defecto.
Los defectos más comunes que se controlan dentro del concepto de seguridad y
protección son los siguientes:
a) Protección contra defectos de aislamiento en condiciones normales de uso de
la instalación. (Protección diferencial, vigilancia de aislamiento)
b) Protección en caso de condiciones accidentales o anómalas: Básicamente
sobretensiones y cortocircuitos. (Dispositivos de corte asociados a medida de
máxima o mínima tensión, máxima corriente, etc.)
En el capítulo 8 se hará un estudio exhaustivo de este tema centrándose
básicamente en el primero de estos aspectos, es decir, el aspecto de aislamiento
entre partes conductoras de una instalación sometidas a tensión de fases
distintas o entre éstas , masa y tierra. Estos defectos de aislamiento pueden
producir dos tipos de problemas:
1
• Peligro de electrocución para las personas, por contacto directo con partes
conductoras del propio sistema eléctrico o por contacto indirecto a través de las
envolventes. Corrientes del orden de 5 a 10 mA pueden ser suficientes para provocar
una fibrilación cardiaca si en el camino de paso de la corriente se ven afectados los
músculos del corazón.
• Peligro de incendio en caso de corrientes de fuga importantes a través de caminos
resistivos con resistencias relativamente grandes o por cortocircuito a través del
conductor de tierra. De hecho, se ha comprobado que corrientes del orden de 300 mA,
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
25
circulando entre piezas conductoras con elevada resistividad, como puede ser el caso
de hierro oxidado, pueden llegar a producir pérdidas suficientes para poner el óxido
incandescente e iniciar un incendio.
Las medidas de protección para evitar este tipo de problemas son esencialmente
de dos tipos:
• Aislamiento entre partes envolventes y partes sometidas a tensión. Esto significa
que las envolventes de los equipos eléctricos deben diseñarse de tal forma que
cualquier parte conductora accesible al tacto esté debidamente aislada de las partes
sometidas a tensión.
• Conexión de las envolventes a tierra y protección de las instalaciones en caso de
fuga mediante relés diferenciales o relés de vigilancia de aislamiento.
En los capítulos sucesivos se da una descripción más detallada de todos estos
fenómenos y de los elementos de protección para evitar los daños sobre las
personas, la instalación eléctrica o incidencias de suministro.
1.6 Resumen
En esta introducción hemos indicado cuales son las bases para poder efectuar
una buena planificación y gestión de una instalación eléctrica, con vistas a la
obtención de la máxima "Eficiencia Energética" y a la eliminación de problemas
de "Compatibilidad Electromagnética" (EMC).
Hemos indicado también la necesidad de disponer de equipos capaces de evitar
el transporte de energía fluctuante y hemos anunciado los posibles métodos para
eliminar determinadas perturbaciones que penalizan la eficiencia y hacen peligrar
la seguridad de las instalaciones.
Una vez más debemos destacar la necesidad de disponer de elementos de
medida y registro, conectados a elementos de protección y control y gestionados
por un sistema SCADA inteligente. El conjunto de estas tres cosas permite
obtener la máxima eficiencia energética y permite garantizar la máxima calidad
de servicio.
1
Puede parecer que algunas de las soluciones comentadas contribuyen sólo a
una reducción de la tarifa y que no aportan un verdadero ahorro de energía. En
lo que se refiere a reducción de pérdidas, es evidente que esto no es así y que
se obtiene un verdadero ahorro. En otros aspectos como las penalizaciones por
consumo de reactiva, maxímetro, períodos punta y estacionalidad es evidente
que el principal beneficio para el usuario es la reducción de tarifa. En muchos
casos lo que se obtiene es un mejor aprovechamiento del sistema de distribución
y transporte existente, lo cual evita tener que hacer ampliaciones y por tanto
representa un ahorro en coste de infraestructura. Un tercer aspecto que no
debemos olvidar, que son los problemas de "compatibilidad". Si bien es cierto
que el filtrado de armónicos y la eliminación de otras perturbaciones no repercute
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
26
en una disminución de la tarifa, sí contribuye a eliminar una serie de problemas
derivados de la distorsión, que tienen un elevado coste en interrupciones,
mantenimiento, degradación prematura de componentes y mala utilización de
los medios de transporte.
1.7 Referencias
[1]
World Energy Outlook 2009, Agencia Internacional de la Energía; http://
www.iea.org/
[2]
Red Eléctrica Española. Demanda de energía en tiempo real, http://www.
ree.es/operacion/curvas_demanda.asp
1
eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica
2 CONCEPTOS BÁSICOS DE LOS CIRCUITOS DE C.A.
2.1 Introducción
En este capítulo se dan una serie de conceptos sobre circuitos de corriente
alterna (C.A.). No pretendemos que éste sea un texto de teoría de circuitos, sino
una introducción que sirva para centrar los temas de aplicación que se verán en
capítulos sucesivos. Para ampliar conocimientos sobre este tema recomendamos
al lector que consulte las referencias [1] y [2].
En este capítulo consideraremos el caso más normal de redes de C.A. de baja
y media tensión, casi ideales, es decir, con bajo nivel de distorsión. En capítulos
sucesivos se irán introduciendo los problemas de las redes distorsionadas y las
posibles formas de solucionarlos.
2.2 La red de alimentación ideal
Lo que denominamos “red de alimentación industrial” o simplemente “red
industrial”, en el caso ideal está constituida por un sistema trifásico de
conductores, alimentados por tensiones sinusoidales desfasadas 120º entre cada
una de las fases. La Fig. 2.1. muestra la forma de onda de las tensiones U1, U2,
U3, de cada una de las fases respecto al neutro. Una red no ideal sería aquella
que tuviera alguna desviación con respecto a este modelo (fases de distinta
amplitud, forma de onda no sinusoidal, etc.)
Fig. 2.1 - Sistema trifásico de tensiones
2
Así pues, en condiciones ideales la red trifásica debería comportarse como un
conjunto de tres fuentes de tensión perfectamente sinusoidales, sin impedancia
interna (por tanto sin caídas de tensión), con frecuencia constante y con equilibrio
perfecto de las tres fases (120º de desfase entre fase y fase). En la práctica,
veremos que estas condiciones no siempre se cumplen, debido básicamente a
dos tipos de causas, a saber:
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
28
• Los generadores y el sistema de distribución tienen una cierta impedancia interna.
Esto origina caídas de tensión y pérdidas en el sistema de distribución.
• Las cargas absorben corrientes transitorias (sobre todo en arranques) y algunas de
ellas consumen corrientes no sinusoidales y desequilibradas, perturbando la forma
de onda y el equilibrio del sistema.
Antes de entrar a describir las posibles desviaciones de la red con respecto al
comportamiento ideal, dedicamos este capítulo al estudio de los parámetros y
ecuaciones que rigen en dicha red ideal y para empezar damos las definiciones
de los principales parámetros que la definen.
2.3 Definiciones de magnitudes eléctricas
A continuación se dan las definiciones de una serie de parámetros eléctricos
que habitualmente manejamos para caracterizar la red de alimentación. Daremos
también en este apartado las ecuaciones básicas que los relacionan y que nos
permitirán realizar cálculos sencillos en instalaciones de BT.
2.3.1 Definiciones de magnitudes sinusoidales
Cualquier magnitud de tipo sinusoidal, tensión o corriente, queda caracterizada
por los parámetros indicados en la tabla 2.1. En la Fig. 2.2 se ilustran de
forma gráfica algunos de estos parámetros para una tensión y una corriente
sinusoidales.
Tabla 2. 1.- Parámetros básicos de magnitudes alternas
2
Valor instantáneo
Valor en un instante determinado de tiempo, u(t) para la
tensión e i(t) para la corriente
Amplitud (A)
Máximo valor instantáneo de tensión o corriente Uo, Io
Periodo (T)
Duración de un ciclo completo, T
Frecuencia (f)
Número de ciclos por segundo. f = 1/T
Pulsacion (ω)
Se define como ω = 2pf
Desfase (j)
El desfase entre dos magnitudes sinusoidales es el retraso
de una respecto a la otra. (Ver Fig. 2.2)
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
29
Fig. 2.2 - Tensión y corriente en un sistema monofásico: Parámetros fundamentales.
Las expresiones analíticas de la tensión y corriente de un circuito cualquiera con
onda sinusoidal, como las dibujadas en la Fig. 2.2 son las siguientes:
u(t ) = U 0 . sin ( t)
(2.1)
i (t ) = I 0 . sin( t + )
(2.2)
2.3.2 Medida de magnitudes sinusoidales
Para la medida de tensiones y corrientes sinusoidales se utiliza normalmente el
valor eficaz. Cuando decimos que en una red hay 230 V ó 400 V nos referimos
siempre a un valor eficaz. El valor eficaz se obtiene a partir de los valores
instantáneos tal como se explica a continuación:
VALOR EFICAZ: El valor eficaz de una función periódica es la media cuadrática
de la función a lo largo de un período. (Raíz cuadrada del promedio de cuadrados
de los valores instantáneos). La ecuación es la (2.3). La Fig. 2.3. da una
representación geométrica de (u(t))2. El valor eficaz se obtiene sumando las áreas
S1 y S2, dividiendo por el período y extrayendo raíz cuadrada.
(2.3)
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
30
Fig. 2.3 - Valor eficaz de una onda de tensión o corriente
La importancia del valor eficaz radica en el hecho de que la potencia disipada
sobre una carga depende precisamente del cuadrado de la tensión o de la
corriente. Por tanto podemos decir que en promedio la potencia entregada a una
carga resulta proporcional a los valores eficaces de la tensión o de la corriente
que circula por dicha carga.
PR =
U ef2
R
= RI ef2
(2.4)
VALOR MEDIO: En circuitos de corriente continua o rectificada conviene a
veces medir el valor medio. Éste se calcula como la media aritmética de los
valores instantáneos a lo largo de un período, como indica la ecuación (2.5). La
representación geométrica para una onda rectificada es la indicada en la Fig. 2.4.
El valor medio se obtiene sumando las superficies indicadas y dividiendo por el
período, según indica la propia ecuación (2.5).
(2.5)
Nótese que según esto la onda sinusoidal sin rectificar tiene valor medio nulo,
ya que el semiciclo positivo tiene la misma área que el negativo ; en cambio la
onda que resulta de rectificar una tensión sinusoidal sí tiene un valor medio no
nulo. Este valor nos da precisamente la componente continua obtenida de la
rectificación. En general, cuando el valor medio de una onda no es nulo indica
que dicha onda tiene una cierta componente continua.
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
31
Fig. 2.4 - Valor medio de una onda sinusoidal rectificada
INSTRUMENTOS DE MEDIDA: El tipo de instrumentos adecuados para medir
valores eficaces son los electromagnéticos de hierro móvil o los electrónicos
denominados de “verdadero valor eficaz”. Los instrumentos de bobina móvil y
algunos de tipo electrónico con rectificador de entrada, miden en realidad el valor
medio de la onda rectificada, aunque su escala puede estar graduada en valor
eficaz. En tales instrumentos, la indicación de valor eficaz sólo será correcta para
onda puramente sinusoidal, pues en ésta la relación valor eficaz/valor medio,
denominada “factor de forma”, es fija e igual a 1,1. Para ondas distorsionadas
esta relación no se mantiene y por tanto la indicación de valor eficaz de los
instrumentos que miden en valor medio sería errónea.
2.4 Representación vectorial de las magnitudes eléctricas
Es frecuente representar las magnitudes sinusoidales mediante vectores
giratorios. Este tipo de representación se deduce del hecho de que un vector de
módulo Uo, girando con una velocidad angular ω proyecta sobre el eje vertical
un segmento cuya longitud es: u = U 0 sin ( t ), según se muestra en la Fig. 2.5.
El período de la señal sinusoidal resultante es T = 2p / ω y por tanto la relación
entre frecuencia y pulsación de la magnitud sinusoidal es la indicada en (2.6):
=
2
=2 f
T
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
(2.6)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
32
Fig. 2.5 - Representación vectorial de una magnitud alterna
Por convenio se elige el eje x como origen de ángulos para la representación
vectorial y se considera sentido de rotación positivo el contrario a las agujas del
reloj. De esta forma, el valor instantáneo u(t) del vector de módulo Uo y fase
inicial = t 0, representado en la Fig. 2.5, viene dado por la expresión (2.7):
u(t ) = U o sin ( t + )
(2.7)
Dos magnitudes sinusoidales retrasadas una respecto a otra en el tiempo, por
ejemplo una tensión y una corriente, pueden representarse como vectores
giratorios con un cierto ángulo de desfase entre ellos, tal como se ha hecho en
la Fig. 2.6.
Fig. 2.6 - Representación vectorial de dos magnitudes sinusoidales desfasadas
En el caso de redes industriales se suele trabajar con magnitudes sinusoidales
de igual frecuencia (no consideramos por el momento los armónicos) y no se
está interesado en los valores instantáneos sino en la amplitud y fase de las
mismas. En tal caso se suelen representar dichas magnitudes en diagramas
vectoriales, considerando los vectores fijos en vez de giratorios, obteniéndose
lo que denominamos diagrama vectorial de “fasores” La Fig. 2.7.a muestra uno
de tales diagramas para representar una tensión u , que se toma como origen de
fases y una corriente i, retrasada un ángulo j (desfase) .
2
Hay que resaltar que en un diagrama vectorial de fasores solo se pueden representar
magnitudes sinusoidales de igual frecuencia y que por lo tanto mantienen la misma
posición relativa en todo momento. En consecuencia el concepto de desfase solo es
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
33
aplicable a magnitudes de igual frecuencia. Por convenio se toma como origen de
fases el eje x, denominado también eje real y se consideran positivos los desfases
en sentido antihorario y negativos los de sentido horario.
u
i
i
u
a) Desfase negativo de I0 respecto a U0
b) Desfase positivo de I0 respecto a U0
Fig. 2.7 - Diagrama de fasores representando una tensión y una corriente con desfase j
La Fig. 2.7 muestra dos diagramas de fasores, el a), donde la corriente tiene
un desfase negativo respecto a la tensión (se dice también que la corriente
va retrasada con respecto a la tensión) y el b), en el que la corriente tiene un
desfase positivo respecto a la tensión (se dice que la corriente va adelantada con
respecto a la tensión).
2.5 Cargas lineales y no lineales en las redes de C.A.
Desde un punto de vista muy general podemos distinguir dos tipos de cargas
susceptibles de ser alimentadas por una red de C.A.: cargas lineales y cargas
no lineales.
En términos muy simples, diremos que una carga es lineal si al alimentarla con
una tensión sinusoidal da lugar a una corriente sinusoidal de igual frecuencia,
aunque se admite que pueda existir un desfase entre la corriente de carga y la
tensión que la ha producido. Así pues, en una carga lineal, la tensión aplicada
y la corriente están relacionadas por un factor constante, bien entendido que,
dicho factor puede ser un número real o un número complejo, dependiente de
la frecuencia. Es decir, las inductancias y los condensadores se consideran
elementos lineales, aunque provocan un desfase entre tensión y corriente.
2
Por contra, diremos que una carga es no lineal cuando la relación tensión/
corriente no es una constante real ni compleja, sino que depende del punto de
trabajo (u,i). Si para una carga determinada alimentada por una fuente de C.C.
o de muy baja frecuencia, representamos los pares de valores instantáneos (u,i)
en un gráfico, los elementos lineales quedan representados por una recta,
mientras que los no lineales presentan una relación curvilínea. A título de ejemplo
la Fig. 2.8 muestra los gráficos (u,i) para un elemento lineal y uno no lineal.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
34
a) Lineal
b) No lineal
Fig. 2.8 - Curvas (U,I) para un elemento lineal y uno no lineal
Las cargas lineales están formadas por combinaciones de tres tipos de elementos
básicos, que se describen a continuación:
• Fuentes de tensión.
• Fuentes de corriente.
• Elementos pasivos R, L, C. (Resistencias, inductancias o condensadores)
Una fuente de tensión es un dispositivo cuya tensión en bornes se mantiene
constante con independencia de la corriente que lo atraviesa. Un elemento se
comporta como fuente de tensión cuando su impedancia interna es despreciable
frente al resto de impedancias del circuito. Una fuente de corriente es un
dispositivo que suministra o absorbe una corriente constante, con independencia
de la tensión que tenga en bornes. Un elemento se comporta como fuente
de corriente cuando su impedancia interna es mucho mayor que el resto de
impedancias del circuito. Obsérvese que los conceptos de fuente de tensión y
fuente de corriente son aplicables tanto a generadores como a receptores.
En cuanto a los elementos pasivos R, L, C , mantienen una relación constante
entre su tensión en bornes (U) y la corriente (I) que los atraviesa. Cada uno de
estos elementos se caracteriza por su relación U/I , conocida como impedancia,
designada por Z. Los valores de impedancia para cada uno de los citados
elementos son: R, ωL y 1/ωC , respectivamente.
En la Fig. 2.9 hemos representado la relación U-I, para cada uno de los
componentes de los circuitos lineales antes mencionados.
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
a) Fuente de tensión
b) Fuente de corriente
35
c) Carga R-L-C
Fig. 2.9 - Característica U-I de los diversos componentes lineales
2.5.1 Impedancias de las cargas lineales
En el apartado 2.4. hemos visto que las magnitudes sinusoidales podían
representarse mediante vectores y esto permitía manejar simultáneamente la
amplitud y fase de dichas magnitudes.
Las leyes básicas de Ohm y leyes de Kirchoff son aplicables al circuito de
corriente alterna siempre que esté formado por elementos lineales. No obstante
la corriente en dichos circuitos no tiene en general la misma fase que la
tensión, sino que dependiendo del tipo de carga existe un desfase entre ambas
magnitudes. Así pues la impedancia, como relación entre dos vectores, será
otro vector, con su módulo y su fase.
Para un circuito serie genérico formado por R, L, y C (ver la Fig. 2.10) la relación
entre tensión y corriente es la que indican las ecuaciones (2.8) a (2.14). Estas
ecuaciones permiten calcular el módulo (magnitud) y la fase de la impedancia y
en consecuencia el módulo de la corriente y su desfase con respecto a la tensión.
2
a) Circuito R-L-C: Diagrama vectorial
b) Diagrama de impedancias
Fig. 2.10 - Impedancia de un circuito serie y sus componentes
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
36
Impedancia:
Z = R + j( L
Forma cartesiana
1
)
C
Módulo
Z = R 2 + ( L 1/ C )2
Fase
Z
= arc tan
Forma fasorial
Corriente:
Forma fasorial
(2.10)

Z=Z
Módulo
I =U /Z
Fase
I
=
(2.9)
( L 1/ C )
R

 U U
I =  =
Z
Z
U
(2.8)
(2.11)
(
U
Z
)
(2.12)
(2.13)
Z
(2.14)
Las reglas para obtener la impedancia de componentes en serie y paralelo,
trabajando con sus expresiones vectoriales, son las clásicas, aunque las
operaciones deben realizarse ahora con vectores, o si se prefiere en modo
analítico, con números complejos, según las ecuaciones (2.15) y (2.16).
(2.15)
Serie
Paralelo
 

Z1Z 2

Zp = 
Z1 + Z 2
(2.16)
2.6 Corrientes activa y reactiva en régimen sinusoidal
2
Según se desprende de los apartados anteriores, la corriente en un circuito
lineal alimentado por una tensión alterna sinusoidal, es una corriente también
sinusoidal, de igual frecuencia que la tensión y con un cierto ángulo de retraso
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
37
o adelanto con respecto a dicha tensión, dependiendo de que predominen las
cargas de tipo inductivo o capacitivo.
En la Fig. 2.11, se representan los diagramas vectoriales de tensión y corriente,
tomando como origen de fases la tensión, para dos casos:
•
Con carga inductiva (R-L)
•
Con carga capacitiva (R-C)
a) Circuito inductivo
b) Circuito capacitivo
Fig. 2.11 - Corriente total y sus componentes activa y reactiva
En cualquiera de los casos el vector corriente puede descomponerse en dos
componentes:
• Corriente activa, I a , en fase con la tensión.
• Corriente reactiva, I r , desfasada 90º con respecto a la tensión. Según el convenio
de signos adoptado en la Fig. 2.7, el desfase es negativo (retraso) para cargas
inductivas y positivo (adelanto) para cargas capacitivas.
Las relaciones entre la corriente total
componentes son las siguientes:
I a = I . cos
Componente Activa
(2.17)
I r = I . sin
Componente Reactiva
(2.18)
I = I a + jI r
I = I a2 + I r2
2
I , llamada corriente aparente y sus
Corriente Aparente, forma vectorial
(2.19)
Corriente Aparente, módulo
(2.20)
Es interesante comentar los significados físicos de cada una de estas corrientes:
Por un lado la corriente total, denominada aparente, es la que mediríamos en
el circuito con un amperímetro. En definitiva es el valor que debe tomarse
para dimensionar los conductores. Sin embargo, como se verá más adelante,
la componente activa es la única que produce trabajo útil, mientras que la
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
38
componente reactiva se consume tan solo en la creación de campos eléctricos
y magnéticos. Se puede reducir la corriente total, sin pérdida de prestaciones, si
se compensa la corriente reactiva tal como se estudiará en el capítulo siguiente.
2.7 Potencias en los circuitos de C.A. sinusoidal
Hemos recalcado el concepto de circuitos de C.A. sinusoidal porque el tema de
potencias en circuitos perturbados por armónicos es distinto y será estudiado
más adelante, en el capítulo 4.
La potencia eléctrica de un circuito se obtiene del producto de la tensión por la
corriente. Esta expresión resulta simple de aplicar a los circuitos de corriente
continua, ya que los valores de U e I son constantes, pero en los circuitos de
alterna U e I varían en cada instante y por tanto la potencia varía también. La
expresión de la potencia instantánea para tensión y corriente sinusoidales es:
p = U 0 sin t. I 0 sin( t + )
(2.21)
Desarrollando esta expresión, puede ponerse en una forma más conveniente:
p = UI cos + UI cos(2 t + )
(2.22)
donde U e I son los valores eficaces de la tensión y corriente respectivamente:
U = U0 / 2 ; I = I0 / 2
(2.23)
Obsérvese que la expresión (2.22) tiene un término constante o valor medio de
la potencia UIcosj, que se denomina potencia activa (P ) y otro término variable
en forma periódica, de amplitud UI y pulsación 2ω, doble de la fundamental.
Este término pulsante UIcos(2ωt+j), tiene intervalos positivos, que representan
un consumo de energía y otros negativos, que representan una devolución de
energía de carga a red. Su valor medio es nulo, como corresponde a cualquier
función de tipo seno o coseno, lo cual significa que al cabo de un período
completo la energía consumida y la devuelta son iguales. Sin embargo es
energía que circula por la red y como tal produce pérdidas en las líneas y en los
transformadores y hay que tenerla en cuenta para el dimensionado del sistema
de distribución.
A la amplitud UI de la potencia instantánea se le denomina potencia aparente (S)
y está relacionada con la potencia activa por la siguiente expresión:
P = UI cos = S cos
2
Resulta interesante representar gráficamente la potencia instantánea para
distintos tipos de carga, tal como se ha hecho en las figuras 2.12 a 2.14. Para
carga resistiva, U e I están en fase. Sus valores instantáneos coinciden siempre
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
39
en signo (ambos son positivos o ambos negativos) y por tanto la potencia
instantánea es siempre positiva como muestra la Fig. 2.12, aunque llega a
anularse. El valor medio o potencia activa es, en este caso, igual a la potencia
aparente UI, ya que el factor cosj es igual a la unidad.
Tal como puede verse en las figuras 2.13 y 2.14, para cargas inductivas o
capacitivas puras, la potencia instantánea es pulsante y de valor medio nulo.
Por tanto, en tales casos, la potencia activa es nula (cosφ = 0 ), pero el término
pulsante o potencia aparente, sigue teniendo amplitud UI. Obsérvese además que
los valores instantáneos de la potencia reactiva son de signo contrario según se
trate de carga inductiva o capacitiva.
Fig. 2.12 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga R
Fig. 2.13 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga L pura
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
40
Fig. 2.14 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga C pura
En la Fig. 2.15 se ha representado otro caso de potencia instantánea con
carga R-L, que es el caso más frecuente en cargas industriales. Según puede
observarse, para este caso, los valores instantáneos tienen intervalos positivos
y otros negativos. La amplitud del término pulsante es siempre UI , pero el valor
medio depende del desfase entre U e I.
a) Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga R-L
b) Flujos de potencia entre generador y receptor
Fig. 2.15 - Potencias activa y reactiva en cargas R-L
2.7.1 Triángulo de potencias
2
Recordando la descomposición de corriente estudiada en el apartado 2.6, vemos
que la potencia activa es precisamente la que se produce como consecuencia
de la corriente activa (Icos j , en fase con la tensión). Podemos por tanto
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
41
descomponer la potencia aparente en dos componentes, al igual que se hizo
para la corriente y construir un triángulo de potencias, separando las potencias
producidas por la componente activa y la reactiva, como se indica en la Fig. 2.16.
Las relaciones que se desprenden de dicho triángulo son las siguientes:
P = S cos = UIa
(2. 25)
Q = S sen = UI r
(2. 26)
S = P 2 + Q 2 = UI
(2. 27)
Fig. 2.16 - Triángulo de potencias
A la relación entre la potencia activa y la potencia aparente se le denomina factor
de potencia (FP) y en régimen sinusoidal sin armónicos, coincide con el coseno
del ángulo de desfase entre tensión y corriente (FP=cosj). Como se ha dicho, la
potencia activa es la única componente que produce trabajo útil, mientras que la
potencia reactiva es pulsante, con valor medio nulo y se utiliza sólo en la creación
de campos eléctricos y magnéticos en algunos receptores.
Así por ejemplo, la creación de campos magnéticos es imprescindible para el
funcionamiento de diversos receptores industriales como: motores, transformadores
y otros. Esto exige que haya una determinada potencia reactiva, que habrá que
transportar y que contribuirá por tanto a empeorar el factor de potencia.
La potencia reactiva tiene distinto signo según la corriente vaya retrasada
o adelantada con respecto a la tensión. Para cargas inductivas (motores,
transformadores, etc.), sinj es negativo, lo cual se suele interpretar como un
consumo de potencia reactiva (aunque por lo que hemos dicho el consumo medio
es nulo). Para cargas capacitivas en cambio, sinj es positivo, lo cual significa que
el condensador es un generador de potencia reactiva, por lo cual se emplea para
compensar la potencia reactiva consumida por diversos receptores industriales,
que suelen ser de tipo inductivo.
Para distinguir las tres componentes de la potencia, se miden con unidades
distintas. La potencia aparente se mide en V·A (voltamperios), la activa en W
(vatios) y la reactiva en var (voltampérios reactivos). Existen también los múltiplos
o submúltiplos, de forma que en instalaciones industriales se suelen manejar los
kV·A, kW y kvar.
2.8 Potencias en los sistemas trifásicos equilibrados
2
En este apartado nos referiremos a sistemas trifásicos en general de tres o
cuatro hilos, es decir sin neutro o con neutro y siempre con tensiones y corrientes
equilibradas. El diagrama vectorial de tensiones y corrientes para este caso es
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
42
el representado en la Fig. 2.17. En apartados posteriores consideraremos el
caso de tensiones y/o corrientes desequilibradas. En este apartado, seguiremos
considerando que las tensiones y corrientes están poco distorsionadas, es decir
son prácticamente sinusoidales.
Fig. 2.17 - Tensiones y corrientes del sistema trifásico equilibrado
A efectos de cálculo de la potencia aparente y de las componentes activa
y reactiva, los sistemas equilibrados pueden tratarse como tres sistemas
monofásicos. Designando las fases como L1, L2, L3, la definición de la potencia
aparente es la indicada en la ecuación (2.28).
S = S L1+ S L2+ SL3 = UL1 I L1+ UL2 I L2+ UL3 I L3
(2.28)
En la ecuación anterior, S, tiene carácter escalar y por tanto las sumas son
siempre sumas entre escalares. No obstante, imaginemos una instalación donde
puedan existir generadores y receptores y donde haya cargas inductivas y cargas
capacitivas. No parece lógico sumar las componentes activa y reactiva de las
potencias como escalares, sino que las potencias activas de un generador y de
un receptor se restan y por tanto, a efectos de potencia aparente, la potencia
a transportar es la diferencia entre ellas. De igual forma las potencias reactivas
de una inductancia y de un condensador se restan y hay que transportar solo la
diferencia. Por otro lado una potencia activa no puede compensar una reactiva y
viceversa. Esto sugiere pues que en el computo de potencias aparentes, activas
y reactivas, las sumas y restas deben hacerse a nivel de cada fase, con lo cual
las componentes activas y reactivas de los sistemas trifásicos se tratan como tres
sistemas monofásicos de forma análoga a lo explicado en los apartados anteriores.
2
Así pues, las ecuaciones para la potencia activa y la potencia reactiva del sistema
trifásico total son:
P = PR + PS + PT = U R I R cosj R + U S I S cosj S + U T I T cosj T
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
(2.29)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Q = QR + QS + QT = U R I R senj R + U S I S senj S + U T I T senj T
43
(2.30)
Para sistemas equilibrados, como el caso que tratamos en este apartado, se
puede demostrar que las potencias S, P y Q del sistema trifásico se pueden
calcular también a partir del módulo de las tensiones compuestas U L y de la
corriente de línea IL. Las ecuaciones que dan la potencia trifásica total en este
caso son (2.31) a (2.33):
(2.31)
(2.32)
(2.33)
donde UC es el módulo de la tensión compuesta (entre fases), (2.34)
U C = UL1L2 = UL2L3 = UL3L1
(2. 34)
IL es el módulo de la corriente de línea (2.35)
I L = IL1 = IL2 = IL3
(2. 35)
j es el desfase de las corrientes con respecto a las tensiones fase-neutro UL1, UL2, UL3
2.8.1 Potencias en sistemas trifásicos equilibrados sin neutro
En las redes trifásicas equilibradas y sin neutro, no tiene sentido hablar de
las potencias individuales de cada fase, ya que al no disponer de neutro,
las tensiones entre fase y neutro no son medibles y por tanto el cálculo del
sistema trifásico como tres sistemas monofásicos, en principio, no es factible.
Para este caso, debemos tratar con la potencia del sistema trifásico completo
y las ecuaciones que dan las potencias aparente, activa y reactiva son
respectivamente las (2.31) a (2.33).
La pregunta que podemos hacernos es: ¿cómo podemos medir el desfase,
si las tensiones simples no son accesibles? o si se quiere, ¿cómo hará el
instrumento de medida para medir en esta condición? Pues bien, de hecho
la potencia aparente no depende del ángulo y se puede demostrar que las
potencias totales, activa y reactiva se pueden calcular como si se tratase de
tres sistemas monofásicos, eligiendo un neutro arbitrario y empleando (2.29)
y (2.30).
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
44
Fig. 2.18 - Distintas descomposiciones de un sistema de
tensiones compuestas en tensiones simples
En definitiva, lo que estamos diciendo es que para el cálculo podemos emplear unas
tensiones simples arbitrarias, con la única condición de que tengan sus extremos
en los vértices del sistema de vectores de tensiones compuestas, como muestra la
Fig. 2.18. De hecho los instrumentos de medida lo que hacen es crear internamente
un neutro artificial, medir las tensiones con respecto a este neutro y hacer el
computo total sumando potencias de los tres sistemas monofásicos empleando las
ecuaciones (2.29) y (2.30). En tal caso, hay que tener en cuenta que las potencias
por fase no tienen sentido, pero la potencia trifásica total es la misma sea cual sea
el neutro artificial, N1 ó N2 en el caso del sistema representado en la Fig. 2.18.
Las relaciones entre potencia activa, reactiva y aparente, ecuaciones (2.25) a
(2.27), así como el triángulo de potencias de la Fig. 2.16, siguen siendo válidos
para sistemas trifásicos equilibrados en régimen sinusoidal.
A continuación veremos que para sistemas desequilibrados también es válido
el cálculo fase a fase, pero en cambio para sistemas con armónicos estas
expresiones no son válidas. Una explicación más detallada de las potencias en
caso de existencia de armónicos se dará en el capítulo 4.
2.9 Sistemas trifásicos desequilibrados
2
En el apartado 2.2 hemos definido la red trifásica ideal como un sistema
alimentado por tres tensiones de igual módulo y desfasadas entre sí 120º. Este
sistema perfectamente equilibrado, puede representarse por tres fasores, tal
como muestra la Fig. 2.19 a). Si las cargas son también equilibradas, esto daría
lugar a un sistema de tres corrientes, también desfasadas 120º, igualmente
representables por un trío de fasores análogo al de la Fig. 2.19 a).
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
45
En origen, las tensiones del sistema de alimentación trifásico pueden
considerarse equilibradas, pero debido a un reparto desigual de cargas en
las distintas fases (impedancias desequilibradas), se generan corrientes
desequilibradas y debido a las caídas de tensión en el sistema de distribución, se
originan desequilibrios, también en las tensiones del punto de recepción.
Si hacemos la representación vectorial de un sistema desequilibrado de tensiones
o de corrientes, encontraremos tres fasores que pueden tener módulos distintos
y desfases distintos de 120°, como se muestra en la Fig. 2.19.b.
a) Sistema equilibrado
b) Sistema desequilibrado
Fig. 2.19 - Sistemas de tensiones equilibrado y desequilibrado
Para el análisis de sistemas desequilibrados, Fortescue y Stokvis, idearon un
método conocido como método de las componentes simétricas. Dicho método
dice esencialmente que cualquier sistema trifásico desequilibrado puede ser
descompuesto en suma de tres sistemas: Uno de secuencia directa, otro de
secuencia inversa y otro de secuencia cero, llamado también homopolar.
Entendemos por sistema de secuencia directa un sistema simétrico de vectores
iguales entre sí, desfasados 120°, en el que la sucesión de fases es L1-L2-L3,
por secuencia inversa aquel sistema de vectores iguales entre sí, con desfase
de 120° y secuencia R T S y por secuencia cero aquel sistema formado por tres
vectores iguales entre sí y en fase. La Fig. 2.20 muestra los tres sistemas.
Fig. 2.20 - Sistemas de secuencias directa, inversa y homopolar
2
El método de descomposición es válido para sistemas trifásicos cualesquiera, de
tres hilos o de cuatro hilos, es decir con o sin neutro y sirve tanto para el estudio
de tensiones como para corrientes.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
46
En la descomposición de Fortescue, las componentes directa, inversa y
homopolar son valores que deben
calcularse mediante un cálculo vectorial a

partir de los vectores, V a , Vb ,Vc, del sistema original desequilibrado (ver Fig.
2.19.b), tal como se indica en las ecuaciones siguientes:

 
 
1 
U d = ( Ua + a .Ub + a 2 .Uc )
3
(2.36)

 
 
1 
U d = ( Ua + a .Ub + a 2 .Uc )
3
(2.37)



1 
U 0 = ( Ua + Ub + Uc )
3

donde a es un vector de módulo
(2.38)



unidad y fase 120° y U d ,U i ,U 0 , son los
“vectores base” (de la fase L1) de secuencia directa, inversa y homopolar. Los
vectores de las otras fases, al tratarse de sistemas simétricos, se derivan de los
“vectores base” desfasando 120º en retraso o en avance respectivamente para
los sistemas directo e inverso y sin desfasar en el caso del sistema homopolar.
En la Fig. 2.21 hemos representado los vectores unitarios
2
 de la descomposición
de Fortescue-Stokvis, el vector unidad, el vector a y el vector a . Para
 2 el
tratamiento analítico de los sistemas desequilibrados, los vectores a y a se
expresan en forma de números complejos con los valores indicados en las
ecuaciones (2.39) y (2.40).
2

1
3
a =− + j
= 1|120°
2
2
(2.39)

3
1
= 1|240°
a2 = − − j
2
2
(2.40)
Fig. 2.21 - Vectores unitarios del sistema trifásico
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
47
Obsérvese por la ecuación (2.38) que si los módulos de las tres tensiones suman
cero no hay componente homopolar. Tal es el caso de los sistemas de tres hilos,
sin neutro, donde la suma vectorial de las tres tensiones compuestas y la de las
tres corrientes es siempre cero. En tal caso el sistema se descompone solo en uno
de secuencia directa y uno de secuencia inversa y el sistema homopolar es nulo.
Fig. 2.22 - Composición de los sistemas directo, inverso y
homopolar y sistema desequilibrado resultante
La Fig. 2.22 muestra la composición de corrientes en un sistema desequilibrado
y en ella podemos ver claramente los tres sistemas directo, inverso y homopolar
y su suma, que resulta ser un sistema de vectores desequilibrado (de trazo
más grueso). Para indicar el grado de desequilibrio de un sistema se usan dos
coeficientes:
• Coeficiente de desequilibrio, Kd: Relación entre las amplitudes de las componentes
inversa y directa (2.41).
• Coeficiente de asimetría Ka: Relación entre las amplitudes de las componentes
homopolar y directa (2.42).
Kd % =
Ui
Ud
.100
(2. 41)
Ka % =
U0
Ud
.100
(2. 42)
A título de ejemplo, la red de distribución en MT es generalmente una red de tres
hilos (sin neutro) y según lo dicho la componente homopolar es siempre nula.
Por ello, la simetría de la red de distribución suele medirse únicamente por el
coeficiente de desequilibrio. Según la norma EN-50.160, para las tres tensiones
de red, dicho coeficiente medido en promedios de 10 segundos, debe ser menor
del 2% durante el 95% del tiempo.
2.10 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados
2
En primer lugar podríamos distinguir entre sistemas con neutro y sistemas sin
neutro, y en cada uno de estos podemos distinguir:
• Tipo A. Sistemas con tensiones equilibradas y corrientes desequilibradas
• Tipo B. Sistemas con tensiones y corrientes desequilibradas.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
48
2.10.1 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados con neutro
Para el cálculo de potencias, tanto en sistemas tipo A) como en sistemas tipo B)
podemos seguir empleando las ecuaciones (2.28) (2.29) y (2.30), tomando como
referencia en neutro de la instalación. Puesto que se dispone de las tensiones
y de las corrientes individuales de cada fase, se computa la potencia individual
de cada fase y por tanto el hecho de que el sistema sea desequilibrado o no, no
tiene importancia.
Fig. 2.23 - Distintas descomposiciones de un sistema de tensiones
compuestas desequilibradas en tensiones simples
2.10.2 Potencias en sistemas trifásicos equilibrados sin neutro
Para el cálculo de potencias en sistemas sin neutro, tanto del tipo A) como del
tipo B) podemos seguir empleando las ecuaciones (2.28) (2.29) y (2.30), tomando
un neutro cualquiera arbitrario. De hecho, se demuestra que las potencias
totales P, Q y S no dependen del punto donde se tome el neutro, mientras
los extremos de los vectores simples coincidan con los vértices L1, L2, L3 del
sistema compuesto, tal como muestra la Fig. 2.23. Así pues se computan unas
potencias individuales por fase, que no tienen validez, pero su suma es la misma
sea cual sea el neutro de referencia. Así pues, la medida se puede hacer creando
un neutro artificial en el instrumento y las potencias trifásicas serán correctas.
2.11 Potencias importadas y exportadas: cuadrantes
2
Al hacer el computo de potencias transferidas entre redes podemos contemplar
dos sentidos de flujo: de fuente a carga o de carga a fuente. No obstante, con
el aumento de los sistemas de generación distribuida, combinando centrales
convencionales con sistemas de generación basados en fuentes de energía
renovables, los conceptos de fuente y carga se deben considerar reversibles.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
49
Así pues, un conjunto de dos redes, 1 y 2 (ver Fig. 2.24), pueden intercambiar
energía en los dos sentidos, es decir, actuando 1 de fuente y 2 de carga o
actuando 2 de fuente y 1 de carga. Este concepto de reversibilidad puede
aplicarse además tanto a las potencias activas como a las reactivas, dando lugar
a 4 posibles formas de funcionamiento, según se importe o se exporte potencia
activa y según se importe o exporte potencia reactiva.
Las cuatro posibles combinaciones se representan por los denominados 4
cuadrantes del gráfico de potencias. En la Fig. 2.24.b, se han representado estos
4 cuadrantes, indicando las denominaciones y los signos de las potencias, según
IEC-61557-12, [3].
a) Estructura de las redes
b) Signos de las potencias en los 4 cuadrantes
Fig. 2.24 - Cuadrantes y signos de las potencias
2.12 Sistema de distribución: esquema unifilar equivalente
Para determinados estudios de circuitos de distribución, compensación de
reactiva, cálculo de filtros, etc., es necesario conocer un esquema de la red con
determinados datos. En tales casos, suele considerarse que la red trifásica es
equilibrada y se representa únicamente un conductor. Los diagramas resultantes
se denominan esquemas unifilares. La Fig. 2.25, muestra uno de dichos
diagramas y el correspondiente circuito equivalente a efectos de propagación
de armónicos.
2
En el circuito equivalente se representan básicamente tres tipos de elementos:
líneas, transformadores y cargas (o grupos de cargas). Cada uno de los grupos
se sustituye por su impedancia y se obtiene por tanto un circuito monofásico
equivalente, que permite estudiar la red equilibrada.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
50
Fig. 2.25 - Esquema unifilar y circuito equivalente de una red
Al tratarse de esquemas unifilares se supone que el circuito representado es
el de una fase y las impedancias son impedancias fase – neutro. En general,
una carga cualquiera con distorsión se desdobla en una parte resistiva R P
proporcional a la potencia activa, una parte XQ, proporcional a la potencia reactiva
debida al desfase U-I y una serie de fuentes de corriente Ih, que representan
los armónicos generados por las cargas no lineales. A efectos de cálculo debe
considerarse un circuito distinto para cada armónico (para cada frecuencia).
En los párrafos siguientes se indica la forma de calcular impedancias de
generadores, transformadores, cables y cargas en general, con tal de conocer
los valores del esquema unifilar a partir de las potencias de las cargas.
2.12.1 Circuito equivalente en un punto de la acometida: Impedancia de
cortocircuito.
Al punto de conexión de una instalación a la red pública se le denomina punto
de conexión común, símbolo PCC. Es prácticamente imposible conocer cuál es
la configuración exacta de la red que alimenta el PCC, pero aún así se puede
obtener un circuito unifilar equivalente de la misma, formado por un generador
ideal (con valor nominal de la tensión y sin impedancia interna) y una impedancia
serie (ver la Fig. 2.26). La impedancia serie puede calcularse a partir de la
potencia de cortocircuito, S cc, de la impedancia de cortocircuito, Z cc, o de la
tensión de cortocircuito, ucc% .
2
Fig. 2.26 - Circuito equivalente en PCC
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
51
Las ecuaciones que relacionan la impedancia de cortocircuito, la potencia de
cortocircuito y otros parámetros del circuito equivalente son las siguientes:
S cc =
100.S N
u cc %
2
cc
Z cc = R + X
(2.43)
2
cc
U c2 U c2 .u cc %
=
=
S cc
100.S N
(2.44)
I cc =
Uc
Z cc
(2.45)
u cc =
u cc %
2
= u Rcc
+ u 2Xcc
100
(2.46)
Rcc =
U c2 .u Rcc
SN
(2.47)
X cc =
U c2 .u Xcc
SN
(2.48)
donde U C representa la tensión compuesta en circuitos trifásicos (las fórmulas
son válidas también para circuitos monofásicos tomando U C la tensión del
circuito monofásico), Z cc la impedancia de cortocircuito, Rcc y X cc la resistencia
y reactancia de cortocircuito, S cc la potencia de cortocircuito S N la potencia
aparente nominal, I cc la corriente de cortocircuito, ucc % la tensión de cortocircuito
expresada en tanto por ciento y ucc la misma tensión de cortocircuito en tanto por
uno.
Nota: Todas estas magnitudes se evalúan a la frecuencia nominal (50 ó 60 Hz).
Para hacer cálculos con armónicos hay que tener en cuenta que Xcch = Xcc · h,
siendo h el orden del armónico.
En primera aproximación se suele suponer que toda la impedancia de
cortocircuito es inductiva, la parte resistiva suele considerarse despreciable, es
decir Rcc ≅ 0, o lo que es lo mismo Z cc ≅ X cc .
2
Ejemplo: Una red a 400 V tiene una potencia de cortocircuito en el punto de
acometida de 2 MV·A. Calcular la impedancia de cortocircuito y la corriente de
cortocircuito.
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Solución:
Z cc ≅ X cc =
52
Uc
400
U c2 400 2
=
= 5000 A
=
= 0,08Ω ; I cc =
6
Z cc 0 ,08
S cc 2.10
2.12.2 Circuito equivalente de un transformador
Las impedancias más significativas de un transformador son dos: La reactancia
magnetizante, X m , en paralelo con la red y la reactancia de dispersión, Xd,
en serie con la red (véase la Fig. 2.27). Existe asimismo una componente de
impedancia de tipo resistivo en serie, debida a la resistencia de los arrollamientos
primario y secundario, pero suele despreciarse para el tipo de cálculos
aproximados que nos proponemos en este texto.
Fig. 2.27. Esquema equivalente del transformador.
Las ecuaciones que se emplean para el cálculo de la impedancia de cortocircuito
del transformador son las mismas que hemos dado en el apartado anterior, (2.43)
a (2.48). Habitualmente el dato ucc % suele encontrarse en la propia placa de
características del transformador. En cuanto a la inductancia magnetizante, ésta
suele tomarse del orden de 1,8% a 2% de la potencia aparente. En realidad si se
dispone de datos del ensayo de vacío del transformador, la corriente de vacío es
prácticamente la corriente magnetizante, Im, entonces Xm se puede calcular por
la ecuación (2.49), donde (Im)pu es el tanto por uno de corriente magnetizante.
Xm =
Uc / 3
Uc / 3
U c2
=
=
Im
( I m ) pu .S N / 3U c ( I m )pu .S N
(2.49)
El esquema equivalente puede tomarse desde secundario o desde primario. Para
los estudios de resonancias y flujos de carga en baja tensión, siempre tomaremos
el equivalente visto desde secundario.
Ejemplo: Un transformador de 630 kV·A, con una relación de transformación 15 kV
/ 400 V, con ucc % = 6%, corriente de vacío de 1,8% de la nominal, se alimenta de
una red de primario con 8 MV·A de potencia de cortocircuito. Calcular el esquema
equivalente del conjunto visto desde secundario.
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
53
El esquema equivalente es el representado en la Fig. 2.20, donde se ha supuesto
que todas las impedancias de cortocircuito son inductivas, tanto en el generador
como en el transformador.
Fig. 2.28. Esquema equivalente visto desde secundario.
X ccg
U c2 400 2
=
=
= 0 ,05Ω
S cc 8.10 6
;
X cct =
400 2.6
U c2 U c2 .ucc %
=
=
= 0,0152Ω;
100.S N
S cc
100.630.103
Xm =
U c2
400 2
=
= 14 ,1Ω
( I m )pu .S N 0 ,018.630.10 3
Obsérvese que si hubiera flujo de armónicos del lado carga hacia red, se podría
estudiar con este circuito, sustituyendo el generador por un cortocircuito como ya
se hizo en la Fig. 2.25. (se trata de un generador ideal). En tal caso la corriente
que circularía por la reactancia Xm sería despreciable comparada con la que va
a red, ya que Xm >> Xccg, por ello, en estudios de armónicos se suele prescindir
de Xm en el esquema unifilar.
2.12.3 Impedancia de los cables
En instalaciones industriales las impedancias de los cables pueden ser
significativas, por ello deben tomarse en consideración en los esquemas
equivalentes. Dichas impedancias dependen de la configuración geométrica de
los cables de ida y retorno y del material constructivo. Los datos más fiables se
encuentran en los catálogos de los propios fabricantes.
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
54
A título de ejemplo, la tabla 2.2 muestra las impedancias de algunos cables de 4
conductores, de distintas secciones, a distintas frecuencias. Obsérvese que a 50
Hz domina la parte resistiva de la impedancia, salvo en secciones muy grandes,
pero para frecuencias crecientes (armónicos 11 y 13 por ejemplo, de frecuencias
550 Hz y 650 Hz) la parte inductiva tiene un peso importante.
Tabla 2. 2. Impedancias de cables de 4 conductores tipo “Protodur” para tensión
hasta 1kV.
Número y
sección de los
conductores
2
R a 70°C
Ω / km
X a 50 Hz
Ω / km
Z a 50 Hz
Ω / km
Z a 250 Hz Z a 350 Hz Z a 550 Hz Z a 650 Hz
Ω / km
Ω / km
Ω / km
Ω / km
4x1,5 mm2
14.47
0.115
14.47
14.48
14.49
14.53
14.55
4x2,5 mm2
8.71
0.11
8.71
8.73
8.74
8.79
8.83
4x4 mm2
5.45
0.107
5.45
5.48
5.50
5.58
5.62
4x6 mm2
3.62
0.1
3.62
3.65
3.69
3.78
3.85
4x10 mm2
2.16
0.094
2.16
2.21
2.26
2.39
2.48
4x16 mm2
1.36
0.09
1.36
1.43
1.50
1.68
1.79
4x25 mm2
0.863
0.086
0.87
0.96
1.05
1.28
1.41
4x35 mm2
0.627
0.083
0.63
0.75
0.85
1.11
1.25
4x50 mm2
0.463
0.083
0.47
0.62
0.74
1.02
1.17
4x70 mm2
0.321
0.082
0.33
0.52
0.66
0.96
1.11
4x95 mm2
0.231
0.082
0.25
0.47
0.62
0.93
1.09
4x120 mm2
0.183
0.08
0.20
0.44
0.59
0.90
1.06
4x150 mm2
0.149
0.08
0.17
0.43
0.58
0.89
1.05
4x185 mm2
0.118
0.08
0.14
0.42
0.57
0.89
1.05
4x240 mm2
0.09
0.079
0.12
0.41
0.56
0.87
1.03
4x300 mm2
0.071
0.079
0.11
0.40
0.56
0.87
1.03
Téngase en cuenta además, que la componente inductiva depende de la
disposición geométrica de los cables. Si los cables de las distintas fases
se encuentran muy separados entre sí, la parte inductiva aumenta muy
considerablemente. Concretamente para líneas largas, tendidas con cables
unipolares, a veces cables múltiples por fase, y discurriendo por bandejas
metálicas, debe procurarse trenzar los cables de las tres fases, de forma que el
área entre ida y retorno sea la mínima posible. Caso de no respetar esta forma de
tendido, la inductancia del cable alcanza fácilmente valores entre 0,8 y 1 µH /m,
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
55
Fig. 2. 29. Disposición de cables para minimizar la inductancia por metro
con lo cual la impedancia crece considerablemente y la caída de tensión supera
los límites aceptables, haciendo inútil el aumento de sección de cables. La Fig.
2.29 ilustra las formas correcta e incorrecta de disponer los cables de las fases
y la tabla 2.2 da las reactancias orientativas de diversas disposiciones de cables
y barras.
Tabla 2. 3. Reactancias en W/km de distintas disposiciones de cables y barras
Barras
Cable
Trifásico
3 cables
unipolares
en triangulo
3 cables
unipolares
en línea
cables en
línea d=D
cables
en línea
d=2D
Ω/km
0,15
0,075
0,15
0,1
0,145
0,19
Valores
extremos
0,1 a 0,2
0,05 a 0,1
0,1 a 0,2
0,08 a 0,12 0,14 a 0,15 0,18 a 0,2
Esquema
Reactancia
2.13 Resonancias serie y paralelo
La impedancia de las bobinas y de los condensadores depende, según se ha
dicho, de la frecuencia, pero además, los componentes reales, tienen ciertas
imperfecciones. Las inductancias suelen tener una cierta resistencia en serie
RL y los condensadores suelen presentar una resistencia en serie RS (a veces
denominada ESR, equivalent series resistance) y otra en paralelo o de fugas R f .
Los esquemas equivalentes de estos componentes reales y sus impedancias en
2
Fig. 2. 30 - Impedancia de
una bobina no ideal
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Fig. 2. 31 - Impedancia de
un condensador no ideal
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
56
función de la frecuencia se han dibujado en las figuras 2.30 y 2.31. En dichas
figuras hemos dibujado los esquemas equivalentes considerando las imperfecciones
perceptibles a bajas frecuencias ( f < 2 kHz ) de dichos componentes (RL , RS, R f ).
La conexión en serie o en paralelo de inductancias y condensadores da lugar a
situaciones singulares, denominadas de resonancia, en las cuales la impedancia
se hace mínima o máxima. Estas condiciones de resonancia son precisamente las
que se controlan para obtener distintos tipos de filtros.
2.13.1 Resonancia serie
La conexión en serie de una bobina y un condensador da como resultado un
circuito cuya impedancia puede calcularse de la ecuación (2.50). El módulo de
dicha impedancia varía con la frecuencia según se indica en la Fig. 2.32. y la
ecuación (2.51)
Z = ( R L + R s ) + j( X L − X C )
Z = ( R + R ) 2 + ( ωL − 1 / ωC ) 2
L
s
(2.50)
(2.51)
Obsérvese que las impedancias de la bobina y del condensador se restan,
según se vio en el apartado 2.6. Existe una frecuencia, llamada frecuencia
de resonancia, ω R , para la cual coincidan los valores de X L y X C. La
impedancia a dicha frecuencia es mínima, quedando reducida a la suma
de resistencias RL + Rs, cuyo valor es generalmente muy bajo.
• Condición de resonancia:
X
• Frecuencia de resonancia:
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
L
=X
ω
R
C
=
1
⇒ ω L=
R
ω C
R
1
LC
(2. 52)
(2. 53)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
57
Fig. 2. 32.- Impedancia en función de la frecuencia en un circuito L-C serie.
Fig. 2.33 - Diagrama vectorial en condiciones de resonancia serie.
, con la
El comportamiento del circuito LC serie es capacitivo para
, con la
corriente adelantada respecto a la tensión e inductivo para
corriente retrasada respecto a la tensión. Para la frecuencia de resonancia, el
diagrama vectorial es el de la Fig. 6.5. La corriente y la tensión están en fase
y puede observarse que las tensiones en la bobina y en el condensador se
contrarrestan, pudiéndose dar el caso de que éstas son varias veces superiores
a la tensión de red. En consecuencia una resonancia serie provoca fuertes
sobretensiones sobre los condensadores y sobre las bobinas.
2.13.2 Resonancia paralelo
La conexión en paralelo de una bobina y un condensador da como resultado
un circuito cuya impedancia puede calcularse de la ecuación (2.54). Obsérvese
el valor de la impedancia se hace máximo y adquiere un
que para
y . El módulo de dicha
valor muy grande, tanto más cuanto menores sean
impedancia varía con la frecuencia según se indica en la Fig. 2.34.
(2.54)
2
Condición de resonancia:
(2.55)
Frecuencia de resonancia:
(2.56)
El comportamiento del circuito LC paralelo es inductivo para
la corriente retrasada respecto a la tensión y capacitivo para
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
, con
, con la
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
58
corriente adelantada respecto a la tensión. Para la frecuencia de resonancia,
el diagrama vectorial es el de la Fig. 2.35. Las corrientes por cada una de las
ramas de bobina y condensador son iguales y de signo contrario, de forma que
la corriente total es prácticamente cero (impedancia muy grande). Las corrientes
de cada rama pueden tomar valores extremadamente altos, existiendo por
tanto un peligro de destrucción del condensador o de la bobina si no actúan las
protecciones adecuadas.
Fig. 2.34 - Impedancia en función de la frecuencia en un circuito L-C paralelo
Fig. 2.35 - Diagrama vectorial en condiciones de resonancia paralelo
2.14 Herramientas de simulación de redes
2
Actualmente el análisis de circuitos se ha simplificado mucho gracias a diversas
herramientas que permiten la resolución de circuitos mediante simulación por
computador. Existen varios paquetes de software profesionales, con excelentes
prestaciones, que permiten hacer predicciones de comportamiento de redes
con cualquier tipo de cargas. Algunos de estos paquetes ofrecen versiones de
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
59
demostración, que permiten probar el simulador y pueden resultar útiles para
obtener una primera aproximación del comportamiento de una determinada red.
Las funciones que permiten estos simuladores empiezan con un primer paso que
permite dibujar el circuito y luego permiten hacer una simulación por métodos
temporales y/o frecuenciales.
No vamos a tratar aquí de ningún simulador en particular, pero los más conocidos
son el PSpice-Orcad y el PSIM. Ambos permiten descargar versiones demo de
[4] y [5] respectivamente.
Cualquiera de estas demos puede resultar útiles para hacer cálculos de algún
filtro sencillo, ver su respuesta en frecuencia o las formas de onda.
A título de ejemplo la fig. 2.36 muestra un esquemático de un filtro LCL para un
rectificador dibujado con el simulador PSpice y las figuras 2.37 a 2.39 muestran
distintos gráficos y tablas que se han obtenido de la simulación con la versión
demo del mismo.
Fig. 2.37 - Formas de onda obtenidas con el simulador
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
60
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
61
Ratio de
amplitud
Fase
Fig. 2.38 - Respuesta frecuencial obtenida con el simulador
Fig. 2.39 - Respuesta frecuencial obtenida con el simulador
2.15 Resumen
En este capítulo hemos introducido los conceptos básicos de los circuitos de
corriente alterna y más concretamente se ha centrado el interés en los conceptos
relacionados con la potencia eléctrica.
2
Del estudio se ha deducido que la potencia instantánea en un circuito de alterna
es fluctuante y que la potencia activa, no es otra cosa que el valor promedio de
dicha potencia instantánea. Se ha visto también que la potencia instantánea
puede tener valores positivos y negativos, es decir, durante ciertas partes del
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
62
ciclo se toma potencia de la red y en otros instantes se devuelve una parte de
dicha potencia. En casos extremos (cargas L o C puras) puede incluso devolverse
toda la potencia absorbida, con lo cual el valor medio o potencia activa sería nulo.
No obstante sigue existiendo una potencia fluctuante que hay que transportar y
que por tanto nos obliga a un dimensionado mayor de los sistemas de generación
y transporte (generadores, transformadores, líneas, etc.)
Se ha visto también que las energías fluctuantes consumidas por cargas de tipo
inductivo y de tipo capacitivo son de signo contrario, lo cual permite decir que
la potencia fluctuante de las cargas inductivas puede ser compensada mediante
cargas capacitivas o condensadores. Esta potencia fluctuante se denomina
potencia reactiva y la afirmación anterior puede formularse entonces diciendo
que: la energía reactiva de las cargas inductivas puede ser compensada
mediante condensadores. Esta compensación tiene como principal beneficio el
no tener que transportar la energía fluctuante y permite por tanto reducir pérdidas
y reducir el dimensionado de los medios de generación y transporte. El estudio
más detallado de este tema se dará en el capítulo 4.
A lo largo del capítulo hemos visto también la forma de obtener los esquemas
equivalentes de una red, concepto que utilizaremos en los capítulos sucesivos
para deducir el comportamiento de dicha red al introducir los condensadores de
compensación de reactiva o los filtros de armónicos.
2.16 Referencias
[1] Ortega Jimenez, J. ; Parra Prieto, V.M. ; Pastor Gutierrez, A. ; Perez-Coyto, A. ;
”Teoria de Circuitos”, Ed. UNED, 7ª edición (2000), ISBN: 9788436219494
[2] R. E. Thomas, A. J. Rosa. “Circuitos y señales: Introducción a los circuitos
lineales y de acoplamiento”. Ed. Reverté (1991), ISBN: 978842913458-2
[3] IEC-61557-12, Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000
Vac and 1500 Vdc- Equipment for testing, measuring or monitoring of protective
measures - Part 12: Performance measuring and monitoring devices (PMD)
[4] http://www.cadence.com/products/orcad/downloads/orcad_demo/index.aspx
[5] http://www.powersys.fr/
2
concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna
3 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN REDES NO
DISTORSIONADAS
3.1 Introducción
En este capítulo trataremos de la compensación del factor de potencia en redes
no distorsionadas, es decir en ausencia de armónicos. Así pues, consideramos
solo las potencias relacionadas con la componente fundamental de 50 ó 60 Hz.
La potencia reactiva que consideramos en este capítulo es en definitiva la que
miden la mayoría de contadores instalados actualmente, basados en el sistema
Ferranti. No obstante, este tipo de contadores tiene los días contados, pues la
mayoría de compañías los están sustituyendo por contadores electrónicos, que
permiten lectura remota y gestión de la demanda y que distinguen entre
y Factor de Potencia (FP), conceptos que veremos en el capítulo 4 que son
diferentes si la corriente tiene tasas de distorsión elevada.
Así pues, para iniciarnos en el tema, en el resto de este capítulo hablaremos
, como
indistintamente de compensación del factor de potencia o mejora de
términos sinónimos.
La mayor parte de cargas industriales (motores, transformadores, alumbrado
fluorescente y otras) absorben potencia activa y, en general, potencia reactiva
de tipo inductivo. Como se ha visto en el capítulo anterior, la potencia reactiva
es una potencia puramente fluctuante que absorben momentáneamente los
receptores durante una parte del ciclo y que devuelven a la red a lo largo del
ciclo, de forma que no supone un consumo neto. Esto implica, sin embargo, un
consumo de corriente extra (corriente reactiva) y por tanto una corriente total
mayor que la estrictamente necesaria para obtener el trabajo útil, produciendo
pérdidas innecesarias en la instalación y obligando a un mayor dimensionado de
los generadores y líneas de transporte.
3.2 Corrientes aparente, activa y reactiva
La corriente total absorbida por un receptor se denomina corriente aparente,
I. Pero solo una parte de esta corriente aparente produce trabajo útil, la
. Ambas corrientes,
denominada corriente activa, cuyo valor es
aparente y activa, están relacionadas por el factor de potencia de la instalación
y pueden representarse en un triángulo, según muestra la Fig. 3.1. En dicho
triángulo aparece una tercera componente de corriente, denominada corriente
.
reactiva , cuyo valor es
3
Fig. 3.1.- Triángulos de corrientes y de potencias
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
64
Como se ha dicho, la corriente reactiva absorbida por la mayoría de receptores
industriales es corriente de tipo inductivo, es decir, retrasada con respecto a la
tensión. No obstante en los triángulos de corrientes y de potencias (Fig. 3.1) se
suele representar gráficamente la corriente reactiva de tipo inductivo, , y la
debida a dicha corriente, en el sentido del eje de ordenadas
potencia reactiva
positivo. Es decir, que convencionalmente se asigna signo positivo a la potencia
reactiva de tipo inductivo y en consecuencia debe asignarse signo negativo a la
. Siguiendo con el
corriente reactiva y a la potencia reactiva de tipo capacitivo
convenio de signos, esto implica que el ángulo , se considera positivo cuando la
corriente esté retrasada con respecto a la tensión y negativo en caso contrario.
3.3 Compensación de la potencia reactiva
El consumo de potencia reactiva obliga a prever unos medios de generación
y transporte más dimensionados. Es por ello que hay un doble interés en su
compensación: Por un lado el propio usuario se interesa en la compensación de
reactiva porque esto supone transformadores y líneas menos dimensionadas.
Por otro lado, la compañía suministradora, tiene también interés en eliminar la
reactiva por los mismos motivos y por ello suele establecer algún tipo de recargo
sobre los términos de potencia y energía, en función del factor de potencia
acumulado al final del período de facturación.
Puede evitarse el consumo de reactiva, y por tanto el recargo, si se compensa
la potencia reactiva inductiva mediante condensadores. En efecto, la potencia
reactiva de tipo inductivo puede ser compensada aprovechando la propiedad
de los condensadores de suministrar una corriente reactiva de signo contrario
a la que consumen las cargas inductivas. Dicha compensación, se denomina
. El
generalmente compensación del factor de potencia o corrección del
total, de la carga más los condensadores, lo más
objetivo es alcanzar un
próximo posible a la unidad, con lo cual se obtienen los máximos beneficios en
términos de reducción de pérdidas y bonificación en la energía facturada por
parte de la compañía.
Contadores
P&Q
345678
P
Generación
Transporte
Acometida
Carga
Distribución
3
0,99
Equipo de
compensación
de Reactiva
S
C
Fig. 3.2.- Diagrama esquemático de la compensación de reactiva
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
65
La Fig. 3.2 muestra esquemáticamente los efectos de dicha compensación.
La potencia reactiva, Q, consumida por las cargas es compensada por los
condensadores y en consecuencia la corriente aparente transportada se reduce.
Tal como sugiere la Fig. 3.2 pueden dejarse cantidades residuales sin compensar,
que tienen que ser transportadas por la red.
La potencia total a compensar se suele fraccionar en varios condensadores que
se conectan en función de las necesidades de las cargas, bajo el control de un
regulador de factor de potencia, tal como se explica en los apartados siguientes.
3.4 Cálculo de necesidades
En este apartado tratamos de responder a la pregunta: ¿Cuál es la potencia
total de condensadores necesaria para compensar una instalación, con un
determinado factor de potencia inicial? Para ello es preciso conocer los datos
de la instalación que se indican a continuación, datos que pueden obtenerse de
distintas maneras, según vemos:
Datos:
- Potencia activa consumida.
- Factor de potencia inicial de la instalación no compensada,
- Factor de potencia deseado después de la compensación,
Para garantizar que la instalación no consuma energía reactiva incluso con
la máxima carga, debe dimensionarse el equipo de compensación para la
máxima potencia reactiva consumida. No obstante, si el consumo máximo se da
solamente durante períodos cortos, puede preverse una compensación con una
potencia mucho menor que la máxima y aún así obtener un valor promedio muy
próximo a la unidad. Para conocer estos detalles y dimensionar correctamente
la batería de condensadores es aconsejable tomar datos mediante un analizador
de red (véase capítulo 5).
En el caso de que el consumo pueda considerarse regular (relativamente
constante durante períodos conocidos) basta con conocer las lecturas de los
contadores de activa y reactiva para poder deducir la potencia de condensadores
necesaria. Los métodos de cálculo para diversos casos se detallan a
continuación:
3.4.1 Cálculo de la compensación a partir de datos de un analizador de red
3
El analizador de red permite obtener un perfil de la potencia reactiva consumida
durante un día o una semana de funcionamiento normal de una determinada
instalación. La Fig. 3.3 muestra un gráfico obtenido a lo largo de varios días,
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
66
incluyendo un fin de semana, que nos sirve de ejemplo. Puede observarse que
para satisfacer la máxima demanda, el dato obtenido por el analizador es de
147 kvar (consumo en punta). En este caso no es necesario dimensionar para
el valor máximo tal como comprobaremos. Lo habitual es quedarse con un valor
inferior que cubra las necesidades en un 90% del tiempo, por ejemplo a la vista
del gráfico puede tomarse un valor de unos 100 kvar. Para comprobar que esto
no comporta factores de potencia muy desfavorables, incluso en las condiciones
de máxima demanda de reactiva podemos hacer un cálculo del factor de potencia
en el peor caso, tal como se indica a continuación. Para ello debemos conocer
la potencia activa en el momento de máxima demanda de reactiva, dato que se
obtiene del propio analizador de redes. En el caso del ejemplo que nos ocupa la
medida era de 304 kW.
Fig. 3.3.- Perfil de consumo de potencia reactiva obtenido con
un analizador de redes y el software POWER VISION
P = Potencia activa
Qi = Potencia reactiva inicial
Qc = Potencia reactiva compensada
Qr = Potencia reactiva resultante
= Ángulo de fase inicial
Fig. 3.4.- Triángulo de
potencias del ejemplo
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
= Ángulo de fase resultante
Si = Potencia aparente inicial
Sr = Potencia aparente resultante
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
67
El factor de potencia resultante en caso de demanda de Q i = 147 kvar y
compensación parcial de Qc=100 kvar puede obtenerse mediante la ecuación
(3.1), que se deduce a partir de los triángulos de potencias de la Fig. 3.4.
(3.1)
Para el ejemplo que nos ocupa, resulta un factor de potencia de 0,98, aún en el
peor caso de consumo de 147 kvar y compensación solo de 100 kvar. Así pues,
el equipo de 100 kvar ha de considerarse del todo aceptable.
3.4.2 Cálculo de la compensación a partir de la potencia activa y los
factores de potencia inicial y final
Podemos plantearnos el problema anterior fijando de antemano el valor del factor
de potencia deseado. En general, conocida la potencia activa, P, el coseno o
el ángulo de fase inicial, y el coseno o el ángulo final, , el valor deseado de
potencia a compensar puede calcularse por la ecuación (3.2).
(3.2)
El término
suele darse en forma de tabla con doble entrada
como la que muestra la Tabla 3.1 a continuación. Los números de la tabla dan
los kvar necesarios por cada kW, para compensar una instalación desde el
) al final (
).
inicial (
Tabla 3.1.- Valores de
0.95
0.9
0.85
0.8
0.75
0.7
0.65
0.6
0.55
0.5
0.45
0.4
0.35
conocidos
y
0.9
0.92
0.94
0.96
0.98
1
0.00
0.14
0.27
0.40
0.54
0.68
0.85
1.03
1.25
1.50
1.81
2.19
0.06
0.19
0.32
0.46
0.59
0.74
0.91
1.09
1.31
1.56
1.87
2.25
0.12
0.26
0.39
0.52
0.66
0.81
0.97
1.16
1.37
1.62
1.93
2.31
0.04
0.19
0.33
0.46
0.59
0.73
0.88
1.04
1.23
1.44
1.69
2.00
2.38
0.13
0.28
0.42
0.55
0.68
0.82
0.97
1.13
1.32
1.53
1.78
2.09
2.47
0.33
0.48
0.62
0.75
0.88
1.02
1.17
1.33
1.52
1.73
1.98
2.29
2.68
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
68
Ejemplo 1:
Supóngase una instalación que consume 150 kW de potencia activa, con un
inicial de 0,65, que queremos pasar a 0,96. De la tabla, para
=0,65 y
= 0,96 obtenemos un factor de 0,88.
Qc(kvar) = 150 kW · 0,88 kvar/kW= 132 kvar
Ejemplo 2:
Para la instalación del apartado anterior con 147 kvar y 304 kW, el factor de
potencia inicial es:
= cos tan-1(147/304)=0,9
si se quisiera mejorar a 0,96 por ejemplo en el peor caso, el factor, según la Tabla
3.1 es 0,19, es decir la potencia reactiva necesaria sería:
Qc(kvar) = P·(factor tabla) = 304 (kW) · 0,19 = 57,75 kvar
3.4.3 Cálculo de la compensación a partir de las lecturas de contadores
Cuando los consumos son muy regulares pueden utilizarse como base-cálculo
las lecturas de los contadores de energía activa y reactiva durante un día de
trabajo por ejemplo. Para ello se toman los siguientes datos.
Datos:
kW·hi = Lectura del contador de activa al principio del día
kvar·hi = Lectura del contador de reactiva al principio del día
kW·hf = Lectura del contador de activa al final del día
kvar·hf = Lectura del contador de reactiva al final del día
h = Número de horas transcurrido entre lecturas inicial y final
A partir de estos datos se obtienen:
3
Potencia activa (en kW):
(3.3)
Potencia reactiva (en kvar):
(3.4)
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Factor de potencia inicial (
):
Basta entonces con elegir el factor de potencia final deseado,
fórmulas del apartado 3.4.2, ecuación (3.2).
69
(3.5)
y aplicar las
Ejemplo:
En una instalación las lecturas de contadores en un período de 8 horas de trabajo
dieron los siguientes consumos:
Contador de activa: kW·hf - kW·hi = 1280 kW·h
Contador de reactiva: kvar·hf - kvar·hi = 1200 kvar·h
Calculemos la potencia de condensadores necesaria para compensar la
= 0,95
instalación a
De estos datos deducimos:
Potencia activa (kW) :
Potencia reactiva (kW) :
Factor de potencia inicial (
):
De la Tabla 3.1 deducimos un factor de 0,63 kvar por kW. Como la instalación es
de 160 kW se obtiene:
Qc( kvar) = 160 (kW) · 0,63 = 100 kvar
3.4.4 Cálculo de la compensación a partir de datos de la factura de
suministro
3
Puede hacerse un cálculo aproximado de necesidades a partir de las
energías activa y reactiva facturadas por la compañía suministradora durante
un determinado período. El cálculo será tanto más exacto cuanto más constante
sea el consumo, y suponiendo que se conoce el número de horas total de
consumo en el período facturado. Debe considerarse la factura con mayor
recargo en el importe y se toman los siguientes datos:
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
70
Datos:
kW·h = Energía activa facturada en kW·h.
kvar·h = Energía reactiva facturada en kvar·h.
h = Número de horas de funcionamiento de la instalación en el período
facturado (Este parámetro deberá ser estimado de la forma más
precisa posible)
A partir de dichos datos se pueden obtener :
Potencia activa (en kW) :
(3.6)
Potencia reactiva (en kvar) :
(3.7)
Factor de potencia inicial (
):
Basta entonces con elegir el factor de potencia final deseado,
fórmulas y procedimiento de cálculo del apartado 3.4.2.
(3.8)
y aplicar las
3.5 Ventajas de la compensación
La compensación de energía reactiva comporta ventajas de dos tipos:
• Ventajas técnicas
Aumento de la capacidad de las líneas y transformadores
Mejora de la tensión de red
Disminución de pérdidas
• Ventajas económicas
Reducción del precio de los términos de potencia y de energía
3.5.1 Aumento de la capacidad de las instalaciones
3
Es frecuente que las líneas, interruptores y otros medios de distribución
alcancen el límite de carga y hagan necesaria su ampliación. Una forma
de aumentar la capacidad de la instalación es corregir el factor de potencia,
descargando las líneas de potencia reactiva, con lo cual aumenta su
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
71
capacidad de transporte de energía activa. En la Fig. 3.5 se da un gráfico
que permite calcular la potencia activa adicional que puede obtenerse de una
a
.
instalación si se mejora el factor de potencia de
100.00
90.00
P activa adicional referida a P1
80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
0.5
0.55
0.6
0.65
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
0.95
1
Factor de potencia inicial
Fig. 3.5.- Potencia activa adicional que puede obtenerse al compensar reactiva
3.6 Conceptos y definiciones relativas a la compensación del FP
Tal como hemos dicho, en muchos casos se realiza una regulación del total de
potencia reactiva a compensar por grupos o escalones. El número de escalones
y la potencia de cada uno suelen escogerse en la fase de diseño del equipo de
compensación y pueden darse diversas combinaciones. En primer lugar daremos
algunas definiciones que nos ayudarán a centrar el problema:
3.6.1 Definiciones:
Número de Escalones ( N E) : Entendemos como tal el número de grupos
en que se ha fraccionado la potencia total de un equipo de compensación de
reactiva. Estos grupos pueden ser de igual potencia o no, tal como se explica a
continuación.
3
Programa de regulación: Las potencias de los distintos grupos o escalones
suelen seguir ciertos patrones denominados “programas”. El programa indica la
relación que existe entre las potencias de los distintos escalones. A continuación
se indican los programas más frecuentes, aunque los sistemas de regulación
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
72
trifásicos actuales permiten establecer pasos totalmente independientes:
• Programa 1:1:1 . Todos los escalones tienen la misma potencia. Por ejemplo,
un equipo de 100 kvar y 5 pasos está formado por 5 escalones iguales de 20
kvar y se describe como equipo de (5 x 20) kvar. Obsérvese que la potencia
del primer escalón (regulación mínima), P1, y el número de escalones, NE, están
relacionados por la relación:
P1=Ptot / NE
(3.9)
• Programa 1:2:2 . Todos los escalones a partir del segundo tienen doble
potencia que el primero. Por ejemplo, un equipo de 180 kvar y 5 escalones
está formado por un primer escalón de 20 kvar y 4 escalones iguales de 40
kvar y se describe como equipo de (20 + 4 x 40) kvar. Obsérvese que la
potencia del escalón menor de regulación, P1, y el número de escalones, NE,
están relacionados por la relación:
P1=Ptot / (2NE-1)
(3.10)
• Programa 1:2:4 . La potencia del segundo escalón es doble de la del primero
y la del resto de escalones a partir del tercero es 4 veces la potencia del
primero. Por ejemplo, un equipo de 300 kvar y 5 escalones está formado por
un primer escalón de 20 kvar, un segundo de 40 kvar y 3 escalones iguales de
80 kvar y se describe como equipo de (20 + 40 + 3 x 80) kvar. Obsérvese que
la potencia del escalón menor de regulación, P1, y el número de escalones, NE,
están relacionados por la relación.
P1=Ptot / (4NE-5)
(3.11)
• Otros Programas. Pueden utilizarse otros programas, como el 1:2:2:4 o el
1:1:2:2, etc. El significado de los números, como se habrá deducido de los casos
anteriores da la proporción de las potencias entre el primer escalón, al que se
asigna valor 1 y los siguientes (2 significa doble potencia, 4 significa 4 veces
más, etc.).
• Número de pasos ( N p). El término número de pasos significa el número
de valores intermedios en que está fraccionada la potencia total. A veces se
confunde el número de pasos con el número de escalones, pero en realidad solo
coinciden en el programa 1:1:1. En general el número de pasos se obtiene de la
siguiente fórmula:
(3.12)
3
Así por ejemplo en una batería de 5 escalones con programa 1:2:2, el número
total de pasos es de 4 escalones x peso 2 + 1 escalón x peso 1 = (4 x 2 + 1)
pasos = 9 pasos
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
73
3.6.2 Elección del número de pasos
Es frecuente que para regular un equipo de reactiva, se conecten y desconecten
pasos que pueden representar un 20 ó un 25% de la potencia total. Puede
parecer que estos pasos tan grandes dan lugar a una regulación pobre o a un
mal comportamiento del sistema, haciendo que la corriente total sufra grandes
variaciones, pero el ejemplo siguiente pone de manifiesto que esto no es cierto
y que cuatro o cinco pasos suelen ser suficientes para obtener una buena
regulación. El aumentar excesivamente el número de pasos puede por contra
generar inconvenientes por el elevado número de maniobras que debe hacer
el equipo de compensación, causando como consecuencia un envejecimiento
más rápido de los contactores. El ejemplo siguiente permite tener una idea
cuantificada de los saltos que comporta la regulación por escalones.
= 0,707,
Ejemplo: Para un conjunto de cargas que consumen 141 A con un
y de la corriente total al ir compensando
calcular cuáles son los valores de
con un equipo dividido en 5 escalones.
La solución se da en la Tabla 3.2 y está basada en simples cálculos geométricos
de los triángulos de potencias dibujados en la Fig. 3.6 La corriente reactiva, Ir,
es de 100 A inicialmente y se compensa en 5 escalones, por tanto cada vez que
introducimos un escalón la Ir desciende en 20 A (100 A/5). Una vez conocida Ir y
y la corriente
puesto que Ia es fija, también de 100 A, se puede obtener el
total Itot por las ecuaciones (3.13) y (3.14).
Tabla 3.2.- Resultados con
Ir
Ia = 100 A y distintos valores de Ir
Escalones
conectados
Ir (A)
0
100
0.707
141
60 A
1
80
0.781
128
40 A
2
60
0.857
117
20 A
3
40
0.928
108
4
20
0.981
102
5
0
1.000
100
100 A
80 A
Itot = 141 A
= 0,707
Ia = 100 A
0A
Fig. 3.6.- Ejemplo de regulación por escalones
Itot (A)
(3.13)
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
(3.14)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
74
Obsérvese por ejemplo, que entre conectar 4 ó 5 escalones, la diferencia en la
resultante varía solo de 1 a 0,98. En
corriente total es solo de 2 A, y el
términos porcentuales, estas proporciones se mantienen para cualquier potencia,
dependiendo solo del número de pasos. Es decir, al fraccionar la potencia en 5
de
pasos, el último paso solo hace variar la corriente total en un 2% y el
1 a 0,98 . Es por esto que un excesivo fraccionamiento del número de pasos
no aporta ventajas y en cambio comporta un mayor número de maniobras y
consecuentemente mayor desgaste del equipo.
3.7 Elección del factor de potencia final
En todos los cálculos del apartado anterior hay que fijar el factor de potencia
final deseado (cos jf,). El valor óptimo para este factor de potencia es la
unidad, pero, como se ha dicho en el apartado 3.4.1 algunas veces cabe
cuestionarse si interesa económicamente alcanzar dicho valor. Este interés
puede depender de la tarifa eléctrica vigente en cada momento, que podrá fijar
recargos más o menos importantes en cada país o en cada momento. Para poner
de relieve esto vamos a desarrollar un ejemplo:
Supóngase una instalación con un consumo de 100 kW durante 200 h al mes y un
cos ji, inicial de 0,707. Con las tarifas vigentes en 2009, esto hubiera supuesto un
consumo de 20000 kvarh y un recargo en la facturación de 340 €. En dichas tarifas,
los recargos prácticamente desaparecían a partir de un cos j promedio mensual de
0,9. Suponiendo un consumo regular, la potencia de condensadores necesaria para
alcanzar dicho factor de potencia final de 0,9 sería de 53 kvar. Con ello se hubiera
reducido la corriente promedio total de 204 A a 160 A, se hubiera conseguido una
reducción de pérdidas de transporte de un 38,5% aproximadamente [(2042-1602)/
2042] y se hubiera eliminado totalmente el recargo de 340 €.
En la tarifa de 2010, la situación sería la siguiente. La misma instalación anterior
con un factor de potencia inicial de 0,7 hubiera tenido un recargo de 1246 €.
Pero además, en dicha tarifa de 2010 el límite exento se subió de cos j 0,9
 a
0,95, por lo que la misma instalación corregida a cos j de 0,9 tendría todavía un
exceso de 3114 kvarh y supondría un recargo de 130 € aproximadamente. Para
evitar este recargo haría falta ahora instalar una potencia de condensadores
de aproximadamente 67 kvar, es decir , 14 kvar más que antes para evitar la
penalización por tarifa. Con estos condensadores se consigue rebajar la corriente
de los 204 A iniciales a 152 A aproximadamente, con lo que las pérdidas se
reducen un 44,5% [(2042-1522)/ 2042] y el recargo se elimina totalmente.
3
Si en la misma instalación nos proponemos alcanzar un factor de potencia
final de 1, la potencia de condensadores necesaria sería de 100 kvar,
obteniéndose la exención de recargo y una corriente final de 144,3 A, y una
reducción de las pérdidas de un 50%
Como se ve en el ejemplo, conviene siempre llevar el cos j al valor límite a partir
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
75
del cual no hay recargo, lo cual supondría, en el caso de la tarifa 2010 colocar
un condensador de 67 kvar.
Obsérvese que resulta difícil de justificar económicamente la solución de
compensar a factor de potencia cos j=1. En nuestro caso supondría poner
la diferencia entre 67 kvar y 100 kvar y el beneficio sería sólo la reducción
de pérdidas y la mayor disponibilidad de potencia. No obstante, para
consumos grandes, esta reducción de pérdidas puede justificar la inversión en
condensadores en un período de tiempo de unos años.
3.8 Equipos de compensación de reactiva
Para la compensación de la energía reactiva se emplean condensadores
conectados en paralelo con las cargas que generan dicha energía. Existen
varias posibles soluciones en cuanto a la forma de implantación, dependiendo del
entorno de que se trate. Desde el punto de vista de eficiencia, los condensadores
de compensación deben conectarse lo más próximos posible a las cargas
que generan reactiva, pero en general se suele agrupar la compensación de
varias cargas. La Tabla 3.3 ofrece un resumen de las formas de aplicación más
frecuentes.
• A nivel residencial (P<15 kW) no existen recargos ni bonificaciones por el
consumo de reactiva en contratos de tipo doméstico, pero en determinados
casos sigue siendo interesante la compensación para reducir la corriente
consumida por los receptores. Esto permite mayor carga sin rebasar el tope
impuesto por el limitador ICP.
• A nivel industrial, debemos distinguir entre usuarios con transformador propio
e instalaciones donde el transformador es compartido por más de un usuario.
En el primer caso se suele implementar la compensación de forma global a
nivel de embarrado de BT del transformador, pero existe aún la disyuntiva de si
compensar en baja tensión o en media o alta tensión. En caso de transformador
compartido por varios usuarios, la compensación suele hacerse a nivel global,
para cada usuario.
Tabla 3.3.- Soluciones para la compensación de energía reactiva
TIPO DE
COMPENSACIÓN
APLICACIONES
• Alumbrado fluorescente
ENTORNO
Compensación
• Electrodomésticos
DOMÉSTICO
individual
• Ascensores
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
• Sistemas de climatización/bombeo
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
ENTORNO
INDUSTRIAL
AT (Alta Tensión)
MT (Media Tensión)
76
Compensación
• Cargas de potencias muy altas
individual en AT-MT
• Cargas muy alejadas de la acometida
Compensación
global en AT
Compensación
individual en BT
BT (Baja Tensión)
Compensación
global en BT y MT
• Pocos receptores de gran potencia
• Compensación basta combinada
con otra más fina en BT
• Cargas de potencias medias y altas
• Transformadores de distribución
• Cargas muy alejadas de la acometida
• En BT se aplica a la mayoría de los
casos a nivel de cada abonado
• En MT o grandes consumidores
se aplica a nivel de subestación
La compensación individual se realiza con un mínimo de componentes,
prácticamente colocando el condensador o condensadores individuales, sus
protecciones y maniobra en los propios armarios de control o de distribución de la
carga a compensar. Las Figs. 3.7 y 3.8 muestran la forma de los condensadores
de potencia, tanto para baja tensión como para alta tensión. En general, todos
ellos son condensadores de dieléctrico seco (polipropileno; sin PCB) que da muy
buenas prestaciones en cuanto a bajas pérdidas (menos de 0,5 W por kvar).
Fig. 3.7.- Condensadores para la
compensación de reactiva en MT
Fig. 3.8.- Condensadores para la
compensación de reactiva en BT
En el caso de equipos de compensación globales, la potencia reactiva total
se suele fraccionar en varios escalones formados por condensadores de
potencias adecuadas, de forma que la suma sea el total de la potencia reactiva
a compensar y en caso de desconectar cargas pueden desconectarse también
grupos de condensadores para adaptar la compensación a la demanda en
cada momento. Los distintos escalones se conectan y desconectan mediante
contactores o interruptores estáticos, bajo el control de un regulador automático
tipo computer. Las Figs. 3.9 y 3.10 muestran sendas fotografías de equipos de
compensación de media tensión y de baja tensión respectivamente.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 3.9.- Equipo de compensación
de reactiva de MT
77
Fig. 3.10.- Equipo de compensación
de reactiva de BT
La configuración típica de un equipo de BT con contactores de varios
pasos puede verse en la figura 3.12. La única parte exterior al equipo es el
transformador de corriente TI, cuya colocación debe hacerse de forma que mida
el conjunto de corriente de carga más los condensadores de compensación. La
Fig. 3.11 indica la forma correcta de colocación.
a) Conexión correcta
b) Conexión incorrecta
c) Conexión incorrecta
Fig. 3.11.- Conexión del transformador de medida de
corriente en equipos de compensación
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
φ
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 3.12.- Esquema tipo de un equipo automático de compensación de reactiva
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
78
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
79
3.9 Reguladores de potencia reactiva
Los reguladores de potencia o de energía reactiva miden el factor de potencia de
una determinada instalación y controlan la conexión y desconexión de grupos de
próximo a la unidad.
condensadores de la red con objeto de mantener el
Actualmente la mayor parte de reguladores están basados en un
microprocesador, lo cual permite, además de la función básica de regular el
 ,
factor de potencia, otra serie de funciones adicionales, como lectura del
tensiones y corrientes de línea, potencias, THD, establecer alarmas respecto a
diferentes condiciones de seguridad, monitorización a distancia, etc.
A continuación se dan las definiciones de una serie de conceptos básicos para
comprender el funcionamiento y ajustes necesarios en los reguladores de
reactiva. A título de ejemplo, en el apartado 3.9.1. se indican las prestaciones de
los reguladores de la serie MAGIC y computer.
3.9.1 Definiciones
• Sistema FCP (FAST Computerized Program): Sistema que controla la
secuencia de conexión de los distintos escalones, de forma que, para llegar
a una determinada potencia final demandada, tiende a minimizar el número
de maniobras y a igualar los tiempos de uso de los distintos escalones. Las
maniobras se realizan de forma que, para los escalones de igual potencia,
cuando hay demanda se conecta el que lleva más tiempo desconectado y
cuando hay exceso se desconecta el que lleva más tiempo conectado.
• Regulador de cuatro cuadrantes: Este término significa que el regulador es
capaz de medir y regular, tanto si la potencia activa va de red a cargas (caso
habitual de instalación consumidora) como si va de carga a red (caso de
instalaciones que incluyan generadores y por tanto permiten tanto el consumo
como la exportación o venta de energía).
• Relación del transformador de corriente, K: Los reguladores de reactiva
necesitan medir la corriente de red a través de un transformador de corriente
(ver Fig. 3.12). La corriente de primario de éste se elige con un valor nominal
algo superior a la corriente máxima a medir y habitualmente el secundario
estándar es de 5 A a nominal. La relación entre la corriente nominal de
primario y los 5 A de secundario se denomina factor K . Así por ejemplo
para una instalación que tenga un consumo de 180 A se puede elegir un
transformador de 250/5, cuyo factor K sería 250 dividido por 5, es decir
K=50.
3
• Corriente del primer paso IC1, y factor C/K: En el regulador debe prefijarse
el programa de regulación (ver apartado 3.7.1) y la corriente absorbida por el
primer escalón. Este último dato puede darse de dos formas:
- Programando independientemente dos parámetros: La corriente del primer
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
80
escalón, IC1, y la corriente primaria del transformador de corriente Ip, (se da por
supuesto que el secundario es de 5 A)
- Programando un único factor llamado C/K. Este factor se obtiene dividiendo la
corriente del primer escalón, IC1, por el factor K definido en el párrafo anterior. Por
ejemplo, para un equipo cuyo primer escalón absorbe 30 A, con un transformador
300/5 (K=60), el factor C/K es K= 30 / 60 = 0,5.
• Número de pasos y programas de regulación: (ver apartado 3.6.1)
, los reguladores
• Fase de referencia de tensión. Para determinar el
necesitan medir el desfase entre tensión y corriente. En sistemas trifásicos
equilibrados, la medida se hace midiendo tensión entre dos fases y corriente
en una de ellas, pero esto admite múltiples combinaciones, por lo que debe
programarse en el regulador cuál es la disposición del circuito de medida. La
Tabla 3.4. muestra todas las combinaciones posibles y cuál es la opción que
debe programarse en los reguladores de la serie MAGIC y computer 8d, 14d
y PLUS.
• Tiempo de conexión: La conexión y desconexión de escalones no puede
ser instantánea para evitar fuertes transitorios en la red. Por ello el regulador
retarda la conexión o desconexión entre distintos escalones, durante un
tiempo llamado tiempo de conexión. En equipos convencionales maniobrados
con contactores, este tiempo suele ser de unos pocos segundos. En caso
de requerir maniobras más rápidas debe recurrirse al empleo de baterías
estáticas, donde los contactores se han sustituido por tiristores, lo cual permite
eliminar los transitorios de conexión y desconexión y por tanto maniobrar todo
lo rápido que se quiera. En tal caso el tiempo de conexión suele ser de unos
pocos milisegundos. (ver apartado 3.9.)
• Tiempo de reconexión: De acuerdo con las normas, entre el instante de
desconexión de un condensador y el instante de una nueva conexión debe
transcurrir un tiempo mínimo que permita descargarse al condensador hasta
un 5% de la tensión nominal de cresta. Para evitar una reconexión demasiado
rápida, los reguladores permiten ajustar el tiempo de reconexión. El ajuste
debe hacerse en general a un tiempo unas 10 veces superior al tiempo de
conexión.
• Alarmas:
3
1. Factor de distorsión: Los reguladores modernos suelen medir el valor
de la distorsión armónica total en la red (ver capítulo 4). Si se detectan
valores excesivamente altos de este parámetro es síntoma de que existen
sobrecargas en los condensadores o incluso de que se produce una
resonancia en el sistema. El valor de ajuste suele tomarse 15 puntos por
encima del % que se mida antes de conectar ningún condensador con un
tope del 50%.
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
81
2. Pérdida de capacidad: Sistema preventivo ante la pérdida de capacidad
de los condensadores. Se recomienda este tipo de alarma a partir
de una reducción de capacidad de un 30% del valor de origen. Para
ello se requiere medir en las tres fases de entrada de la batería de
condensadores.
3. Control de niveles de tensión: Supervisar los niveles de tensión de red
si se mantienen dentro de los valores tolerables por los condensadores.
4. Temperatura: El control de temperatura dentro de la batería es vital
para mantener el correcto funcionamiento de los condensadores,
fundamentalmente. Los condensadores no deben superar temperaturas
superiores a los 40 ºC, siendo recomendado mantener una temperatura de
30 ºC.
5. Vigilancia de fugas: Incorporación de sistema de vigilancia de las fugas
que se producen en cada paso, con lo cual podemos deshabilitar y avisar
de los pasos que están teniendo mayor fuga.
Tabla 3.4.- Fase de referencia de tensión para las distintas conexiones posibles.
Fases de medida
Corriente en L3
Tensión en L2-L3
o
Corriente en L1
Tensión en L3-L1
o
Corriente en L2
Tensión en L1-L2
Conexión
de TI
directo
Programa Desfase U-I
computer con
=1
t-1
30º
invertido
t-4
210º
directo
t-3
150º
invertido
t-6
330º
directo
t-2
90º
invertido
t-5
270º
o
Corriente en L3
Tensión en L3-L1
o
Corriente en L1
Tensión en L1-L2
Corriente en L1
Tensión en L2-L3
ó
Corriente en L2
3
Tensión en L3-L1
ó
1
2
3
4
5
6
7
8
9
L1
Corriente en L2
Tensión en L2-L3
Esquema Tipo
Corriente en L3
Tensión en L1-L2
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
L3
S2
P2
S1
P1
L2
L3
N
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
82
3.10 Compensadores estáticos
En las instalaciones donde las fluctuaciones de carga son importantes y
rápidas, la conexión y desconexión de escalones a base de contactores no
permiten actuar lo suficientemente rápido como para tener en cada momento la
compensación necesaria. En tales casos la solución idónea consiste en aplicar
contactores estáticos, a base de tiristores, para la conexión y desconexión de
los condensadores. Las ventajas obtenidas con ello son las siguientes:
•
Conexión del condensador sin transitorio de arranque. La conexión se
produce en el preciso momento que la tensión de red coincide con la
del condensador, incluso cuando éste se encuentra total o parcialmente
cargado. Por este motivo se elimina cualquier transitorio de conexión y
desaparecen los huecos u otras perturbaciones, que en muchos casos
provocan interferencias sobre equipos electrónicos.
•
Desconexión del condensador sin transitorio. La desconexión se produce
al paso por cero de la corriente)
•
Cadencia de maniobras ilimitada. Las dos condiciones anteriores hacen
que los tiempos entre conexiones y desconexiones sucesivas pueda llegar
a ser de un ciclo de red si la carga lo requiere (16,6 ms en el caso de red
a 60 Hz).
•
Respuesta inmediata a la demanda de compensación. Esta condición
es inalcanzable con los equipos convencionales con contactores y resulta
imprescindible para cargas tales como: máquinas de soldar por puntos
o pequeños cordones, ascensores, grúas, hornos y en general aquellas
que presenten ciclos cortos de carga.
•
Menor desgaste de los condensadores y de los interruptores de maniobra.
Esta es una consecuencia inmediata de la eliminación de transitorios y
de la total ausencia de partes mecánicas móviles. La vida útil del equipo
en su conjunto se incrementa notablemente con respecto a los equipos
convencionales con contactores. La Fig. 3.13 muestra la evolución de
la tensión y corriente en el condensador, UC e IC. Obsérvese que en un
equipo estático no existe punta de corriente de conexión, mientras que
en un equipo convencional con contactores dicha punta puede alcanzar
valores de 50 veces la corriente nominal de cresta.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
UC
IC
a) Conexión estática
83
UC
IC
b) Conexión con contactor
Fig. 3.13 .- Comparación de los transitorios de conexión con batería estática y con
contactor (A: Tensión en los condensadores; B: Corriente en los condensadores)
CIRCUTOR ha desarrollado una serie de equipos que incorporan el contactor
estático, con un sistema propio patentado. Las Figs. 3.14 y 3.15 muestran un
equipo modular EMK y el anterior de un módulo estático individual EMF.
Fig. 3.14 .- Equipo tipo EMK
3
Fig. 3.15 .- Vista interior de
un módulo estático
Fig. 3.16 .- Esquema de principio de un paso de batería estática
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
84
Para el mando de los equipos estáticos es preciso recurrir a reguladores rápidos
como el FastComp o computer PLUS, que permiten medir las necesidades
de reactiva de red y compensar en un tiempo inferior a 20 ms. Obsérvese
que pueden hacerse maniobras más rápidas por lo que al interruptor estático
se refiere, pero no es conveniente si no se ha medido como mínimo un ciclo
completo del sistema trifásico (60 ms). No obstante, en algunos casos pueden
utilizarse módulos estáticos accionados directamente por un contacto del equipo
de que controla la conexión y desconexión de las cargas fluctuantes (en general
autómatas o equipos de control de soldadura, hornos de inducción, etc.) . La Fig.
3.16 muestra un esquema simplificado de un paso de un equipo estático, con
los principales bloques. Los equipos estáticos se llaman también a veces TSC
(Thyristor Switched Capacitors)
Los equipos estáticos pueden también utilizarse para aplicaciones donde se
requiera filtro de armónicos, es decir, para maniobrar conjunto L+C previstos para
evitar sobrecargas y resonancias (véase el capítulo 9).
3.11 Compensación fase-fase del FP
En las instalaciones eléctricas es cada vez más frecuente encontrar consumos
fuertemente desequilibrados. Contribuyen a dicho desequilibrio dos tipos de
cargas: Por un lado las cargas entre fase y neutro y por otro lado cargas
monofásicas entre fase y fase. Estas últimas están proliferando con potencias
considerables en plantas industriales con algunos tipos de hornos, sistemas de
calentamiento por inducción y/o equipos de soldadura.
Los efectos más importantes de dichos desequilibrios son de dos tipos:
• Corrientes de neutro elevadas (Corriente homopolar)
• Corrientes en las fases desiguales, con desfases desiguales (Componente inversa)
3
El aumento de la corriente de neutro por desequilibrio es un tema muy conocido,
pero los efectos del desequilibrio de las corrientes de fase han sido menos
estudiados. Dicho desequilibrio disminuye significativamente la eficiencia de
los sistemas de distribución y transporte. A título de ejemplo, consideremos
un transformador de 1000 kV·A. El diseño se ha hecho considerando que esta
potencia estará repartida entre las tres fases. Si pretendiéramos alimentar con
él un sistema cuyas cargas estuvieran todas ellas entre una fase y neutro o
cargas entre dos fases, evidentemente no podríamos obtener 1000 kW, aunque
+ reducción
el factor de potencia de las cargas fuese la unidad (incluyendo
por armónicos). Así pues, la potencia que podemos obtener de un transformador
depende de alguna forma del grado de desequilibrio de las cargas. Obsérvese
que el problema tiene un cierto paralelismo con el del factor de potencia. En
efecto, si conectamos a un transformador, como el del ejemplo anterior, de 1000
kV·A, cargas con un factor de potencia inferior a la unidad, tampoco podemos
obtener los 1000 kW.
El ejemplo anterior sirve para poner de relieve que el desequilibrio de las
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
85
corrientes de carga, al igual que un factor de potencia inferior a la unidad,
comportan un uso ineficiente del sistema de distribución y transporte.
3.11.1 ¿Cómo afecta el desequilibrio a los sistemas de compensación del
FP?
La “compensación de factor de potencia”, juega un papel primordial en
optimización de los sistemas de distribución y la minimización de pérdidas en
las instalaciones eléctricas. Cuando hablamos de compensación de factor de
potencia en este contexto debemos entenderla en su forma más general, que
), el filtrado de
engloba la compensación de desfase tensión corriente (
armónicos y la corrección de desequilibrio.
Las baterías de condensadores y los filtros pasivos estándar ofrecidos
actualmente en el mercado son siempre equipos trifásicos equilibrados lo cual
hace que sean muy ineficientes para redes con un alto grado de desequilibrio.
En los párrafos siguientes se indican las nuevas tendencias en equipos de
compensación basados en condensadores o grupos L-C.
3.11.2 Nuevas técnicas de compensación para sistemas desequilibrados
Como se ha dicho, el sistema clásico de compensación de reactiva y filtrado
de armónicos se basa en equipos que conectan pasos trifásicos equilibrados.
Es frecuente incluso que el regulador de FP mida corriente solo en una fase y
regula la compensación suponiendo que el sistema es equilibrado. La conexión
del circuito de potencia se hace mediante contactores (baterías convencionales)
o mediante tiristores (baterías estáticas) en el caso de cargas con un perfil de
corriente muy variable en el tiempo.
Para sistemas con cargas muy desequilibradas el método clásico no consigue
una buena regulación del FP y puede producir una compensación errónea por
varios motivos: El primero y más importante es que la compensación depende
de la fase donde se mide la corriente. Según sea la más cargada o la menos
cargada el sistema puede crear sobrecompensación o falta de compensación a
nivel global, generando en ambos casos pérdidas innecesarias y causando un
consumo de energía reactiva que luego será motivo de un recargo en la factura
del suministro eléctrico.
Supuesto que se mida en tres fases y se compense según un valor promedio de
la energía reactiva medida en las tres fases, se consigue alguna mejora, pero
el sistema de compensación sigue siendo imperfecto, ya que se carga con una
reactiva innecesaria algunas fases y no se llega a compensar completamente
otras.
3
Para solucionar estos problemas y aumentar la eficiencia de los sistemas de
compensación del factor de potencia CIRCUTOR ha desarrollado una nueva
serie de reguladores, denominada computer PLUS, capaces de medir y
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
86
realizar la compensación individual de cada fase, tanto para sistemas donde
dominan las cargas en estrella (fase – neutro) como para sistemas en los que
dominan las cargas en triángulo (trifásicas o monofásicas entre fase y fase).
La Fig. 3.17 muestra un esquema para un paso de un filtro, controlado por
tiristores, en configuración triángulo, de forma que puede compensarse cada
fase individualmente. Nótese que esta compensación debe hacerse siempre con
interruptores estáticos. No podría hacerse con contactores, puesto que éstos
conectan las tres fases a la vez.
L1
L2
L3
400V AC
SUPPLY
1K2
1G2
1K1
1G1
2K2
2G2
2K1
2G1
3K2
3G2
3K1
3G1
V1 230 I1 150 kW1 80 kvar1 60
V2 230 I2 150 kW2 80 kvar3 60
V3 230 I3 150 kW2 80 kvar3 60
SH
RS+
RS-
cos j= 0.8
COMPUTER+
SH
RS+
RS-
ADJ
A
B
C
D
E
SH
RS+
RSCOM
AL1
400V
230V
0V
CPC3i-xRS
1K2
1G2
1G1
1K1
2G1
2K1
2K2
2G2
3K2
3G1
3K1
3G2
COM
L
C
AL1
BLOQUE DE POTENCIA
Fig. 3.17.- Esquema de un paso de batería estática con
regulador midiendo corriente y tensión en las tres fases
Para instalaciones donde dominan las cargas monofásicas entre fase y neutro,
los pasos deben configurarse en estrella y el regulador mide la tensión y corriente
en las tres fases y decide cómo compensar cada una independientemente. Para
instalaciones con cargas entre fases desequilibradas, el regulador es capaz de
escoger la conexión óptima que minimiza la corriente de todas y cada una de
las fases, consiguiendo así el mínimo de pérdidas y en consecuencia la máxima
eficiencia en la instalación.
3
3.11.3 Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación de
suministro.
Los costes de una instalación para alimentar una planta industrial, un edificio
comercial, un edificio de oficinas o de viviendas, podemos dividirlos en dos
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
87
grandes conceptos:
• Coste de la infraestructura para alimentación, básicamente transformadores y líneas
de distribución.
• Coste de la energía consumida.
El desequilibrio de cargas incrementa los costes por ambos conceptos. En
efecto, a causa del desequilibrio se debe aumentar la potencia nominal de los
transformadores y la sección de los cables, pues la corriente máxima que circula
por alguna de las fases en caso de desequilibrio es mayor que la que circula en
caso de alimentar cargas equilibradas.
A título de ejemplo hagamos un sencillo cálculo para una carga de 1 kV·A en
dos casos:
Caso 1: Carga alimentada por un sistema trifásico equilibrado a 400 V .
El consumo es de 1,44 A por fase, en las tres fases.
Caso 2: Carga alimentada entre dos fases. El consumo de corriente es
de 2,5 A en dos fases y cero en la tercera.
Por tanto, en este caso de desequilibrio extremo podemos tener que
sobredimensionar los cables y el transformador hasta un 73%.
En cuanto al coste de la energía consumida, éste también se incrementa en los
sistemas desequilibrados, debido a las pérdidas. Si tomamos como ejemplo el
mismo caso anterior y llamamos R a la resistencia de cada una de las fases,
resultan unas pérdidas de transporte que son:
Caso 1: Pérdidas por kVA
3 fases x (RI2) = 3 x R x 1,442 = 6,22 x R (W / kVA)
Caso 2: Pérdidas por kVA
2 fases x (RI2)= 2 x R x 2,52 = 12,5 x R (W / kVA)
Obsérvese que las pérdidas son prácticamente el doble para el caso extremo de
desequilibrio considerado.
3.12 Compensación individual de cargas
3
En determinados casos, bien sea en cargas de potencia considerable comparadas
con el total de una instalación, o bien porque son cargas conectadas a través
de líneas muy largas, puede ser interesante compensar de forma individual
estas cargas. Los casos más típicos son la compensación del transformador de
acometida y la compensación de algunos motores. En los párrafos siguientes
daremos algunas directrices de como compensar algunas cargas típicas de forma
individual.
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
88
3.12.1 Compensación del transformador de acometida
En general el transformador de acometida permanece conectado incluso en el
caso de desconectar las cargas y además, si la compensación se hace en BT no
se mide el consumo de reactiva del propio transformador. En esta situación queda
una potencia sin compensar que prácticamente se consume las 24 horas, a
menos que la medida del regulador se efectúe en el lado de alta. Para evitar este
consumo continuo de reactiva es habitual que los transformadores de acometida
se compensen mediante un condensador fijo conectado en paralelo con la salida
del transformador en el lado de BT o de AT, dependiendo de la potencia.
El consumo de reactiva de los transformadores se debe a dos conceptos:
• Un término fijo, debido a la reactancia magnetizante (corriente magnetizante), que
supone aproximadamente un 1,8 a un 2% de la potencia aparente del transformador
en kVA.
(3.15)
• Un término variable que depende de la carga y de la reactancia de dispersión, Xcc,
o si se quiere de la tensión de cortocircuito del transformador, ucc (véase apartado
2.10)
(3.16)
donde I2pu representa el índice de carga unitario, es decir, tanto por uno de la
carga nominal y ucc es la tensión de cortocircuito unitaria (ucc% / 100).
Regla práctica: La potencia reactiva total consumida por el transformador es
la suma de QM y QX . No obstante, como se ha dicho, la compensación suele
hacerse con un condensador fijo y por lo tanto independiente de la carga. La
potencia que suele elegirse es de un 5% de la potencia en kVA del transformador.
En algunos transformadores con ucc% > 6%, pueden elegirse valores del 6 ó 7%.
En ningún caso se recomienda una compensación fija con potencia superior al
10% de la potencia aparente del transformador.
(3.17)
3.12.2 Compensación de motores asíncronos
La corriente reactiva que absorbe un motor asíncrono de inducción se mantiene
bastante constante, cualquiera que sea su régimen de carga. La corriente reactiva
suele ser de un 90% de la corriente absorbida por el motor en vacío.
3
En general no es recomendable compensar a factor de potencia unidad y se
suelen colocar condensadores para compensar entre 0,9 y 0,95. Una fórmula
aproximada de cálculo de la potencia necesaria para compensar un motor a
=0,92 es la siguiente:
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
(3.18)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
89
En general, el
de los motores está especificado en su placa de
características y en los propios catálogos de fabricantes. Los valores de
nominales de los motores suelen ser mayores para motores de mayor número de
polos (menos revoluciones). En general, los valores resultantes suelen estar en
torno al 20% de la potencia del motor para motores de 1500 rpm, mientras que
para motores de 3000 rpm las necesidades son menores y para motores de 750
r/min puede ser más del 25%.
En cuanto a las formas de conexión de la compensación, suelen variar
dependiendo del tipo de maniobra de arranque que efectúe el motor.
Caso de arranque directo
En caso de arranque directo,
el condensador puede ponerse
directamente en paralelo con el motor,
según el esquema de la figura 3.18.
En general se coloca aguas abajo
de la protección térmica del motor,
con lo cual el protector térmico debe
ajustarse más bajo para proteger
adecuadamente el motor.
Fig. 3.18.- Compensación de
motor con C directo en paralelo
Motores freno: Fenómeno de
autoexcitación.
3
En caso de utilizar el motor en
polipastos o en montacargas, donde el
motor puede ir arrastrado, la colocación
de un condensador en paralelo
puede provocar la autoexcitación del
motor y en consecuencia impide la
actuación del freno. En este caso es
Fig. 3.19.- Compensación de motor con C preferible accionar el condensador
conectado con contactor independiente
con un contactor independiente, de
forma que éste abra a la orden de
paro del motor, según se representa
esquemáticamente en la Fig. 3.19.
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
90
Motor con arranque estrellatriángulo
En el caso de arrancadores estrellatriángulo puede escogerse entre dos
opciones:
• Conexión del condensador con el
contactor de triángulo. En tal caso,
el condensador no actúa durante el
arranque. (véase la Fig. 3.20).
Fig. 3.20.- Compensación en arrancador
estrella-triángulo con condensador de 3 •
bornes conectado al final del arranque
Uso de condensadores de 6 bornes,
directamente en paralelo con el
motor. En tal caso el conmutador
estrella-triángulo conmuta a la vez
el motor y el condensador (véase la
Fig. 3.21)
Caso de motor con arrancador por
pasos.
En caso de que el motor disponga
de algún tipo de arrancador por
pasos, se aconseja utilizar un mando
independiente para conectar el
condensador, como el esquema de
la Fig. 3.20. El condensador debe
conectarse con el último paso de
arranque.
Fig. 3.21.- Compensación en
arrancador estrella-triángulo con
condensador de 6 bornes
Motores regulados con convertidores de frecuencia o con arrancador
suave
3
No es aconsejable compensar motores gobernados por reguladores de frecuencia
o arrancadores estáticos. La inclusión de condensadores en paralelo con el
motor puede dañar el convertidor o el arrancador. Solo en caso de arrancadores
estáticos que al final del arranque quedan en “bypass” puede aplicarse la
compensación con mando independiente (Fig. 3.19)
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
91
3.12.3 Compensación de hornos
Cabe distinguir entre varios tipos de hornos:
a)
Los hornos de resistencias suelen tener de por sí un factor de potencia alto
y por tanto no es necesaria la compensación individual.
b)
Los hornos de inducción suelen tener un factor de potencia en torno a 0,8,
pero en condiciones transitorias de baja carga el consumo de activa puede
ser muy bajo, manteniéndose el consumo de reactiva. En tales condiciones
se recomienda la compensación con filtros de rechazo (ver capítulo 9).
c)
Los hornos de arco suelen ser de potencias considerables y generalmente se
alimentan en media tensión. La compensación se hace con condensadores
fijos en media tensión. Dado que generan grandes cantidades de armónicos
suelen acompañarse los condensadores con reactancias de filtrado,
sintonizadas para reducir la distorsión armónica.
3.12.4 Compensación de instalaciones de alumbrado
a)
El alumbrado de incandescencia no requiere compensación.
b)
Las lámparas fluorescentes y de descarga en general suelen tener factores
de potencia bajos, en torno a 0,5. Generalmente se compensan con
condensadores individuales.
3.13 Beneficios de la compensación en MT
La compensación en media tensión aporta beneficios similares a la compensación
en baja, pero además tiene el efecto adicional de contribuir a la regulación de
la tensión en la red de distribución. A continuación se da un resumen de los
beneficios obtenidos con la compensación en MT.
Optimización técnica
• Ayuda al control de la tensión a lo largo del sistema de transporte y distribución.
• Descarga tanto las líneas como los transformadores.
• Reduce el nivel de pérdidas en todo el sistema.
Optimización económica
• Reduce el coste de la energía reactiva facturable (Recargo según país y tarifas).
3
• Reduce el coste oculto que representan las pérdidas Joule en líneas de transporte
y distribución.
• Permite un mejor ratio (kW / kVA) de utilización de las instalaciones.
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
92
Sistema de distribución de
energía eléctrica en MT
Baterías de condensadores
CIRKAP
Calidad del
suministro
Optimización del coste
de explotación de redes
Aumento de
tensiones en:
- juegos de barras
- finales de línea
- Disminución de pérdidas
- Descarga de líneas y cables
- Descarga de
transformadores
Optimización
económica
- Disminución
coste energía
- Menor consumo de kW
- Menor consumo de kvar
Gestión de carga eléctrica en redes de distribución
Fig. 3.23.- Cuadro resumen de los beneficios de la compensación en MT
3.14 ¿Dónde y cuándo compensar en MT?
Básicamente debemos pensar en compensar en MT cuando se trate de
instalaciones de generación transporte y distribución de energía eléctrica en las
cuales se desee regular la tensión a final de línea o en instalaciones industriales
donde existan consumos en MT. Tal es el caso de algunos centros de bombeo,
centros de tratamiento de aguas, minería, fábricas de cemento, industrias
químicas, acerías, papeleras, etc.
En las instalaciones con distribución en MT y consumo en BT, es mejor la
compensación en BT, cerca de las cargas. No obstante, si el número de
transformadores MT/BT es elevado, es recomendable que al menos parte de la
compensación se realice en MT.
3.15 Definiciones de términos empleados en MT
A continuación damos un resumen de conceptos empleados en la definición de
equipos de media y alta tensión
Niveles de aislamiento (BIL)
3
El BIL indica el nivel de aislamiento de un equipo de MT. Para determinar este
nivel de aislamiento se realizan dos ensayos:
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
93
• Ensayo a frecuencia industrial durante un minuto. Este ensayo permite la
comprobación del aislamiento de un dispositivo simulando una elevada tensión de
red a 50 ó 60Hz.
• Ensayo de onda de choque de 1.2/50 µs Este ensayo permite la comprobación del
aislamiento de un dispositivo simulando la sobretensión generada en un transitorio de
apertura de una carga inductiva o el transitorio producido por un rayo.
Tabla 3 7.- Tensiones de ensayo y líneas de fuga según BIL
Nivel de aislamiento Tensión a frecuencia
BIL (kV)
industrial (kV)
Onda de choque
1.2 / 50 (kV cresta)
Líneas de fuga
en (mm)
7,2
20
60
190
12
28
75
190
17,5
38
95
300
24
50
125
435
36
70
170
600
• En los condensadores trifásicos, el nivel de aislamiento corresponde al
inmediato superior a su tensión nominal. Así por ejemplo, un condensador
trifásico CHV-T de 300 kvar, 6.6. kV debe tener un nivel de aislamiento de
7.2 kV.
• En los condensadores monofásicos, el criterio de elección varía respecto al trifásico.
Los niveles de aislamiento corresponden al mismo de la red a que se conecta la
batería en equipos no aislados de tierra (CEI 80.671-1).
Ejemplo: Batería 3 Mvar a 20 kV. Formada por 6 unidades de 500 kvar,
11.56 kV en doble Y. Nivel de aislamiento de los condensadores 24 kV
(BIL 50/125 kV)
Distancias de aislamiento y líneas de fuga
Se denomina distancia de aislamiento a la distancia que
existe entre dos partes conductoras de un equipo de MT
o AT.
Cabe distinguir entre distancia al aire y distancia sobre
una superficie aislante, como la que se representa en
la Fig. 3.24. A esta distancia, siguiendo la línea más
corta sobre superficie se le denomina línea de fuga. La
línea de fuga necesaria en un equipo o dispositivo está
directamente relacionada con los niveles de polución
ambiental en los que deba funcionar dicho equipo o
dispositivo.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Línea de fuga
Fig. 3.24.- Línea de
fuga en un aislador
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
94
Niveles de polución
Se entiende por nivel de polución la contaminación ambiental existente en el
lugar donde se instalan los equipos. A mayor nivel de polución se requieren
líneas de fuga más largas para garantizar el aislamiento. En caso de mucha
polución (polvo, aceites, salinidad, etc.) se producen defectos de aislamiento y
contorneos.
Existen varios niveles de polución y en cada uno de ellos se consigue un
determinado nivel de aislamiento por cada mm de línea de fuga. La Tabla 3.8
indica los distintos niveles de polución y la tensión de aislamiento por mm según
IEC.
Tabla 3.8.- Niveles de polución
Nivel de polución
Distancia de arco
Baja
16 mm/kV
Media
20 mm/kV
Alta
25 mm/kV
Muy Alta
31 mm/kV
3.16 Regulación del FP en redes de media tensión
Existen instalaciones que, ya sea por su tipología, características de sus cargas,
por el elevado consumo de energía o por el tipo de contrato que el consumidor
tiene con la compañía suministradora tienen que ser compensadas en media
tensión.
Si bien es cierto que según los Reglamentos de BT y de AT tan solo existe la
división entre baja tensión (tensiones hasta 1000 V c.a. ó 1500 V c.c.), y alta
tensión (valores mayores a los citados) en la práctica se suele denominar como
media tensión (MT) todo el rango de tensiones que va de 1 kV a 45 kV. Así pues
en el mercado se adopta el vocablo de compensación del factor de potencia en
media tensión, refiriéndose a las cargas susceptibles a ser compensadas cuya
alimentación está entre los 3 kV y los 45 kV. Por este motivo, y en adelante ,
nos vamos a referir a estos equipos como baterías de condensadores en media
tensión.
La compensación de potencia reactiva en MT está directamente relacionada con
diferentes aspectos que ayudan a la mejora de las condiciones de funcionamiento
de las instalaciones eléctricas y de las redes de distribución. Básicamente los
fines perseguidos son:
3
• Regulación de la tensión en distintos puntos de red.
• Mejora de la calidad del suministro. Básicamente controlando los niveles
de tensión en barras de subestaciones (SE) y centros de transformación
(CT).
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
95
• Mejora de los niveles de tensión en extremos de líneas.
• Mejora de los costes de explotación. Este aspecto está basado en
la compensación de la potencia reactiva, que comporta la reducción
de pérdidas Joule, el aumento del rendimiento de transformadores e
instalaciones y la reducción de costes tarifarios.
Cada uno de los puntos se desarrolla de una manera más exhaustiva en los
siguientes apartados.
3.16.1 Control del nivel de tensión en las líneas
Uno de los puntos críticos en la distribución de energía eléctrica es el mantener
las tensiones en distintos puntos de la red de distribución. Si se trata de redes
en anillo en los disintos CT y si son redes radiales en los finales de línea. Existen
dos posibles métodos para el control de la tensión al final de las líneas de
distribución de MT, que dependen de la configuración de la red de distribución:
a) Control en origen de línea, generalmente para líneas de configuración
radial.
b) Control en determinados puntos de una red en anillo o al final de una
línea de MT en una configuración radial.
Los diagramas de la Fig. 3.22 ilustran la forma en que la compensación de
reactiva consigue aumentar la tensión en el punto de suministro.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
96
R
X
I
Fuente
U1
U2
Cargas
U1
j
Ia
Ir
U2
X.I
R.I
I
Sin compensar
X
R
I
U2
Fuente
U1
Icomp
Cargas
Icomp
U1
j
Ia
Ir
X.I
U2
R.I
I
Compensado
Icomp
U1
U1
j
Ia
Ir
U2
U2
R.I
U2
X.I
R.I
I
U2
R.I
X.I
R.I
Comparación
3
Fig. 3.22.- Diagrama vectorial comparando la instalación con la no compensada
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
97
3.16.1.1 Control de la tensión en origen de línea.
Una forma habitual que emplean las empresas distribuidoras para mantener el
nivel nominal de tensión al final de una línea de MT no mallada, es regular la
tensión a la salida de subestación (SE) por encima de su valor nominal. Esto se
hace a base de compensar la energía reactiva en origen (barras del CT o SE)
para compensar la caída de tensión de la línea.
La conexión de condensadores en barras de MT lleva asociado el aumento de
tensión en el punto de su conexión. Según la Norma CEI 60-871-1, el cálculo del
incremento de tensión que supone la conexión de condensadores en una red de
MT puede obtenerse de la ecuacion (3.20).
En previsión de posibles fluctuaciones de carga, los condensadores a conectar
a la salida de la SE o CT se suelen fraccionar en pasos, que se conectan o se
desconectan con un regulador de factor de potencia. La potencia, tipo del equipo
de condensadores y el nivel de fraccionamiento del mismo, suele depender de
criterios propios de las Compañías distribuidoras.
Nótese que el fraccionamiento de la potencia total en diferentes escalones,
permite la mejora de los niveles de tensión para diferentes estados de carga de la
red, evitando sobretensiones que se producirían en caso de sobre-compensación
(exceso de energía capacitiva conectada a la red).
3.16.1.2 Control de la tensión con condensadores al final de línea
En caso de líneas de MT con varias ramificaciones, si éstas tienen una longitud
considerable (varios km), no es posible regular la tensión en todos los puntos
de distribución colocando condensadores al inicio de línea. Para estos casos
se suelen colocar los condensadores en nudos de distribución donde se quiere
regular la tensión.
La caída de tensión al final de una línea o tramo de línea pude calcularse por la
ecuación (3.19)
∆U (%) = 100·
P ⋅l
⋅ ( Rl + X l tg )
U n2
(3.19)
donde:
∆U(%): Caída de tensión porcentual referida a la tensión nominal Un
P: Potencia activa transportada
3
Rl y Xl: resistencia y reactancia por unidad de longitud (en general por km)
l: Longitud de la línea (en las mismas unidades en que se haya computado Rl y Xl)
Un: Tensión nominal de la red
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
98
Por otro lado, el aumento de tensión en un punto de la línea como consecuencia
de la conexión de condensadores, puede calcularse, según IEC-60871-1, por la
ecuación (3.20).
(3.20)
donde:
∆U(%): Caída de tensión porcentual referida a la tensión nominal Un
Qbat: Potencia de la batería de condensadores
Scc: Potencia de cortocircuito en el punto de colocación de los C
3.16.2 Reducción del nivel de pérdidas en líneas de MT
La reducción de pérdidas en instalaciones de distribución y transporte es un tema
muy importante a la hora de las valoraciones económicas de una instalación,
ya que, aparte de la reducción de coste por tarifa, se suma el coste oculto que
representan las pérdidas en las líneas de transporte y distribución. Así pues,
igual que ocurre en baja tensión, la instalación de una batería de condensadores
en MT supone una disminución directa de las potencias reactiva y aparente
solicitadas por la red, pero además comporta una disminución de pérdidas por
efecto Joule, es decir un ahorro de potencia activa.
A continuación se indican las expresiones para el cálculo de las pérdidas
por efecto Joule, el consumo de energía reactiva que presenta el cable y la
disminución de pérdidas (potencia activa) al conectar una batería en una línea
de MT.
(3.21)
Pérdidas Joule en una línea:
donde Rl es la resistencia por unidad de longitud y l es la longitud (en general
ambos datos por km)
Así pues, la disminución de pérdidas es proporcional a la disminución del
cuadrado de las corrientes (3.22)
2
∆I =
P 2 + Q L2
U2
−
P 2 + (Q L − Q bat ) 2
U2
=
2Q L Q bat − Q bat2
U2
(3.22)
donde P es la potencia activa transmitida a la carga, QL es la potencia reactiva
de la carga y Qbat es la potencia de la batería de compensación.
3
Por tanto la disminución de pérdidas como resultado de la compensación de
reactiva puede calcularse según (3.23):
∆P = Rl ·
2
2Q L Qbat − Qbat
U2
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
(3.23)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
99
En caso de compensar totalmente la potencia de la carga QL=Qbat, la reducción
2
2
de pérdidas sería ∆P = Rl ·l ·Qbat / U
3.16.2.1 Ejemplo de reducción de pérdidas Joule en un sistema de distribución
mediante líneas áreas.
En este caso se estudia la evolución del nivel de pérdidas de línea y caídas
de tensión de un sistema de distribución a 20 kV con y sin baterías de
condensadores conectadas.
Se procede a comparar el efecto de las baterías en una red aérea de MT
de distribución de energía en una zona rural, en la que existen dos centros
de reparto A y B, alimentados por sendas líneas A y B con resistencias
RlA =0,344 mΩ/km y RlB =0,444 mΩ/km
Fig. 3.25.- Red de distribución para el ejemplo de cálculo
I.- Estado de cargas sin baterías de condensadores conectadas
En origen, el sistema presenta el estado de potencias que se muestra en la
Tabla 3.5.
Tabla 3.5.- Datos de la instalación previos a la compensación
3
Punto de
conexión C
Centro Reparto A
Centro Reparto B
Potencia activa (MW)
7,39
2,7
4,39
Potencia reactiva (Mvar)
3,70
1,23
2,13
Potencia aparente (MVA)
8,26
2,97
4,88
cos φ
0,89
0,91
0,9
Pérdidas Joule (kW)
114,5
185
Reactiva consumida
por la línea (kvar)
129
208
Caídas de tensión (%)
5,2
5,25
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
100
Como se observa, en el punto de conexión al sistema eléctrico C, las condiciones
de conexión no son buenas, es decir, la potencia aparente es elevada y el factor
de potencia bajo.
II.- Situación con las baterías conectadas
Para mejorar el estado de la red, se conecta una batería de 1100 kvar a 20 kV
en el centro de reparto A (BCA) y una batería de 2000 kvar a 20 kV en el centro
de reparto B (BCB).
El balance de potencias queda modificado tal y como se observa en la
Tabla 3.6.
Tabla 3.6.- Datos de la instalación después de la compensación
Punto de
conexión C
Centro Reparto
A con BCA
Centro Reparto
B con BCB
Potencia activa (MW)
7,33
2,7
4,39
Potencia reactiva (Mvar)
0,54
0,13
0,13
Potencia aparente (MVA)
7,36
2,7
4,39
cosφ
0,99
0,99
0,99
Pérdidas Joule (kW)
94
150
Reactiva consumida
por la línea (kvar)
106
170
3,9 %
3,8 %
Caídas de tensión (%)
En este caso, se observa que en el punto C las condiciones se han optimizado
de una manera sustancial, se han disminuido las pérdidas Joule en las líneas
y se ha aumentado la tensión en los centros de reparto. De esta forma, se ha
optimizado la explotación y el rendimiento de la línea y se ha garantizando el
nivel de tensión a los usuarios.
3.17 Condensadores para MT
Los condensadores son los elementos esenciales de la compensación de
energía reactiva. Su principio de actuación es el mismo explicado en el capítulo
3 para equipos de BT. En el caso de condensadores de MT, éstos pueden tener
configuración monofásica o trifásica.
3
Los condensadores monofásicos tienen dos bornes y suelen emplearse en
equipos configurados como batería en estrella o doble estrella. Se suelen emplear
para redes con tensión por encima de 11 kV, o para baterías con tensiones
menores pero con altos niveles de potencia.
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
101
Los condensadores trifásicos disponen de tres bornes y suelen emplearse
para montaje de baterías de pequeña y mediana potencia para redes de hasta
11 kV.
Fig. 3.27.- Condensador de MT trifásico
Fig. 3.26.- Condensador
de MT monofásico
Composición de los condensadores
L o s c o n d e n s a d o r e s d e M e d i a Te n s i ó n
están compuestos por diferentes elementos
capacitivos básicos.
Estas unidades básicas se conectan en
grupos serie y/o paralelo con la finalidad de
obtener la potencia y tensión necesarias.
Una vez realizado el paquete de elementos,
se introduce el conjunto en una caja de
acero inoxidable, se añaden los bornes y
se impregna en aceite, garantizando así el
perfecto asilamiento y funcionamiento de la
unidad.
Fig. 3.28.- Composición de un
condensador monofásico de MT
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
102
Protecciones de los condensadores mediante fusibles internos
El condensador, como todo elemento de una
instalación eléctrica, tiene que ser capaz de
eliminar los defectos que, en su interior, se
puedan originar.
CIRCUTOR apuesta por la tecnología de
fusibles internos, que consiste en proteger
todos y cada uno de los elementos capacitivos
básicos del condensador con un fusible
interno.
En caso de defecto de un elemento capacitivo
básico se produce una descarga de los
elementos sanos sobre el averiado.
Fig. 3.29.- Detalle del fusible
interno en un condensador de MT
Esta descarga provoca la fusión inmediata del
fusible interno de la unidad dañada.
Este sistema presenta las siguientes ventajas,
que se clasifican en dos grupos:
Ventajas Operativas
• Desconexión inmediata del elemento dañado.
• Mínima generación de gases en el interior del condensador, por tanto efecto de
sobrepresión interna despreciable.
• Continuidad de servicio. La eliminación de la unidad dañada permite la
continuación del equipo conectado.
• Posibilidad de planificación del mantenimiento de la batería.
• Mantenimiento más sencillo.
Ventajas de diseño.
• Mayor potencia de condensador. (Permite más potencia por unidad de volumen)
• Utilización de menos condensadores por batería.
• Reducción del tamaño de bastidores o cabinas.
• Coste más económico de la batería.
3.18 Reactancias de choque para baterías de MT
3
La conexión de baterías de condensadores mediante interruptores
electromecánicos lleva asociada la creación de transitorios de corriente a la
conexión. La Norma CEI 60871-1 define el valor máximo de cresta que una
batería de condensadores puede generar en las maniobras de conexión.
Concretamente 100 veces su corriente nominal. Si este valor es superado, es
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
103
necesario el montaje de reactancias de choque RMV, cuya función consiste en
limitar el transitorio de corriente a valores aceptables por los condensadores y
para la propia línea que se compensa.
El valor de esta reactancia es variable en función de las condiciones de la
instalación, dependiendo básicamente de los siguientes parámetros:
• Potencia de cortocircuito de la instalación.
• Existencia de más baterías de condensadores.
• Poder de cierre de los interruptores automáticos. El valor de conexión residual una
vez montada la reactancia tiene que ser también inferior a los poderes de cierre del
aparellaje en general.
Como norma general se recomienda:
• En baterías de condensadores aisladas, es decir una sola batería en la instalación,
por norma general no es necesario la colocación de reactancias de choque. En
cualquier caso, se recomienda realizar la comprobación.
• En baterías en paralelo o en escalones de baterías automáticas, siempre es
necesaria su colocación.
Criterios generales de diseño de componentes
De acuerdo a la Norma CEI 60.871-1, los condensadores están diseñados para
soportar un 30 % de sobrecarga de corriente en permanencia.
Por este motivo, la norma aconseja que todos los componentes de una batería
soporten como mínimo 1,5 veces la corriente nominal.
En general se aconseja un dimensionado de 1,43 veces la corriente global de la
batería para:
• Cables de potencia
• Aparamenta en general
• Reactancias de choque
3.19 Baterías de condensadores MT
Según se ha dicho, en equipos de MT los condensadores pueden ser monofásicos
o trifásicos y esto da lugar a diferentes posibles configuraciones de las baterías
de compensación del factor de potencia.
3
Lo primero que hay que decir es que muchos equipos de compensación en MT
no se maniobran apenas nunca o muy pocas veces, puesto que los contactores
de vacío o los interruptores para maniobrarlos tienen un número de maniobras
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
104
limitado (del orden de unas 10.000), pasado el cual hay que hacer mantenimiento,
substitución de botellas de vacío, etc. Así pues, en la mayor parte de casos,
los elementos de corte de dichas baterías se emplean básicamente para su
protección y no para regular el FP con un regulador, como se explicó para BT.
3.19.1 Configuraciones de baterías de condensadores
Se pueden plantear diferentes tipos de configuración, dependiendo en general
de la tensión de empleo, de la potencia y de otros parámetros eléctricos de la
instalación. Para distintas configuraciones se emplean:
• Condensadores trifásicos (generalmente para potencias bajas y tensiones también
bajas)
• Condensadores monofásicos (para potencias y tensiones altas)
Baterías con condensadores trifásicos
Estos equipos son muy útiles para instalaciones industriales, dado que son
capaces de alojar pequeñas y medianas potencias en unas dimensiones
reducidas. La tensión de trabajo máxima es de 11 kV y la potencia de 1.6 Mvar.
Las aplicaciones más habituales son:
• Compensación de motores
• Compensación de transformadores
• Baterías automáticas
3
Fig. 3.30.- Batería trifásica simple
Fig. 3.31.- Batería trifásica simple
Baterías con condensadores monofásicos conectados en estrella
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
105
La aplicación de esta configuración queda únicamente reservada a pequeñas
potencias de batería, que por nivel de tensión de trabajo no pueden ser resueltas
con condensadores trifásicos.
Un caso práctico es, por ejemplo, una batería de 450 kvar a 15 kV. Este caso se
resuelve con 3 condensadores de 150 kvar a 8.67 kV de tensión nominal.
El nivel de aislamiento de los condensadores corresponde al de la red, es decir,
17.5 kV.
Fig. 3.32.- Batería trifásica con condensadores monofásicos
Baterías con condensadores monofásicos conectados en doble estrella
Es la configuración más utilizada en medianas y grandes potencias. La doble
estrella está formada por dos estrellas con un cable de unión entre neutros (ver
Fig. 3.33). Normalmente este sistema de configuración es utilizado en:
• Redes con tensiones de servicio mayores de 11 kV
• Redes con tensiones menores de 11 kV y potencias mayores de 1,6 Mvar
En el neutro se conecta un transformador de corriente para la detección de
corrientes de desequilibrio, que generalmente son síntoma de algún defecto en
los condensadores.
Esta disposición de los condensadores permite la realización del equipo sea
cual sea el nivel de tensión y potencia necesaria, partiendo de condensadores
estándar. En efecto, tal como se observa en la Fig. 3.33, el condensador o grupo
de condensadores de cada ramal, tendrá una tensión aplicada correspondiente
a la de fase. Una vez definida la tensión de cada condensador y, por tanto, el
número de unidades, se define la potencia de cada condensador.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
(3.24)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 3.33.- Batería trifásica con C
en doble estrella y protección
106
Fig. 3.34.- Batería trifásica con C
en doble estrella y protección
3.19.2 Formas de compensación
La compensación de FP en MT, al igual que se hacía en instalaciones de BT,
puede realizarse de forma fija o automática. La elección de una u otra depende
del tipo de instalación, de su configuración, del régimen de carga que ésta tenga,
así como del objetivo para el cual se instale el equipo, no obstante, como se ha
dicho más arriba la maniobrabilidad de una batería en MT es muy limitada y por
tanto se tiende a compensaciones fijas o con muy baja maniobrabilidad.
Compensación fija
Cuando los niveles de potencia reactiva son elevados y una parte importante
es más o menos constante, el equipo puede ser fijo. Un ejemplo de este caso
es instalaciones con conexión a redes de Alta Tensión y distribución en Media
Tensión
3
Fig. 3.35.- Compensación fija en una línea de MT con varios transformadores
Puede considerarse también una batería fija la que se emplea en instalaciones
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
107
industriales en las que existe un número reducido de receptores en MT, y los
regímenes de trabajo implican el no funcionamiento de todas las máquinas de
forma simultánea. Se sugiere entonces el uso de sistemas individuales para cada
carga, que se maniobran juntamente con ésta, según esquema de la Fig. 3.36.
Fig. 3.36.- Compensación fija individual por máquina ,
maniobrada con el interruptor de la propia máquina
Compensación automática
En instalaciones con variaciones importantes de carga es necesaria la colocación
de un equipo que siga las variaciones de la carga. Un ejemplo puede ser un
nudo de distribución de una industria a 6,3 kV tal y como se muestra en la Fig.
3.37. En tal caso, los contactores de vacío permiten una cierta maniobrabilidad
del sistema.
3
Fig. 3.37.- Compensación regulada con regulador de FP
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
108
3.20 Protección de las baterías de condensadores en MT
De una manera general, las protecciones de las baterías de condensadores en
MT podemos dividirlas en protecciones internas y protecciones externas, según
estén dentro o fuera del propio condensador.
3.20.1 Protecciones internas
Las protecciones internas protegen los equipos de los defectos que pueda haber
en el interior de los condensadores. Esta protección se garantiza normalmente
mediante los fusibles internos del propio condensador, que se han explicado
anteriormente.
3.20.2 Protecciones externas
Existen varias protecciones externas. Algunas de ellas son aplicables a todas las
baterías y otras dependen de la configuración. Las más frecuentes son:
Protección de desequilibrio de corriente de neutro (IN)
En baterías configuradas en doble estrella se combina la protección interna con
una protección de desequilibrio de corriente de neutro. Este sistema lo forman
un transformador de corriente y un relé asociado. En caso de defecto interno en
una de las fases de un condensador, aparece una corriente entre los dos puntos
estrella de los condensadores (neutros) y esto hace disparar el relé .
La corriente de defecto se detecta con un transformador de corriente, que da la
orden de desconexión del interruptor automático (ver Fig. 3.38)
Ured
Transformadores de fase
Reactancias de choque
Relés
de
protección
Ured/√3
3
Transformador
de intensidad de
desequilibrio
Fig. 3.38.- Compensación regulada con regulador de FP
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
109
Protección mediante fusibles de alto poder de ruptura
Este sistema se utiliza para la protección de baterías con condensadores
trifásicos. Los fusibles pueden ser montados solos o bien combinados con
contactores, es decir que, en caso de fusión, desconecta el contactor dejando el
equipo fuera de servicio.
Este sistema se utiliza hasta potencias de baterías de unos 1,5 Mvar y tensiones
menores a 12 kV.
Interruptor automático
Es el sistema más completo de protección de baterías de condensadores. Éste
puede estar montado en la misma batería, o bien en el centro de cabinas de MT.
El interruptor automático lleva asociado las siguientes protecciones:
• Cortocircuito y sobrecarga
• Homopolar
• Desequilibrio
Además, como adicional, se recomienda una protección de sobretensión en
el juego de barras. La Tabla 3.9 muestra un resumen de las protecciones en
baterías de MT.
Tabla 3.9.- Resumen de protecciones en baterías de MT
Baterías con condensadores trifásicos
Baterías en doble estrella
Tensiones nominales ≤ 11 kV
Tensiones nominales > 11 kV
Potencias de batería ≤ 1,4 Mvar
Potencias de batería > 1,4 Mvar
Para baterías fijas para motor
Interruptor automático con las
siguientes protecciones:
• Fusibles de alto poder de ruptura
• Sobrecarga y cortocircuito
(APC) con indicación de fusión
En baterías automáticas.
• Homopolar
• F u s i b l e s A P C c o m b i n a d o s c o n • Desequilibrio
contactor
Notas:
• Es aconsejable una protección de
sobretensión en el juego de barras.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
• La protección puede estar montada
en la misma batería o en el centro de
cabinas de MT.
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
110
3.21 Resumen
En este capítulo hemos estudiado las diferentes técnicas de compensación de
energía reactiva , tanto a nivel individual de ciertas cargas como a nivel global
de instalaciones, tanto de baja tensión como de media tensión.
Como resumen de este estudio podemos concluir que la compensación del factor
de potencia mediante condensadores es una práctica beneficiosa en muchos
aspectos, no tan solo por el hecho de ahorrar unos recargos en la factura de
consumo, sino que permite un mejor aprovechamiento de los transformadores y
líneas propias, ahorrando por tanto en instalaciones y también en consumos de
activa, al disminuir las pérdidas. Asimismo en el caso de baterías de MT permiten
regular la tensión en el extremo de determinadas líneas y por tanto contribuyen a
mejorar la calidad de suministro. Todos estos factores, aparte de la bonificación
tarifaria deben tenerse muy en cuenta al hacer las valoraciones económicas, pues
ayudan a reducir lo que hemos denominado “costes ocultos” de la energía.
3
comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas
4 PERTURBACIONES EN LA RED
4.1 Introducción
La red de alimentación ideal debería comportarse como una fuente de tensión
sin impedancia interna, con salida sinusoidal y tensión constante en todos los
puntos de suministro. No obstante, en el primer capítulo (apartado 1.4) ya hemos
introducido el concepto de calidad de suministro y hemos mencionado que en
la práctica la tensión recibida en los puntos de trabajo está distorsionada por
diversos motivos. La causa principal de la distorsión de la tensión de la red son
las propias cargas, por su propia forma de funcionar durante los arranques y
paradas, por la conmutación de corrientes importantes entre diversos circuitos,
ocasionando todo ello caídas de tensión en las impedancias del sistema.
Otras veces las causas de perturbación son externas, las más comunes son
las perturbaciones atmosféricas y las elevaciones del potencial de tierra en
condiciones de defecto.
Algunos tipos de distorsión en la red ocasionan pérdidas innecesarias, con
el consiguiente empeoramiento del rendimiento de las instalaciones. Otros
tipos de perturbaciones ocasionan problemas denominados de “compatibilidad
electromagnética”, esto es, problemas de mal funcionamiento o funcionamiento
errático de algunos equipos cuando se alimentan de una red muy perturbada.
Estos problemas, a pesar de no ser cuantificables en términos de rendimiento,
ocasionan pérdidas importantes de eficacia en los sistemas de producción por
averías o paros intempestivos.
El término “compatibilidad electromagnética”, abreviadamente EMC, se asocia
normalmente a perturbaciones de alta frecuencia en circuitos electrónicos, pero
incluye también todo tipo de perturbaciones generadas y propagadas por la red
de alimentación. En este capítulo nos interesaremos principalmente por estas
últimas. Básicamente nos centraremos en las que afectan a la amplitud y a la
forma de onda de las tensiones de red, definiremos los parámetros utilizados para
medirlas y presentaremos algunas soluciones para corregirlas.
4
Es muy importante tener en cuenta que el primer paso para resolver un problema
generado por perturbaciones es hacer un buen diagnóstico del problema. Es
habitual que aparezcan diversos tipos de perturbaciones juntos y sus efectos
mezclados, lo cual hace que a veces se atribuyan determinados efectos a
determinado tipo de perturbación sin haber estudiado suficientemente el caso.
Un mal diagnóstico lleva consigo que las medidas correctoras que se apliquen
tampoco serán acertadas. Para realizar dicho diagnóstico de forma correcta es
importante conocer los posibles problemas producidos por los diversos tipos de
perturbaciones, pero resulta fundamental disponer de instrumentos de medida
que ayuden a detectar y a cuantificar el fenómeno. El tema de medida de
perturbaciones será tratado más ampliamente en capítulos sucesivos.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
112
4.2 Clasificación de las perturbaciones de red
Según se define en la norma EN-50.160 [1] Los principales parámetros de la red,
que pueden verse alterados por algún tipo de perturbación son los siguientes:
• Frecuencia
• Amplitud
• Forma de onda
• Simetría del sistema trifásico
Generadores
aislados
42,5 ... 57,5 Hz
VARIACIONES DE
FRECUENCIA
FRECUENCIA
TRANSITORIAS
DURACIÓN > 1 CICLO
PERIÓDICAS
VARIACIONES
LENTAS DE U
SOBRETENSIONES
HUECOS
-10 ... +10%
+10 ... +25%
-10 ... +10%
FLUCTUACONES
FLICKER
modulación
0,5 ... 30 Hz
VARIACIONES
RÁPIDAS DE U
TRANSITORIOS
Picos y huecos
Escalón
alto dU/dt
AMPLITUD
TRANSITORIAS
DURACIÓN < 1 CICLO
PERIÓDICAS
ARMÓNICOS
DESEQUILIBRIOS
FUGAS
SIMETRÍA
CONDUCIDAS
ALTA
FRECUENCIA EMI
RADIADAS
BANDA A
BANDA B
Pulso(s)
Alto dU/dt
amplitud < 100%
1000 ... 2500 Hz
secuencia inversa
homopolar
30 mA, 500 mA
10 ... 150 kHz
150 kHz ... 30 MHz
30 ... 80 MHz
80 MHz ... 2 GHz
Fig. 4.1. Perturbaciones más frecuentes en la red eléctrica
4
Todos ellos pueden verse afectados de forma transitoria, es decir sin ninguna
cadencia de repetición determinada, o de forma periódica. Por otro lado, la
duración puede ser de fracciones de ciclo o de varios ciclos o incluso períodos
de varios segundos o minutos. En virtud de esta variedad de posibilidades las
perturbaciones reciben distintos nombres que definiremos a continuación. En
primer lugar, reproducimos aquí la figura 1.9, ya que ofrece un resumen bastante
esquemático de todos los tipos de perturbaciones propagados por la red eléctrica,
a los cuales nos referiremos en el resto de este capítulo.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
113
4.2.1 Definiciones
Las definiciones que siguen han sido extraídas básicamente de las normas EN50.160 [1] y UNE-EN-61000-4-30 [3]. La primera de dichas normas establece los
niveles de compatibilidad exigibles a la tensión de la red eléctrica. Se trata de una
norma muy genérica, que se complementa con la [2] y necesita de otras varias
de la serie UNE-EN-61000-xx (xx significa diversas partes) para concretar los
estándares de calidad. Nótese por ejemplo que [1] no establece límites para el
usuario, y no trata en absoluto de las perturbaciones de alta frecuencia.
Uno de los detalles importantes que faltan en la EN-50.160 es la forma de
medir la tensión para el cómputo de determinadas perturbaciones. Por poner
un ejemplo, al dar la tensión de red, no es lo mismo promediar 50 ciclos
(1 s) que promediar 500 ciclos (10 s). Cuantos más ciclos se promedian, menos
apreciables resultan las perturbaciones. Por lo general, para el cómputo de
variaciones lentas se toman promedios de 10 segundos, pero en otros tipos
de perturbaciones se hacen cómputos de tipo estadístico en base a promedios
con tiempos inferiores o incluso con valores de medio ciclo (10 ms). Las
técnicas de medida de las perturbaciones se dan básicamente en la norma
UNE-EN-61000-4-30 [3], aunque los conceptos de calidad de suministro están
regulados por una serie de normas de la serie UNE-EN-61000, (distintas partes).
A continuación damos una lista resumida de definiciones, extraídas de las normas
antes mencionadas, que nos van a ser útiles en el resto de este capítulo. Nótese
que en algunas definiciones hemos incluido entre paréntesis la traducción al
inglés por ser a veces el origen de algunos acrónimos de uso frecuente.
Calidad de Suministro (Power Quality, PQ): Características de la electricidad
en un punto dado de la red de energía eléctrica evaluadas con relación a un
conjunto de parámetros técnicos de referencia [3]. Estos parámetros son: tensión,
frecuencia, forma de onda, etc. y suelen tener valores declarados o nominales.
Cualquier desviación con respecto a estos valores declarados se considera una
falta de calidad de suministro. El tema de PQ (Power Quality) agrupa una serie
de técnicas que van desde la medida, presentación a efectos de cuantificación
de la calidad y métodos de corrección de las perturbaciones.
Punto de suministro o Punto de conexión común (Point of Common Coupling,
PCC): Punto de enlace de una instalación de un abonado con la red pública.
Tensión de alimentación: Valor eficaz de la tensión presente en un instante dado
en el punto de suministro y medido en un intervalo de tiempo dado.
4
Tensión nominal de una red (UN): Tensión que caracteriza o identifica una red y a
la cual se hace referencia para ciertas características del funcionamiento.
Tensión de alimentación declarada (UC): La tensión de alimentación declarada UC
es generalmente la tensión nominal U N de la red. Si, como consecuencia de un
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
114
acuerdo entre el distribuidor y el cliente, la tensión de alimentación aplicada en
sus bornes difiere de la tensión nominal, entonces, aquella tensión corresponde
a la tensión de alimentación declarada U C .
Baja tensión (BT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz
nominal es de 1 kV como máximo en C.A.
Media tensión (MT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor
eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 35 kV en C.A.
Perturbación conducida: Fenómeno electromagnético propagado a lo largo de
los conductores de las líneas de una red de distribución. En ciertos casos, un
fenómeno electromagnético se propaga a través de los arrollamientos de los
transformadores y, por lo tanto, entre redes de diferentes niveles de tensión.
Estas perturbaciones pueden degradar las prestaciones de un aparato, de un
equipo o de un sistema, o provocar daños en los mismos.
Frecuencia de la tensión de alimentación: Tasa de repetición de la componente
fundamental de la tensión de alimentación, medida durante un intervalo de tiempo
dado.
Fig. 4.2. Clasificación de las perturbaciones de amplitud
4.2.4.1 Perturbaciones no periódicas
La clasificación de las perturbaciones tiene a veces una nomenclatura poco
rigurosa y confusa, donde no siempre coinciden las definiciones de las normas
y las denominaciones habituales entre profesionales del sector. Para ayudar a
clarificar un poco este tema, la figura 4.2 da una clasificación de perturbaciones
que afectan a la amplitud de la tensión en función de su amplitud y duración. A
continuación siguen las definiciones dadas por las normas de la serie EN-61000.
4
Variación de tensión: Aumento o disminución de tensión, provocada normalmente
por la variación de la carga total de la red de distribución o de una parte de esa
red. Suelen medirse en promedios de 10 segundos. En general, en distribución,
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
115
se exige mantener la tensión dentro de un ±10 % durante el 95 % del tiempo.
En general, cuando se habla de variaciones de tensión se entiende que la
frecuencia es menor de 0,5 Hz. Por encima de esto, el defecto formaría parte de
una fluctuación considerada como Flicker.
Sobretensión temporal a frecuencia industrial (Swell): Sobretensión de una
duración relativamente larga en un lugar dado. Las sobretensiones temporales
son habitualmente debidas a maniobras o defectos (por ejemplo: reducción súbita
de la carga, defectos monofásicos, no linealidades, etc.)
Hueco de la tensión de alimentación (Sag): Disminución de la tensión de la
alimentación a un valor situado entre el 90 % y el 10 % de la tensión declarada UC,
seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo (ver
fig. 4.3). Por convenio [3], un hueco de tensión dura entre 10 ms y 1 min.
Nota: La norma [1] considera como umbrales del hueco entre 90 % y 1 %,
mientras que [3] considera que los umbrales son 90 % y 10 %.
Profundidad de un hueco: La profundidad de un hueco de tensión se define
como la diferencia entre la tensión eficaz mínima durante el hueco y la tensión
declarada.
Interrupción de alimentación: Condición en la que la tensión de las tres fases en
los puntos de suministro es inferior al 1 % de la tensión declarada UC, según [1]
ó 10 % de la tensión declarada según [3] (ver Fig. 4.3).
Una interrupción de alimentación puede ser clasificada como prevista, accidental,
interrupción larga o interrupción breve:
Prevista, cuando los clientes son informados de antemano. Esto permite la
ejecución de trabajos programados en la red de distribución.
Accidental, cuando está provocada por defectos permanentes o fugaces, la
mayoría de las veces ligadas a sucesos exteriores, a averías o interferencias.
Una interrupción accidental puede ser clasificada como:
• Interrupción larga (sobrepasando 3 min) provocada por un defecto permanente
• Interrupción breve (hasta 3 min) provocada por un defecto fugaz
Nota: Las repercusiones de una interrupción prevista pueden ser minimizadas
por el cliente si toma las medidas apropiadas, en cambio las interrupciones
accidentales son sucesos imprevisibles y esencialmente aleatorios.
4
Microcorte: Este término no aparece propiamente definido en las normas [1]
[3], pero suele aplicarse como sinónimo de interrupción corta con duración de
algunos milisegundos. Este tipo de perturbación aparece típicamente en los
disparos de protecciones con reenganche automático.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
116
Fig. 4.3. Huecos e interrupciones cortas (microcortes)
Variación rápida de tensión: Variación del valor eficaz de una tensión entre dos
niveles consecutivos mantenidos durante intervalos de tiempo definidos pero sin
una cadencia de repetición especificada.
Sobretensión transitoria (Surge): Sobretensión oscilatoria, o no, de corta duración,
generalmente fuertemente amortiguada y que dura como máximo algunos
milisegundos.
Nota: Las sobretensiones transitorias son generalmente debidas a rayos, a
maniobras de interrupción de cargas inductivas o al funcionamiento de fusibles.
El tiempo de subida del frente de las sobretensiones transitorias puede variar
de menos de un microsegundo a algunos milisegundos.
Picos (Surges) y huecos (Notch) transitorios: Este tipo de perturbaciones no
están definidas en [1] y [3]. Se trata de variaciones de tensión de corta duración,
menos de 10 ms, por encima o por debajo del valor instantáneo de la tensión,
con o sin oscilación, causadas por conexión desconexión de cargas inductivas
o capacitivas o por descargas atmosféricas. Este tipo de perturbaciones, a
veces denominadas “parásitos” o con mayor propiedad “EMI” (Electromagnetic
Interferences) solo son medibles con osciloscopios o registradores que permitan
ver la forma de onda. Su correcta cuantificación debería hacerse midiendo su
espectro de amplitudes entre 10 kHz y 30 MHz con analizadores de espectro
dedicados.
4
PerturBaciones en la red
Fig. 4.4. Ejemplos de variación rápida de tensión y de transitorios
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
117
Las consecuencias de perturbaciones de este tipo suelen ser proporcionales
a la rapidez de cambio de la tensión con el tiempo, lo que llamamos dV/dt
(concepto ilustrado en Fig. 4.4), incluso con valores moderados del valor de pico.
Las consecuencias de un dV/dt alto, suelen ser los fallos intempestivos de los
sistemas electrónicos de control.
4.2.4.2 Perturbaciones periódicas
Fluctuación de tensión: Serie de variaciones de la tensión o variación cíclica de
la envolvente de la tensión (ver Fig. 4.5). La envolvente puede variar de forma
aleatoria o de forma periódica siguiendo determinados perfiles de envolvente.
Parpadeo (Flicker): Impresión de inestabilidad de la sensación visual debida
a un estímulo luminoso en el cual la luminosidad o la distribución espectral
fluctúan en el tiempo. Dicho parpadeo se debe en general a fluctuaciones de
la tensión, mencionadas anteriormente y es perceptible para frecuencias entre
0,5 Hz y 25 Hz. La medida de flicker se realiza mediante un parámetro llamado
perceptibilidad. Para tiempos cortos (10 minutos) el parámetro se llama Pst y
para tiempos largos (2 horas) el parámetro se llama P lt (ver más detalles sobre
el flicker en el apartado 4.9).
Envolvente cuadrada
Envolvente sinusoidal
Fig. 4.4. Ejemplos de variación rápida de tensión y de transitorios
Tensión armónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la
frecuencia fundamental de la tensión de alimentación.
4
Tensión interarmónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia se sitúa entre las
frecuencias de los armónicos, es decir, cuya frecuencia no es un múltiplo entero
de la frecuencia fundamental.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
118
Nota: Tensiones interarmónicas que tengan frecuencias muy próximas pueden
aparecer al mismo tiempo formando entonces un espectro de banda ancha.
Desequilibrio de tensión: En un sistema trifásico, estado en el cual el valor eficaz
de las tensiones de fases o los desfases no son iguales.
Señales de información transmitidas por la red: Señal superpuesta la tensión
suministrada, con objeto de transmitir informaciones por la red general de
distribución y a las instalaciones de los clientes. La red general de distribución
permite transmitir los tres tipos de señales siguientes:
• Señales de telemando centralizado: tensión sinusoidal o pulsos superpuestos
a la tensión de red en la gama de 110 Hz a 3 kHz,
• Señales de corriente portadora: tensión sinusoidal superpuesta en la gama de
3 kHz a 148,5 kHz,
• Señales de marcado de onda: impulsos (transitorios) de corta duración
superpuestos a la onda de tensión en instantes elegidos.
Los detalles sobre la forma de medir determinadas perturbaciones se pueden
encontrar en el capítulo 5, dedicado al tema de medida en general.
4.3 Variaciones de frecuencia
La definición dada en [1] de variación de frecuencia es: Alteración de la
frecuencia de la red, generalmente medida en promedios de 10 segundos.
Las variaciones de frecuencia se suelen producir, en sistemas aislados, por la
conexión o desconexión de cargas importantes en el sistema de distribución,
lo cual puede producir ligeros descensos o incrementos de la velocidad en los
generadores. Los límites de variación aceptados para promedios de 10 s son
muy pequeños:
• Para sistemas interconectados: Desviación máxima entre +4 y –6 % (47 ... 52
Hz). Desviación normal < ±1% durante el 95% del tiempo (49,5 ... 50,5 Hz).
• Para sistemas en isla: Desviación máxima entre ±15% (42,5 ... 57,5 Hz).
Desviación normal < ±2% durante el 95% del tiempo (49 ... 51 Hz).
Las consecuencias más importantes de la variación de frecuencia se dan en
industrias donde exista cogeneración acoplada a la red, donde el generador
propio seguirá las variaciones impuestas por el sistema eléctrico, generalmente
mucho más potente. En el caso de autogeneradores en isla, las variaciones
de frecuencia deben prevenirse con un adecuado sistema de acoplamiento y
desacoplo de cargas.
4
En algunos sistemas de tipo aislado se suele observar un aumento de los
armónicos de tensión si se compara con el mismo sistema alimentado por una
red potente y no aislada. A veces se atribuye esto a los cambios de frecuencia,
pero en muchos casos el principal problema de estos sistemas aislados suele ser
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
119
la elevada impedancia de cortocircuito del generador, más que las variaciones
de frecuencia.
4.4 Perturbaciones de la amplitud
Debemos distinguir claramente dos tipos de perturbaciones de amplitud
conducidas por la red eléctrica, aunque muchas veces aparecen mezcladas.
El error en el diagnóstico de estas perturbaciones causa muchas confusiones
en cuanto a la forma de solucionar determinados problemas originados por
perturbaciones en la alimentación. Los grandes tipos a distinguir son:
• Perturbaciones de baja frecuencia: Los tipos más importantes, dentro de éstas,
son los armónicos y el flicker (f < 2500 Hz).
• Perturbaciones de alta frecuencia o EMI conducidas (10 kHz < f < 30 MHz)
El principal efecto de las perturbaciones de baja frecuencia (sobre todo los
armónicos), es el aumento de pérdidas en el sistema de distribución, causando
calentamiento de cables y transformadores y haciendo que el sistema de
distribución resulte insuficiente. En apartados siguientes dedicaremos amplia
atención al estudio de su origen, sus consecuencias y la forma de paliar sus
efectos.
Las perturbaciones de alta frecuencia suelen producir los típicos fallos de
funcionamiento errático en sistemas electrónicos (errores de programa, “reset”
intempestivos, etc.)
Las técnicas de medida y los medios de protección y filtrado de estos dos
tipos de perturbaciones son completamente distintos. Por ello, cuando se tiene
un problema, es fundamental saber el origen del mismo y por tanto la posible
efectividad de diferentes técnicas de corrección depende de que se haga un
buen diagnóstico de las causas. En los párrafos siguientes e incluso en próximos
capítulos nos centraremos en las perturbaciones de amplitud de baja frecuencia.
Los temas de perturbaciones en alta frecuencia, conocidos vulgarmente como
parásitos están fuera del tema de este texto, remitimos al lector al texto de la
referencia [4]
4.5 Armónicos
4
Las perturbaciones más importantes que afectan a la forma de onda son los
armónicos. Se trata de perturbaciones periódicas, de frecuencia relativamente baja.
Sus efectos se dejan sentir por lo general hasta un máximo de 2500 Hz y suelen ser
responsables del sobrecalentamiento de transformadores y líneas de distribución,
originan corrientes y pérdidas elevadas en el neutro de algunas instalaciones,
disparos por sobrecarga de algunas protecciones, disparo de relés diferenciales,
etc. No obstante, a pesar de lo que algunas veces se afirma, rara vez son la causa
de fallos intempestivos tales como “reset” de equipos electrónicos, autómatas, etc.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
120
Estos últimos suelen ser debidos a los fenómenos de variación rápida de dU/dt o a
las perturbaciones EMI de más alta frecuencia, descritos anteriormente.
4.5.1 Origen de los armónicos: Cargas no lineales
En el capítulo 2 se definió lo que eran las cargas lineales y las no lineales. De
forma muy resumida y práctica podemos decir que una carga es lineal si al ser
alimentada por una tensión sinusoidal responde con una corriente sinusoidal. Por
contra, las cargas no lineales conectadas a la red de corriente alterna sinusoidal
absorben corrientes que no son sinusoidales, aunque por lo general sí son
periódicas. Como ejemplos más típicos de tales cargas podemos citar:
• Los convertidores estáticos (grupos rectificadores, reguladores de velocidad,
arrancadores estáticos, cargadores de baterías, etc.),
• Equipos electrónicos monofásicos, que internamente trabajan en corriente
continua y que disponen de un rectificador y condensador de filtro a la entrada.
(Ordenadores, impresoras, autómatas programables, etc.),
• Instalaciones de iluminación con lámparas de descarga,
• Hornos de arco y equipos de soldadura,
• Transformadores y reactancias con núcleo de hierro, etc., cuya curva de
magnetización es no lineal,
• Otros.
Para el estudio de tales corrientes no sinusoidales y de los circuitos no lineales
debe recurrirse a métodos algo distintos de los de la teoría de circuitos clásica.
Incluso la respuesta de ciertos componentes como reactancias y condensadores
que pueden considerarse lineales a frecuencia constante, dejan de serlo cuando
se superponen varias frecuencias.
El método de estudio para tratar las corrientes o tensiones periódicas de forma no
sinusoidal fue propuesto por Jean Babtiste J.Fourier, que demostró que cualquier
función periódica acotada, f(t), puede descomponerse en una suma de funciones seno y
coseno con frecuencias múltiplos enteros de la denominada frecuencia fundamental.
4
Fig. 4.6. Forma típica de la tensión y de la corriente en
un rectificador trifásico de doble onda.
Así pues, si f(t) es una función periódica de período T, cumple que f(t) = f(t + T).
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
121
La frecuencia fundamental se define como f = 1/T y su pulsación fundamental es
ω = 2�f. Entonces según Fourier, la función puede expresarse como:
f (t) = A0 + A1 · cos (ωt + j1) + A2 · cos (2ωt + j2) + ...
(4. 1)
Obsérvese que en la descomposición aparecen tres tipos de términos:
• Un término constante A0, que indica el valor medio o componente continua de
la magnitud periódica.
• Un término de amplitud A1 y pulsación ω (frecuencia f ), igual a la onda
periódica principal, que se denomina componente fundamental.
• Una serie de términos de amplitudes A2, A3, ..., An con frecuencias 2f, 3f, 4f
... nf, que se denominan componentes armónicas o simplemente “armónicos”.
Es importante resaltar que cada armónico queda caracterizado por su número
de orden, n, que determina su frecuencia; por su amplitud A n y por su fase
jn. La figura 4.7 muestra un ejemplo de descomposición de una onda total,
representada al pie, en una serie de armónicos.
4
PerturBaciones en la red
Fig. 4.7. Armónicos. Composición de varias frecuencias y
onda total (frecuencia fundamental: 50 Hz)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
122
En la práctica estos cálculos de descomposición están programados en el
microprocesador de los instrumentos de medida y por tanto el usuario no debe
realizarlos.
Nota: Se ha preferido mantener las escalas de las distintas componentes para
mostrar que las amplitudes de los armónicos decrecen con el orden n.
4.5.2 Cálculo de armónicos: Desarrollo en serie de Fourier
Para calcular las componentes armónicas de una función periódica cualquiera f(t)
los valores de A n y jn son los que se indican a continuación:
(4. 2)
(4. 3)
con n = 1, 2, 3, ...
(4. 4)
(4. 5)
(4. 6)
4.5.3 Definiciones y parámetros de medida relativos a armónicos
Conviene definir algunos términos adicionales sobre armónicos, útiles para lo
que sigue:
4
Frecuencia fundamental ( f1): Frecuencia de la onda periódica significativa, de
frecuencia más baja. En el caso de tensiones y corrientes de red, esta frecuencia es
la de 50 ó 60 Hz. Se entiende que las demás frecuencias de armónicos significativos
son múltiplos de ésta.
Componente fundamental de tensión o de la corriente: Componente sinusoidal
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
123
del desarrollo en serie de Fourier, cuya frecuencia es la frecuencia fundamental
(n = 1). Esta componente puede expresarse en valor eficaz (U1 y I1) o en valor
máximo (Û1 y Î1).
Componente continua de la tensión o de la corriente ( U 0 y I 0): Componente de
orden cero (frecuencia cero significa corriente continua) de la serie de armónicos.
Aparece solo si las áreas de los semiciclos positivo y negativo no son iguales y
su existencia denota la presencia de componente continua.
Orden de un armónico (n): Relación entre la frecuencia del armónico, fn, y la
frecuencia fundamental, f1,
(4. 7)
Valor eficaz de una componente armónica (Un y In): Valor eficaz de la componente
de frecuencia fn. El concepto es válido tanto para tensión como para corriente.
Tasa individual de un armónico en % ( U n% y I n%): El valor individual de los
armónicos se suele dar en % de valor eficaz referido al valor eficaz de la
componente fundamental ( U 1 y I 1) y se denomina tasa individual de dicho
armónico. Puede hacerse también la relación entre valores máximos según (4.8)
(4. 8)
Residuo Armónico: Se define el valor instantáneo del “residuo armónico” de una
onda de tensión o de corriente, como la diferencia entre la onda de tensión o
corriente total y la correspondiente componente fundamental.
ru (t ) = u(t ) − u1(t ); ri (t ) = i (t ) − i1(t )
(4. 9)
Valor eficaz del Residuo Armónico: El valor eficaz del residuo armónico es el
valor eficaz de la función ru(t) o ri(t). Normalmente para la medida de armónicos
se tienen en cuenta todas las componentes frecuenciales hasta el orden 40, por
lo que el valor eficaz del residuo puede calcularse aproximadamente con las
ecuaciones (4.10).
4
R(u ) rms =
40 2
1T 2
∑ Ui
∫ ru (t ).dt ≅
T0
i=2
R(i ) rms =
40 2
1T 2
∑ Ii
∫ ri (t ).dt ≅
T0
i=2
PerturBaciones en la red
Para la tensión
(4. 10. a)
Para la corriente
(4. 10. b)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
124
Valor eficaz total: Se entiende por valor eficaz total de una onda, con un
contenido de fundamental más unos armónicos, el valor eficaz del conjunto
(fundamental + armónicos). El valor eficaz total puede calcularse a partir de los
valores eficaces de sus componentes armónicas y viene dado por:
(4. 11)
Tasa de distorsión total (THD%): Según [1] y [5] se llama distorsión armónica
total, generalmente en %, a la relación entre el valor eficaz del residuo armónico
y el valor eficaz de la componente fundamental expresada en %, según (4.12).
Nota: En algunas normas antiguas se refería el THD al valor eficaz total en vez
de la componente fundamental, pero actualmente todas las normas vigentes lo
definen con relación a la componente fundamental.
(4. 12)
Distorsión armónica parcial ponderada, PWHD: La distorsión armónica parcial
ponderada, para un rango de armónicos Hmin - Hmáx, se define según (4.13). Este
parámetro suele emplearse para definir límites de distorsión de la corriente en [6]
a [8], tomando los rangos desde 14 a 40.
(4. 13)
4.6 Interarmónicos
Llamamos interarmónicos a las componentes de una tensión o corriente de
frecuencias no múltiplos de la fundamental [5]. Estas componentes suelen
aparecer debido a la existencia en la red de convertidores que inyectan
potencia, mediante onduladores autónomos, cuya frecuencia puede tener ligeras
desviaciones con respecto a la frecuencia de la red o por la existencia de señales
de modulación para telemando u otras aplicaciones.
4
4.6.1 Definiciones y parámetros de medida relativos a armónicos
Espectro de Interarmónicos: El análisis de Fourier puede aplicarse de forma
continua, es decir considerando que la frecuencia fundamental varía de forma
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
125
continua, haciendo un barrido entre cero y 2000 Hz ó 2400 Hz (armónico 40 a
50 Hz ó a 60 Hz). La norma de medida [5] especifica que hay que agrupar los
armónicos en ventanas de 5 en 5 Hz. Con este método de análisis, se genera
lo que se denomina un espectro de armónicos e interarmónicos, que da las
amplitudes de las distintas componentes frecuenciales, con una resolución k = 5 Hz
según se ilustra en la Fig. 4.8
Fig. 4.8. Espectro de armónicos e interarmónicos [5]
Valor eficaz de una componente armónica o interarmónica Ck: Valor eficaz de una
componente del espectro cuya frecuencia está comprendida entre dos armónicos.
Nótese que Ck puede ser el valor eficaz de una tensión o de una corriente, es
decir Uk o Ik.
Según [5], las componentes Ck se calculan agrupando la energía del espectro
en ventanas de 5 Hz. Esto da un total de 10 componentes espectrales Ck entre
armónicos, para una frecuencia fundamental de 50 Hz y de 12 componentes
espectrales Ck para frecuencia fundamental de 60 Hz.
Grupo Armónico n: Se denomina grupo armónico al conjunto de componentes
espectrales, C k, cubriendo la mitad del intervalo entre armónicos por debajo y
por encima de la frecuencia del armónico n (ver la Fig. 4.8).
Valor eficaz del Grupo Armónico n, Gg,n: El valor eficaz del grupo armónico de
orden n se obtiene de la raíz cuadrada de una suma ponderada de los cuadrados
de las componentes espectrales, centradas en n, según la ecuación (4.14) (n es
el orden del armónico y k es el intervalo de frecuencias).
4
G g ,n =
4
C n2−5 k
C2
+ ∑ C n2+i + n +5 k
2
2
i =−4
50 Hz
G g ,n =
5
C n2−6 k
C2
+ ∑ C n2+i + n +6 k
2
2
i =−5
60 Hz
(4. 14)
Grupo interarmónico de orden n : Grupo de componentes espectrales
comprendidas entre el armónico n y el n+1. (Ver Fig. 4.8)
Valor eficaz del grupo interarmónico de orden n, C ig,n: Valor eficaz total del
conjunto de componentes espectrales entre el armónico n y el n+1.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
126
Tasa de distorsión armónica total agrupada, THDG: Es el equivalente a la tasa
de distorsión total calculada con los valores eficaces de los grupos armónicos
referidos al grupo fundamental. En general se consideran los grupos armónicos
desde orden 2 al 40.
(4. 15)
Observaciones:
Obsérvese que los principales parámetros de interés en la medida de armónicos e interarmónicos
se refieren siempre a la amplitud y en cambio no se dice nada de la fase. Esto tiene su
explicación pues, los efectos de dichas perturbaciones no dependen de la fase. La fase tiene
interés si se trata de obtener la forma de onda o de sumar corrientes armónicas en un nudo, pero
no a efectos de pérdidas o de dimensión del sistema de transporte.
Conviene conocer los órdenes de magnitud de la distorsión que puede presentar una red.
Normalmente las tasas de distorsión en tensión suelen ser bajas. La mayor parte de normas
consideran que por encima de un 5 % de THD(U) es un valor inadmisible en redes de baja
tensión y que hay que pensar en filtrar. En cambio los porcentajes de distorsión en corriente
en las mismas redes de baja tensión pueden ser significativamente mayores. No es extraño
encontrar THD(I) superiores al 30 %, sin que ello signifique que la instalación es defectuosa.
Los valores admisibles para redes de media y alta son significativamente menores. Véase los
límites de compatibilidad en [2].
4.7 Potencias en sistemas con armónicos
En el capítulo 2 se estudiaron los conceptos básicos sobre potencia eléctrica
en sistemas con tensiones y corrientes sinusoidales, tanto equilibrados como
desequilibrados. La presencia de armónicos en las redes obliga a un replanteo
del triángulo de potencias allí presentado, tal como presentamos a continuación.
4.7.1 Potencia en sistemas con armónicos
4
Hay muchos estudios y diferentes formas de enfocar las definiciones de potencia
aparente y potencia reactiva, o en general de las llamadas “potencias no
activas” para los casos de régimen no sinusoidal y desequilibrado. No obstante
nosotros nos basaremos en un estudio relativamente simple, que fue propuesto
inicialmente por Budeanu dentro del enfoque denominado “frecuencial” ya
que intenta dividir los términos de la potencia eléctrica entre la componente
fundamental y las componentes armónicas.
Supongamos en primera aproximación que la impedancia de cortocircuito de
la red es baja. En tal caso, a pesar de que las cargas no lineales consumen
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
127
corrientes no sinusoidales, no se produce distorsión significativa de la onda de
tensión. Por ello, supondremos pues que la tensión, u, no tiene armónicos, sino
sólo componente fundamental, mientras que la corriente, i, está formada por una
componente fundamental y una superposición de armónicos, cuyo valor eficaz
se obtendría como indica la ecuación (4.11). La potencia aparente en tal caso
vendría dada por la ecuación (4.16).
(4. 16)
Donde, S1 es la potencia aparente debida a la componente fundamental, U1,
I1 y D es la llamada potencia de distorsión, que se obtiene de multiplicar la
tensión fundamental (de 50 ó 60 Hz) por una serie de corrientes, In con n ≠ 1, de
frecuencias múltiplos de la fundamental (los armónicos de corriente). De hecho
se debería obtener el término D como promedio de los productos instantáneos
u1 · in con n ≠ 1, según (4.17).
1
n =2 T
40
D =∑
t +T
∫ u i dt
(4.17)
1 n
t
0ms
10ms
20ms
30ms
40ms
Fig. 4.9. Potencia instantánea debida a U1 · I5
Puede demostrarse que el promedio de potencia durante un período de
cualquiera de los productos u1 · in, con n ≠ 1, es nulo, es decir que el término D
es todo él potencia fluctuante y no contribuye a la potencia activa. La figura 4.9
muestra un ejemplo gráfico de potencia instantánea con promedio nulo, obtenida
del producto de la tensión fundamental y la corriente de quinto armónico.
4
De hecho, el término D, se suele obtener indirectamente despejando de la ecuación
(4.16), donde se calcula S1 a partir de los valores eficaces de las componentes
fundamentales U1, I1 y S a partir de los valores eficaces totales U, I.
Además, en la ecuación (4.16), la potencia aparente fundamental, S1, se puede
descomponer en los términos clásicos de activa, P1, y reactiva, Q1, y por tanto
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
128
la potencia aparente total (la que hay que transportar) queda dividida en tres
términos: Activa fundamental, reactiva fundamental y potencia de distorsión,
relacionadas entre sí por la ecuación (4.19).
(4. 18)
(4. 19)
Obsérvese que en el caso simple que hemos estudiado, el valor medio de
la potencia instantánea, (potencia activa), proviene sólo de las componentes
fundamentales, de ahí que se haya planteado en (4.19) que P y P 1 son
aproximadamente iguales. Ésta es una conclusión muy importante, ya que nos
indica que los armónicos de distinto orden no producen potencia activa entre sí y
por tanto, si la tensión de red no está distorsionada puede considerarse con gran
aproximación que la única potencia activa existente proviene de las componentes
fundamentales.
No obstante no podemos afirmar de forma exacta que P = P1 . Si así fuera los
armónicos no producirían pérdidas y probablemente no nos preocuparíamos de
ellos. La realidad es que la tensión se deforma debido a las caídas de tensión
en las impedancias de la red y por tanto la onda de tensión contiene también
armónicos. Entonces, los productos de la forma Un · In con igual n para la tensión
y la corriente, dan potencia activa, precisamente la suma de todos los Un · In son
las pérdidas debidas a los armónicos.
(4. 20)
4.7.2 Triángulos de potencias y factor de potencia en redes con armónicos
En el capítulo 2 estudiamos la representación gráfica de las potencias aparente,
activa y reactiva mediante un triángulo de potencias. De forma análoga, las
potencias en sistemas con armónicos pueden representarse gráficamente
mediante varios triángulos, que representan las ecuaciones de la (4.21) a la
(4.24), que en realidad no son más que formas distintas de la (4.18) y la (4.19).
4
PerturBaciones en la red
Fig. 4.10. Triángulos de potencias en régimen no sinusoidal
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
129
La representación gráfica conjunta de todos estos triángulos da lugar a un
tetraedro de potencias que se ha representado en la figura 4.10. No obstante
tal vez sea más clara la representación por separado, como se ha hecho en la
Fig. 4.11. Nótese que los cuatro triángulos se corresponden con cada una de las
ecuaciones de la (4.21) a la (4.24):
Triángulo de potencias fundamentales, P1, Q1, S1.
(4. 21)
Triángulo de potencias fluctuantes, Q1, D, Q.
(4. 22)
Triángulo de potencias totales, S, P, Q.
(4. 23)
Triángulo de potencias aparentes, S, S1, D.
S 2 = S 12 + D 2
(4. 24)
Fig. 4.11. Triángulos de potencias en régimen no sinusoidal
4
En los circuitos con armónicos seguiremos llamando factor de potencia (FP), a
la relación entre la potencia activa P y la potencia aparente total S. Obsérvese,
sin embargo, que cuando existen corrientes armónicas el FP ya no coincide con
el cos j (coseno del ángulo que forman las componentes fundamentales U1 e
I1). Así pues, la primera conclusión importante es que factor de potencia y cos j
son en general distintos para el caso de redes con distorsión. Las relaciones en
tal caso son las siguientes:
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
FP =
P
=
S
cos j =
P
P + Q12 + D 2
P
=
S1
2
= cos γ
P
2
P + Q12
130
(4. 25)
(4. 26)
Al comparar las ecuaciones (4.25) y (4.26) se observa que el factor de potencia
total es siempre menor que el cos j o factor de potencia de la componente
fundamental. El significado de esto es que para transmitir la misma potencia
activa en vatios, en un circuito con armónicos, necesitamos dimensionar la
instalación para una potencia aparente (en kV·A) mayor.
4.7.3 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados, con neutro y con
armónicos
Consideremos en primer lugar los sistemas trifásicos de cuatro hilos, es decir,
con neutro. En una primera aproximación, supondremos que las tensiones
son prácticamente equilibradas y sinusoidales, pero las corrientes son
desequilibradas, debido al consumo desigual en las fases o incluso a consumos
monofásicos entre fase y neutro, y contienen armónicos.
A efectos de cálculo de la potencia aparente y de las componentes activa,
reactiva fundamental y distorsión, este sistema puede tratarse como tres sistemas
monofásicos entre cada una de las fases y el neutro. Designando las fases como
L1, L2, L3, la definición de la potencia aparente es la indicada en la ecuación (4.27).
S = SL1 + SL2 + S L3 = U L1 .I L1 + U L2 .I L2 + UL3 .IL3
(4. 27)
Obsérvese que cada uno de los términos de la suma anterior admite la misma
descomposición indicada en la ecuación (4.16), que finalmente conduce a la
ecuación (4.19). Esta descomposición, aplicada aquí a cada una de las fases
conduce a la descomposición de potencias según (4.28).
2
2
2
S 2 = P12L1 + Q12L1 + D L1
+ P12L2 + Q12L2 + D L2
+ P12L3 + Q12L3 + DL3
4
(4. 28)
Hay que tener en cuenta que las potencias en cada fase pueden dar resultados
muy distintos, incluso pueden tener signo distinto si una fase es inductiva y otra
capacitiva. Pero una potencia capacitiva en una fase no cancela la potencia
inductiva de otra fase, lo cual trae como consecuencia que no tenga sentido hablar
de potencias del sistema trifásico en su conjunto, sino que hay que considerarlo
fase a fase. En efecto, si consideramos como ejemplo el circuito de la figura 4.12, si
sumamos todas las potencias activas y todas las potencias reactivas, resultará que
solo la fase L1 tiene potencia activa y las fases L2 y L3 tienen reactivas iguales y
de signo contrario, con lo cual la reactiva en conjunto es nula y el factor de potencia
sería la unidad. Pero esto induce a error, porque las fases L2 y L3 tienen que
transportar cada una su corriente reactiva y la supuesta cancelación entre inductiva
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
131
y capacitiva no se produce más que a nivel global.
La conclusión es que los sistemas con neutro deben tratarse como tres sistemas
monofásicos independientes y que en caso desequilibrios no tiene sentido la
potencia trifásica, ni la medida o la compensación de factor de potencia en
trifásico, sino que debería considerarse la compensación fase a fase.
UL1
R
UL1 = UL2 = UL3 = 100 V
UL2
UL3
L
C
R = 10Ω
XL = 10Ω
XC = 10Ω
Fig. 4.12. Ejemplo de circuito desequilibrado en corrientes
4.7.4 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados, sin neutro y con
armónicos
Según se dijo ya en el apartado 2.11, en este tipo de sistemas no tiene
sentido hablar de las tensiones fase-neutro y por tanto el concepto de potencia
por fase sólo puede aplicarse si inventamos lo que allí se llamó un neutro
artificial. Si tenemos un sistema de tensiones, incluso desequilibrado, podemos
representarlas en un triángulo como el de la figura 4.13. En tal caso, el neutro
artificial se obtiene en el punto estrella de un sistema equilibrado de impedancias
y está situado en el centro de las medianas del triángulo. A efectos de medida,
este neutro artificial suele obtenerse formando una estrella con tres resistencias
iguales conectadas a cada una de las fases, lo cual permite medir las tensiones
simples del sistema desequilibrado, U L1, U L2, U L3 y aplicar los mismos cálculos
del apartado anterior (4.27) y (4.28).
Fig. 4.13. Neutro artificial
4
4.7.5 División de potencia en sus componentes simétricas
En el apartado 2.10 se presentó una descomposición de los sistemas
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
132
desequilibrados en tres sistemas con secuencias directa, inversa y homopolar.
Se puede también dividir la potencia en estos tres conceptos, es decir, se puede
plantear un reparto entre componente directa, inversa y homopolar, según se
muestra en (4.29).
S = S d + S i + S 0 = 3.U d .I d + 3.U i .I i + 3.U 0 .I 0
(4. 29)
Ahora, en cada término de la ecuación (4.29) pueden hacerse las mismas
consideraciones que se hicieron en el apartado 4.7.1 y plantear para
cada término una ecuación similar a la (4.16). Esto es, considerar que las
tensiones son en esencia sinusoidales y que las corrientes están formadas
por una suma de armónicos y por tanto, que cada producto del tipo Ux · Ix
tendrá su componente P, su componente Q y su componente D. Esto nos llevaría
a la ecuación (4.30), donde las potencias se han dividido en activa, reactiva y
distorsión, para cada uno de los sistemas directo, inverso y homopolar.
S = ( Pd + Qd + Dd ) + ( Pi + Qi + Di ) + ( P0 + Q0 + D0 )
(4. 30)
Obsérvese, que al subdividir las potencias bajo distintos conceptos, el tema se
complica innecesariamente, pues pueden inventarse tantas divisiones como se
quiera, pero se va perdiendo el sentido físico de los términos en que vamos
dividiendo la potencia total y por tanto resulta inútil manejar estas subdivisiones.
En el apartado siguiente trataremos de dar los conceptos prácticos más
importantes de todo este tema de división de la potencia eléctrica con vistas a
optimizar el sistema de generación y transporte.
4.7.6 Potencia activa y potencia útil, potencia a transportar en sistemas
desequilibrados
En todo este tema de subdividir la potencia total en distintas partes hay un solo
punto de interés. Este es: saber cuál es la potencia útil y cuál es la potencia que
debemos transportar.
Hasta ahora hemos empleado el concepto de potencia activa como sinónimo de
potencia útil, pero también esto deja de ser cierto en sistemas desequilibrados
y con armónicos. Podemos concretar este concepto comparando dos tipos de
receptores. Supóngase un sistema desequilibrado de tensiones, sin neutro
conectado, alimentando un horno con resistencias iguales entre cada par de
fases y un motor (véase la figura 4.14).
4
La potencia útil para el horno resistivo es toda la potencia activa, la produzca
quien la produzca, el sistema directo, el inverso, el homopolar y el armónico
que sea, a fin de cuentas todos calientan. Para el motor en cambio, solo
la componente fundamental y de secuencia directa crea un par motor. La
componente inversa crea un campo con sentido de giro contrario y por tanto
resulta un par antagónico pulsante y los armónicos crean pares pulsatorios que
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
133
Fig. 4.14. Cargas en un sistema de tensiones desequilibrado
en promedio son nulos. Con este ejemplo se tiene una visión de que en cada
caso la potencia útil puede ser una cosa distinta. Así pues, debemos analizar en
cada caso qué es lo que resulta útil y esto depende del receptor.
En cuanto a la potencia que hay que transportar, la respuesta es relativamente
sencilla, hay que transportar toda la corriente aparente, sea o no útil al final. Por
tanto la potencia a transportar es la aparente con la descomposición fase a fase,
propuesta en el apartado anterior, sin que se puedan sumar ni cancelar potencias
entre fases a efectos de transporte.
De todas formas, si lo que pretendemos es evaluar pérdidas, éstas no siempre
son proporcionales a la potencia aparente. Las pérdidas son en general
proporcionales al cuadrado de la corriente aparente, pero hay que distinguir
entre pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro, las últimas dependen además
de la frecuencia, por tanto a igualdad de corriente aparente, no se producen las
mismas pérdidas si ésta es de 50 Hz ó de 250 Hz, por ejemplo. Este aspecto lo
trataremos con más detalle en el apartado siguiente.
4.8 Efectos de los armónicos
Los principales efectos de los armónicos sobre la red pueden resumirse diciendo
que éstos aumentan innecesariamente la potencia que hay que transportar
(potencia fluctuante, véase el apartado 4.7.2) y por consiguiente empeora el
factor de potencia. Los armónicos son los responsables de que los cables y
los transformadores de las redes de distribución resulten insuficientes para
transportar una determinada potencia útil y de que se produzcan en ellos
pérdidas innecesarias, que se traducen además en calentamiento de los cables,
transformadores, interruptores y otros medios de distribución. Para poder
cuantificar todo ello partiremos de la idea de que en un sistema de distribución
tenemos dos tipos de pérdidas: las del cobre y las del hierro.
4.8.1 Pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro
4
Las pérdidas en el cobre afectan a los cables, a los devanados de los
transformadores, a los contactos de los contactores e interruptores y en general
a todos los elementos resistivos de la red. Dichas pérdidas son proporcionales
a la resistencia y al cuadrado de la corriente aparente que la atraviesa, según
la ecuación (4.31). Para más detalles de cómo calcular la resistencia de cables
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
134
véase el apartado 3.5.3
P = R .I 2 = R .
∑
I n2
(4. 31)
En cuanto a las consecuencias prácticas de ésto en redes con armónicos,
debemos tener en cuenta que la presencia de armónicos hace aumentar el valor
eficaz total de la corriente según la fórmula que se dio en la ecuación (4.11). En
el ejemplo al final de este apartado se hacen algunos cálculos que dan idea de
que las consecuencias de esto a la hora de dimensionar los cables suelen ser
leves.
En cuanto a las pérdidas en el hierro, éstas son debidas esencialmente a dos
causas: Pérdidas por histéresis, P H , y pérdidas por corrientes inducidas o de
Foucauld, P F. Las primeras son proporcionales a la frecuencia y al cuadrado de
la corriente eficaz total, ecuación (4.32) y las segundas son proporcionales a la
frecuencia al cuadrado y a la corriente eficaz al cuadrado según (4.33), donde n
representa el orden de cada uno de los armónicos y In es la corriente eficaz de
los mismos.
Pérdidas por histéresis
PH = k h .∑ n.I n2
(4. 32)
Pérdidas de Foucauld
PF = k F .∑ n 2 .I n2
(4. 33)
Las corrientes de Foucauld suelen estar minimizadas por el hecho de que
los núcleos de hierro no son macizos sino de chapas, por lo que las pérdidas
dominantes suelen ser las de histéresis. El resultado es que las pérdidas en el
hierro no son ni proporcionales a la frecuencia ni a su cuadrado, sino a que el
factor n suele aparecer a una potencia intermedia como indica la ecuación (4.34),
donde q suele tener un valor entre 1,7 y 1,8.
Pérdidas totales en el hierro
PFe = k Fe .∑ n q .I n2
(4. 34)
Ejemplo: Supóngase que en una instalación con cables y una reactancia circula
una corriente con una componente fundamental de 100 A y un 5° armónico de 20 A.
Indicar cuáles son las proporciones de pérdidas que generan la fundamental y el
armónico. Solución: Los cálculos se han resumido en la tabla 4.1.
4
Obsérvese que las pérdidas en el cobre provocadas por un 20 % de 5° armónico son
solo un 4 % de las producidas por la fundamental (valor eficaz al cuadrado (102 A)2
frente a (100 A)2 de fundamental), también puede verse comparando las filas 4 y 5, donde
(R·400) es el 4 % de (R·10000). En cuanto a las pérdidas por histéresis, comparando las
filas 6 y 7 se observa que un 20 % de corriente de 5° armónico produce un 20 % adicional
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
135
de pérdidas y en pérdidas por Foucauld, comparando las filas 8 y 9, se ve que un 20 % de
corriente de 5° produce las mismas pérdidas que el 100 % de fundamental.
Tabla 4.1. Resultados de cálculo
1
Datos
2
3
Cálculos
4
Pérdidas Cu
5
6
7
Pérdidas Fe
8
9
Corriente fundamental I1
100 A
Corriente 5º armónico I5
20 A
Corriente eficaz total
Pérdidas en cobre fundamental
RI12 = R · 1002 = R · 10 000
Pérdidas en cobre 5º armónico
RI 52 = R · 202 = R · 400
Pérdidas por histéresis fundamental
kH · n · I 2 = k · 1 · 1002 = kH · 10 000
Pérdidas por histéresis 5º armónico
kH · n · I 2 = k · 5 · 202 = kH · 2000
Pérdidas por Foucauld fundamental
kF · n2 · I 2 = k · 1 · 1002 = kF · 10 000
Pérdidas por Foucauld 5º armónico
kF · n2 · I 2 = k · 25 · 202 = kF · 10 000
La conclusión es que los cables deben dimensionarse por la I rms total , que
normalmente puede medirse con cualquier analizador de redes o con un
instrumento que mida verdadero valor eficaz (ver capítulo 5). En cuanto al
dimensionado de transformadores y reactancias, que combinan hierro y cobre,
los cálculos al combinar varios armónicos se hacen utilizando un factor K que
explicaremos en el siguiente apartado.
4.8.2 Factor K de reducción de potencia de transformadores
El calentamiento por armónicos afecta a muchos transformadores de la red
de distribución. Por ello el comité de normalización europeo CENELEC ha
definido en el documento HD428.4S1, un factor de reducción de la potencia
de transformadores o si se quiere un factor de sobredimensionamiento de los
mismos, conocido como factor K, que viene dado por (4.35).
e  I1
K = 1+
.
1 + e  I ef
2
 40 q  I n 
 . n . 
 

 n = 2  I1 
∑
2
(4. 35)
Donde e es un factor que representa la relación entre pérdidas en el cobre y
pérdidas en el hierro del transformador. Este factor puede obtenerse de los
datos de ensayo del transformador, o en su defecto puede tomarse como valor
aproximado e = 0,3 y el exponente q suele tomarse entre 1,7 y 1,8.
4
Muchos analizadores de red actuales dan el factor K después de efectuar un
análisis de armónicos. Dicho factor es siempre superior a la unidad y permite
calcular cuál es el factor de degradación de potencia de un transformador en
presencia de armónicos.
Ejemplo:
PerturBaciones en la red
Un transformador de 1000 kV·A soporta una carga con un factor de potencia de 0,8 y un
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
136
factor K de armónicos de 1,3. ¿Cuál es la carga en kW que puede soportar?
Solución:
P = S.
0 ,8
FP
= 1000 kVA
= 615kW
1,3
K
Obsérvese que el factor K aparece dividiendo, no multiplicando como en el caso del factor de potencia.
En Estados Unidos es frecuente el uso de un factor, que también llaman “K
factor”, pero que es completamente distinto del definido por CENELEC. El factor
en cuestión fue propuesto por UL para dar un índice en el diseño de los núcleos
de los transformadores y se basa en las pérdidas por corrientes parásitas
(Foucauld). Este factor al cual llamaremos K UL no debe confundirse con el
factor K de CENELEC y no puede emplearse como factor de depreciación de la
potencia del transformador, pues tiene valores relativamente altos.
n
KUL = ∑ h 2 ( I h / I rms )2
(4. 36)
2
A título de ejemplo la tabla 4.2 muestra un cálculo de los factores KCENELEC y
KUL, junto con un factor FS que da un índice de las pérdidas por histéresis. Los
valores tomados en dicha tabla son valores típicos para un convertidor de 6
pulsos con reactancia en el lado red de un 4 %.
Tabla 4.1. Cálculo pérdidas
Datos
h
Ih
h · (Ih / I1)
h2 · (Ih / Irms)2
1
100,00
1,00
0,9252
5
20,00
1,00
0,9252
0,6170
5
7
14,29
1,00
0,9252
0,5578
7
11
9,09
1,00
0,9252
0,4871
11
13
7,69
1,00
0,9252
0,4633
13
17
5,88
1,00
0,9252
0,4274
17
19
5,26
1,00
0,9252
0,4134
19
4
PerturBaciones en la red
hq · (Ih / I1)2
h
1
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
137
Tabla 4.2. Factores KCENELEC, KUL y FS, que indican la reducción de potencia en
transformadores
Valores necesarios: (q = 1,7), (e = 0,3)
n
∑ (h·I
Irms = 103,96
∑h (I
2
h
h =1
/ I rms ) 2 = 6,48
K CENELEC = 1 +
e
.∑ h q .( I h / I 1 )2 = 1,3
1 + e h=2
∑h
q
FS =
/ I 1 ) = 2,65
2
h
( I h / I 1 ) 2 = 2,966
∑  h II
h
h =1

1
2

 = 2,65

∞
K U L = ∑ h 2 ( I h / I rms ) 2= 6,48
h =1
4.9 Flicker
Tal como se ha indicado en las definiciones iniciales, el flicker es en realidad una
consecuencia de las fluctuaciones de tensión, consecuencia que se manifiesta
básicamente en forma de fluctuaciones de intensidad luminosa (parpadeo) del
alumbrado. La unidad de medida llamada “índice de perceptibilidad”, P, está
basada en un modelo biológico de la perceptibilidad del ojo humano ante las
fluctuaciones de luz de una lámpara estándar de incandescencia de 60 W.
La medida del flicker se obtiene de la medida de las fluctuaciones de tensión
y de un procesado de la señal, que se ilustra de una forma esquemática en
las figuras 4.15 y 4.16. Se mide el valor eficaz de cada medio período y se
computan las variaciones de tensión entre semiciclos, refiriéndolas al valor
eficaz promedio ∆U/U ef-promed. De este cálculo se obtiene una información de
la variación relativa de la tensión. No obstante, no todas las fluctuaciones de
tensión son igualmente perceptibles por el ojo humano en términos de variación
de iluminación, por ello dichas fluctuaciones se descomponen en un espectro de
frecuencias que va de 0,5 Hz a 30 Hz y se da un peso distinto a cada frecuencia.
El máximo peso corresponde a una fluctuación de tensión de 8,8 Hz.
De los valores de fluctuación ponderados según la frecuencia se obtiene un nuevo
valor eficaz total, que una vez promediado a lo largo de 10 minutos, indica el índice
de perceptibilidad para tiempos cortos, llamado Pst.
4
Se considera que el flicker es perceptible para Pst > 1. Para períodos largos se
usa un promediado de tercer orden de los Pst durante dos horas (12 valores),
obteniéndose el parámetro P lt, definido por la ecuación (4.37).
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
138
Fig. 4.15. Cómputo de las fluctuaciones de tensión a efectos de flicker
Fig. 4.16. Ponderación de las distintas frecuencias de
fluctuación a efectos de evaluación del flicker.
12
3
Plt =
4
∑
i =1
Psti3
(4. 37)
12
S e c o n s i d e r a p u e s q u e P st = 1 e s e l u m b r a l d e p e r c e p t i b i l i d a d
del ojo humano. Para tener una idea del orden de magnitud que
esto representa en términos de fluctuación de la tensión diremos
que a la frecuencia de máxima perceptibilidad, es decir a 8,8 Hz, una
f l u c t u a c i ó n c o m o l a d e l a f i g u r a 4 . 5 . d e 0 , 2 5 % , d a r í a u n P st = 1 .
Como se ve, se trata de fluctuaciones muy débiles. La figura 4.17 indica las
fluctuaciones de tensión que generan un Pst = 1, límite considerado como umbral
tolerable, según su frecuencia de repetición.
La verdad es que sobre el tema “flicker” y sus límites hay una gran confusión
y, a nuestro entender, se han cometido errores de normalización importantes.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
139
Fig. 4.17. Fluctuaciones de tensión que generan
Pst = 1, según su frecuencia de fluctuación
En primer lugar porque el alumbrado de incandescencia no es precisamente el
más abundante y en segundo lugar porque a la hora de establecer límites, se
ha confundido el umbral de perceptibilidad, Pst = 1, con el límite de tolerancia y
los comités de reglamentación han fijado el valor unidad como límite para redes
industriales, haciendo muy difícil el cumplimiento en el caso de determinadas
líneas de baja potencia de cortocircuito.
Probablemente habría tenido un sentido físico más claro si se hablara de
fluctuaciones de tensión a determinadas frecuencias o con determinados patrones
de modulación, pero incluso la unidad elegida es un término con un significado
físico confuso y los datos obtenidos de mediciones no facilitan el cálculo de
soluciones en caso de que una instalación no cumpla con los límites.
4.10 Normas relativas a perturbaciones en la red
Varios organismos nacionales e internacionales han establecido normas que
indican los niveles aceptables de perturbaciones de baja frecuencia en redes
industriales y domésticas. La mayoría de normas Europeas referentes a
perturbaciones de red han sido recogidas por CENELEC y tienen como base las
recomendaciones de IEC y del comité CISPR. Estas normas se han agrupado
en las publicaciones armonizadas con referencia EN-61000, con distintas partes
dedicadas a los siguientes temas:
Parte 1: Generalidades
4
• Consideraciones generales (introducción, principios básicos)
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
140
• Definiciones, terminología
Parte 2: Entorno
• Descripción del entorno
• Clasificación del entorno
• Niveles de compatibilidad
Parte 3: Límites
• Límites de emisión
• Límites de inmunidad
Parte 4: Técnicas de ensayo y de medida
• Técnicas de medida
• Técnicas de ensayo
Parte 5: Guías de instalación y atenuación
• Guías de instalación
• Métodos y dispositivos de atenuación
Parte 6: Normas genéricas
Parte 9: Varios
A continuación presentamos un cuadro resumen de las normas que hemos
considerado más importantes, sobre todo las de ámbito europeo y español,
relacionadas con esta temática. El resumen no es exhaustivo, y se han omitido
todas las normas referentes a temas de EMC de alta frecuencia. Téngase
en cuenta además que este tipo de datos tienen una vigencia relativamente
corta, y que aún siendo correctos en el momento de la edición de este texto,
se convierten en obsoletos al cabo de un año por la constante dinámica de
generación y modificación de normas. Para tener información actualizada del
tema aconsejamos al lector que consulte las normas de compatibilidad de la
serie 61.000 en las web de CENELEC (http://www.cenelec.eu), IEC (http://
www.iec.ch) o AENOR (http://www.aenor.es), donde puede encontrar un índice
constantemente actualizado de las normas vigentes.
A continuación se da una lista resumen de las principales Normas sobre
perturbaciones conducidas, vigentes en 2008.
Normas
EN-IEC 61000-1-1: EMC: Generalidades y definiciones.
EN-IEC 61000-1-2: Metodología para alcanzar la seguridad funcional frente a EMC.
4
EN-IEC 61000-1-4 Ed. 1.0 E 2CD: Racionalización para limitar perturbaciones armónicas e
interarmónicas de corrientes en el rango de frecuencia hasta 9 kHz.
EN-IEC 61000-2-1: Entorno. Descripción del entorno electromagnético para las perturbaciones
conducidas de baja frecuencia y transmisión de señales en la red eléctrica de BT.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
141
EN-IEC 61000-2-2: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de
baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de suministro público en baja tensión.
EN-IEC 61000-2-3: Entorno. Descripción del entorno - Fenómenos radiados y conducidos a
frecuencias distintas de las de la red.
EN-IEC 61000-2-4: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de
baja frecuencia en plantas industriales.
EN-IEC 61000-2-5: Entorno. Clasificación de los entornos electromagnéticos - Publicación
básica.
EN-IEC 61000-2-6: Entorno. Evaluación de niveles de emisión de perturbaciones de baja
frecuencia en la red de plantas industriales.
EN-IEC/TR 61000-2-8: Entorno. Bajadas de tensión e interrupciones cortas en la red pública.
Estudio estadístico.
EN-IEC 61000-2-12: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas
de baja frecuencia y transmisión de señales en la red eléctrica de MT.
EN-IEC 61000-3-2: Limites. Limites de emisión de corriente para equipos con corriente de
entrada ≤ 16 A por fase.
EN-IEC 61000-3-3: Límites. Limitación de las fluctuaciones de tensión y del flicker en redes
de baja tensión para los equipos con corriente de entrada ≤16 A por fase.
EN-IEC 61000-3-3-am1: Límites. Limitación de las variaciones de tensión, fluctuaciones de
tensión y flicker en las redes públicas de suministro de baja tensión para equipos con corriente
de entrada ≤ 16 A por fase y no sujetos a una conexión condicional.
EN-IEC 61000-3-4: Límites. Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes
de baja tensión para equipos con corriente asignada superior a 16 A.
EN-IEC 61000-3-5: Límites. Limitación de las fluctuaciones de tensión y del flicker en redes
de baja tensión para los equipos con corriente de entrada superior a 16 A.
EN-IEC 61000-3-6: Límites. Valoración de los límites de emisión para cargas distorsionantes
en MT y AT. Norma básica.
EN-IEC 61000-3-7: Límites. Valoración de los límites de emisión para cargas fluctuantes en
MT y AT. Norma básica.
EN-IEC 61000-3-8: Límites. Transmisión de señales en instalaciones de BT. Niveles de
emisión, bandas de frecuencia y niveles de perturbación.
EN-IEC 61000-3-9 Ed. 1.0 E PWI: Límites de corrientes interarmónicas en equipos con I ≤ 16A.
EN-IEC 61000-3-10 Ed. 1.0 E PWI: Límites de emisión en el rango de frecuencias de 2 a 9 kHz.
EN-IEC 61000-3-11: Límites. Límites de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensión
y flicker en las redes públicas de alimentación de baja tensión. Equipos con corriente de
entrada ≤ 75 A.
EN-IEC 61000-3-12: Límites. Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes
de baja tensión para equipos con corriente de entrada ≤ 75 A, sujetos a conexión restringida.
EN-IEC 61000-4-1: Técnicas de ensayo. Visión de conjunto de la serie CEI 61000-4.
EN-IEC 61000-4-4: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los transitorios eléctricos
rápidos en ráfagas.
4
EN-IEC 61000-4-5: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a las ondas de choque.
EN-IEC 61000-4-6: Técnicas de ensayo. Inmunidad a perturbaciones conducidas, inducidas
por campos de radiofrecuencia.
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
142
EN-IEC 61000-4-6 Amd.1: Define una nueva disposición para equipos de gran volumen.
EN-IEC 61000-4-7: Técnicas de ensayo. Medida e instrumentación para medida de armónicos
e interarmónicos en la red.
EN-IEC 61000-4-8: Técnicas de ensayo. Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos a
frecuencia industrial.
EN-IEC 61000-4-11: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión,
interrupciones breves y variaciones de tensión.
EN-IEC 61000-4-13: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a baja frecuencia
de armónicos e interarmónicos incluyendo las señales transmitidas en los accesos de
alimentación en corriente alterna.
EN-IEC 61000-4-14: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a fluctuaciones de tensión.
EN-IEC 61000-4: Técnicas de ensayo. Medidor de Flicker. Especificaciones funcionales y de
diseño.
EN-IEC 61000-4-16: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a perturbaciones conducidas
en modo común, en el rango de frecuencias de 0 Hz a 150 kHz.
EN-IEC 61000-4-17: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a la ondulación residual en la
entrada de potencia en corriente continua.
EN-IEC 61000-4-27: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad frente a desequilibrios.
EN-IEC 61000-4-28: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a la variación de frecuencia
de alimentación.
EN-IEC 61000-4-29: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión,
interrupciones breves y variaciones de tensión en los accesos de alimentación en corriente
continua.
EN-IEC 61000-4-30: Técnicas de ensayo. Métodos de medida de calidad de suministro.
EN-IEC 61000-4-33: Técnicas de ensayo. Métodos de medida de transitorios de alta potencia.
EN-IEC 61000-4-34: Técnicas de ensayo. Ensayo de inmunidad a huecos de tensión,
interrupciones cortas y variaciones de tensión para equipos con I > 16 A. Publicación básica.
EN-IEC 61000-5-1: Guías de instalación y atenuación. Consideraciones generales. Publicación
básica.
EN-IEC 61000-5-2: Guías de instalación y atenuación. Puesta a tierra y cableado.
EN-IEC 61000-5-6: Guías de instalación y atenuación. Mitigación de perturbaciones EMI
externas.
EN-IEC 61000-5-7: Guías de instalación y atenuación. Grados de protección proporcionados por
las envolventes contra las perturbaciones electromagnéticas (Código EM).
EN-IEC 61000-6-1: Normas genéricas. Inmunidad en entornos residenciales, comerciales y de
industria ligera.
EN-IEC 61000-6-2: Normas genéricas. Inmunidad en entornos industriales.
EN-IEC 61000-6-3: Normas genéricas. Norma de emisión para entorno residencial, comercial e
industria ligera.
EN-IEC 61000-6-4: Normas genéricas. Norma de emisión para entornos industriales.
4
EN-IEC 61000-6-5: Normas genéricas. Inmunidad para los entornos de centrales eléctricas y
subestaciones.
EN 60289: Reactancias para filtros y limitación de corrientes de cortocircuito
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
143
IEC 61642: Redes industriales afectadas por armónicos: Aplicación de filtros y condensadores
IEEE Std 519: Recomendación sobre límites de armónicos en USA
IEC 61800-3 / IEC 947-4-2: Normas de producto de variadores de velocidad y arrancadores
estáticos.
Directiva 2004/108: Directiva Europea de Compatibilidad Electromagnética. Diario Oficial de
las Comunidades Europeas de 31/12/2004.
IEC 60831-1: Condensadores de potencia auto-regenerables hasta 1000 V. Guía de
instalación.
IEC 60871: Condensadores de potencia para redes de tensión superior a 660 V. Parte 1: Guía
de instalación; Parte 2: Test de endurancia.
UNE 20.509-85/1, UNE 20.509-90/2, UNE 20.509-90/3, equivalentes a CISPR 18-1, 18-2 y
18-3: Características de las líneas y aparamenta de alta tensión relativas a las perturbaciones
radioeléctricas.
Nota: los textos no reflejan el título oficial de la norma sino que resumen su
contenido.
4.11 Resumen
En este capítulo hemos dado un repaso a los principales tipos de perturbaciones
que afectan a la red eléctrica. Hemos indicado cuál es su posible origen y algunas
ideas relativas a la forma de medirlas, que serán ampliadas en el capítulo 5.
Hemos insistido en la distinción entre perturbaciones de baja frecuencia y las
de alta frecuencia, denominadas EMI, cuyo estudio no es el objeto principal
de este texto. Para poder distinguirlas en la práctica hemos dado una serie de
indicaciones sobre los efectos que cabía esperar de cada tipo de perturbación y
hemos intentado cuantificar dichos efectos.
Hemos visto que la potencia de distorsión provocada por la presencia de
armónicos de corriente empeora el factor de potencia de las instalaciones
de forma análoga a como sucedía con la potencia reactiva. Las principales
consecuencias de esto son un peor aprovechamiento del sistema de distribución
y transporte de energía, lo cual obliga a sobredimensionarlo y comporta también
pérdidas adicionales en dicho sistema.
4
Quedan todavía una serie de temas por tratar como son las técnicas de medida,
que serán estudiadas con cierto detalle en el capítulo 5 y los temas relacionados
con la penetración de armónicos en la red, los efectos de las resonancias, las
formas de filtrar o atenuar determinados armónicos, cómo tratar los armónicos
múltiplos de tres en redes con consumos monofásicos, etc. Todo ello será
PerturBaciones en la red
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
144
abordado con mayor detalle en el capítulo 9.
4.12 Referencias
[1] Norma UNE-EN-50160-01 y Corrigendum 2004; Compatibilidad
Electromagnética: Características de la tensión suministrada por las redes
generales de distribución; CENELEC (Distribuye en España AENOR).
[2] Normas UNE-EN-61000 (Partes 2-1 a 2-4);Compatibilidad Electromagnética:
Parte 2: Entorno. CENELEC (Distribuye en España AENOR).
[3] Norma UNE-EN-61000-4-30;Compatibilidad Electromagnética: Técnicas de
ensayo y medida: Métodos de medida de la calidad de la alimentación; CENELEC
(Distribuye en España AENOR).
[4] Balcells J., Daura F., Esparza R., Pallás R., Interferencias electromagnéticas
en sistemas electrónicos. Marcombo (1992).
[5] Norma UNE-EN-61000-4-7: Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4:
Técnicas de ensayo y de medida. Sección 7: Guía general relativa a las medidas
de armónicos e interarmónicos, así como a los aparatos de medida, aplicable
a las redes de alimentación y a los aparatos conectados a éstas; CENELEC
(Distribuye en España AENOR).
[6] Norma UNE-EN-61000-3-2; Compatibilidad Electromagnética: Límites para las
emisiones de corriente armónica (Equipos para I < 16 A); CENELEC (Distribuye
en España AENOR).
[7] Norma UNE-EN-61000-3-4; Compatibilidad Electromagnética: Limitación de
las emisiones de corrientes armónicas en las redes de BT para equipos con
corriente asignada I>16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR).
[8] Norma UNE-EN-61000-3-12; Compatibilidad Electromagnética: Límites para
las corrientes armónicas producidas por los equipos conectados a las redes
públicas de BT con corriente de entrada > 16 A y < 75 A por fase; CENELEC
(Distribuye en España AENOR).
[9] Arrillaga J., Eguiluz L.I., Armónicos en sistemas de potencia. Servicio de
Publicaciones Universidad de Cantabria.
4
PerturBaciones en la red
5 MEDIDA Y REGISTRO DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS
5.1 Introducción
En muchas ocasiones, la falta de información impide resolver problemas en la red
eléctrica y optimizar la eficiencia energética en los sistemas de alimentación. Las
consecuencias que se suelen derivar de estos problemas no detectados a tiempo
son paros intempestivos de la producción y uso ineficiente de la energía . Para
evitar este tipo de problemas, el usuario debe disponer de datos sobre el estado
de sus instalaciones (tensión, corrientes, potencia útil y potencia consumida,
etc.).
Así pues, un aspecto esencial para poder estudiar cualquier red eléctrica es el de
disponer de instrumentos capaces de medir y registrar los principales parámetros
de la misma. En efecto la medida es necesaria para que el operador conozca el
estado del sistema eléctrico, para poder controlar la calidad del suministro, para
cuantificar la energía consumida, para controlar las puntas de consumo, etc.
Actualmente, la gama de instrumentos industriales disponibles para realizar esta
función va desde los clásicos indicadores de aguja, pasando por los indicadores
digitales hasta llegar a los analizadores más sofisticados que permiten no
sólo medir, sino registrar datos de tensión , corriente , consumo y capturar
determinadas perturbaciones con sistemas de disparo (“trigger”) más o menos
sofisticados. La posibilidad de registrar y capturar determinados eventos es
esencial para poder disponer de datos a la hora de diagnosticar un problema.
En este capítulo nos centraremos en la instrumentación de tipo electrotécnico e
industrial, con características muy diferenciadas de otros instrumentos de medida
para uso en electrónica o para laboratorios. Las necesidades esenciales para este
tipo de instrumentos son: medir con una precisión razonable, con frecuencias de
muestreo relativamente bajas, pero midiendo simultáneamente los seis u ocho
canales del sistema de alimentación industrial (tres tensiones y tres corrientes
y eventualmente la tensión neutro-tierra y la corriente de neutro) y calcular
parámetros básicos como potencias activa y reactiva , factores de desequilibrio,
armónicos , flicker, etc. Se considera que en el sistema trifásico hay más de 50
parámetros a medir como veremos al estudiar algunos de los instrumentos mas
completos que se presentan en este capítulo (CVM , AR.5, etc.).
5
Por otro lado, es muy importante la capacidad de registro de todos los parámetros.
Esto permite guardar históricos y ver el comportamiento del sistema eléctrico a
posteriori , sin estar pendiente de los instrumentos de medida. Pero a la vez, el
registro de magnitudes eléctricas plantea el problema de manejar y presentar la
gran cantidad de datos que un instrumento puede dar. Para el tratamiento de
estos datos es esencial que los instrumentos dispongan de comunicación con
un ordenador central y poder contar con un soporte informático consistente en
programas SCADA que permitan presentar los datos de forma más condensada
para el operador, mediante gráficos, indicaciones de alarma, etc. y no tan sólo
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
146
esto, sino que el propio instrumento sea capaz de dar órdenes de conexión o
desconexión de determinados interruptores, bajo condiciones de alarma o en
determinadas condiciones de funcionamiento. La figura 5.1. muestra un esquema
de un sistema moderno de medida y control de redes industriales, dotado de las
prestaciones indicadas anteriormente.
Fig. 5.1.- Sistema de medida y control de la red eléctrica de distribución
Otro aspecto que muchas veces pasa desapercibido es el de los sensores de
medida, generalmente transformadores o divisores de tensión, que constituyen
el interfaz entre el aparato de medida y el sistema a medir. Por poner un
ejemplo, un buen aparato de medida perderá sus prestaciones si la medida de
corriente se hace a través de un transformador con un gran error de ángulo. Por
ello dedicaremos un apartado al estudio de los transformadores de medida de
corriente.
A lo largo del capítulo, repasaremos los aspectos más importantes relacionados
con la medida y registro de parámetros eléctricos, basado en el empleo de
instrumentación de tipo electrónico digital. Los clásicos instrumentos de aguja,
quedan actualmente relegados a aplicaciones de muy bajo coste y no permiten
fácilmente el registro de magnitudes, por lo que sólo les dedicaremos un pequeño
apartado para poder comparar sus indicaciones con respecto a las de los
instrumentos digitales modernos.
5.2 Instrumentos de medida de parámetros eléctricos
Antaño, en los cuadros eléctricos, se solían instalar diversos instrumentos
(voltímetro, amperímetro, vatímetro, etc.), que medían cada uno un parámetro
eléctrico (tensión, corriente, potencia, etc.). Estos equipos tenían dos grandes
limitaciones:
5
• No son capaces de medir más que valores medios o eficaces y por lo tanto no
indican nada acerca de la calidad de onda
• No son capaces de registrar los valores medidos y por tanto una vez transcurrido
un fenómeno no queda registro de él.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
147
• La respuesta era relativamente lenta por lo que, incluso en los instrumentos con
indicación de máximo, no se podía garantizar que éste fuese capturado si su duración
era muy corta.
En la actualidad se pueden distinguir dos grandes grupos de instrumentación
para la medida de parámetros eléctricos: la instrumentación analógica y la
instrumentación digital, esta última basada en circuitos electrónicos, generalmente
dotados de una parte analógica de adaptación de señal y una parte digital de
procesado y eventualmente de registro de las magnitudes eléctricas. Dentro de la
gama de instrumentación digital, encontramos una gran variedad de analizadores,
que dependiendo de las necesidades de medida, o del tipo de aplicación,
proporcionan distintas prestaciones.
5.2.1 Instrumentación analógica
Los instrumentos analógicos están formados por un circuito transductor, que
convierte la magnitud a medir en una corriente eléctrica y un indicador que en
todos los casos es un galvanómetro (medidor de corriente). El galvanómetro está
basado en la desviación de una aguja por efecto de campo magnético creado por
el paso de corriente por un bobinado del mismo. Para la indicación de cualquier
otra magnitud que no sea una corriente, debe convertirse dicha magnitud en una
corriente proporcional admisible para el galvanómetro. Así por ejemplo, en el caso
de un voltímetro hay que colocar una resistencia en serie de valor elevado y en
el caso de un amperímetro con corriente elevada hay que colocar una resistencia
shunt para derivar parte de la corriente.
Podemos distinguir varios tipos básicos de instrumentos analógicos según su
principio de funcionamiento:
• De hierro móvil.
• De bobina móvil.
• Bimetálicos
• Diferenciales de inducción
• De láminas.
Los más básicos son los de hierro móvil y los de bobina móvil y los bimetálicos,
pero existen diversas variantes combinando algún pequeño circuito electrónico
con los indicadores de bobina móvil.. La figura 5.2 muestra los símbolos
empleados en los instrumentos, según el principio de funcionamiento.
5
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
148
Fig. 5.2.- Símbolos de aparatos de medida según su principio de funcionamiento.
Instrumentos de Hierro móvil: Los instrumentos de hierro móvil están basados
en el principio de inducción (como los motores de jaula). La corriente a medir
pasa por una bobina, esta induce otra corriente sobre un núcleo de hierro
solidario a la aguja y la fuerza de repulsión entre la corriente principal y las
corrientes inducidas hace desviar la aguja. Este tipo de instrumento es apto
sólo para corriente alterna y mide su valor eficaz (RMS), puesto que la fuerza es
proporcional al cuadrado de la corriente. Tienen el inconveniente de su falta de
linealidad, con un inicio de escala comprimido.
Instrumentos de Bobina móvil: Los instrumentos de bobina móvil están basados
en la desviación de una bobina en el interior del campo magnético creado por un
imán. Miden corriente continua y dan una indicación proporcional al valor medio
de la misma, con una escala bastante lineal
Debido a la citada linealidad, estos instrumentos pueden utilizarse y de hecho
se utilizan para medir tensiones o corrientes alternas, pero éstas deben ser
previamente rectificadas. No obstante, la medida será siempre de valor medio
y por tanto, para indicar valor eficaz de magnitudes alternas debe aplicarse
un cierto factor de escala y la medida sólo será precisa si éste se mantiene
constante (generalmente sólo para tensión o corriente o tensión puramente
senoidales, donde la relación entre valor eficaz y valor medio de la rectificada se
mantiene constante en un valor de 1,11). En caso de corrientes con alto contenido
de armónicos, por ejemplo, la indicación de valor eficaz sería errónea.
5
Instrumentos Bimetálicos: Los instrumentos bimetalillos se basan en la
diferencia de dilatación de dos tipos de metal al calentarse por efecto Joule
al paso de la corriente. (Potencia calorífica= ). Son aptos tanto para corriente
alterna como para corriente continua o para combinación de ambas, indicando
el valor eficaz, ya que, como en el caso de los de hierro móvil, la desviación es
proporcional al cuadrado de la corriente. Este tipo de instrumentos tienen algunos
problemas de linealidad y de errores al variar la temperatura ambiente.
Instrumentos de Inducción diferenciales: El principio de funcionamiento es
idéntico a los de hierro móvil, pero tienen dos bobinados antagónicos, de forma
que el campo resultante es la diferencia entre ambos. Se utilizan básicamente en
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
149
voltímetros diferenciales para sincronoscopios o instrumentos similares.
Instrumentos de láminas: Se emplean exclusivamente como frecuencímetros.
Se basan en la vibración por resonancia de una serie de láminas de metal.
Instrumentación digital: Los instrumentos digitales están basados en un sistema
microprocesador dotado de un sistema conversor A/D (analógico / digital) para la
adquisición de datos. El diagrama de bloques genérico para estos instrumentos
es el que se muestra en la figura 5.3.
Fig. 5.3.- Diagrama de bloques genérico de un instrumento de medida digital
Algunos de los bloques que se han representado en dicha figura pueden estar
ausentes. Así podremos distinguir básicamente tres categorías de instrumentos:
Instrumentos simples. Miden el valor de una única variable eléctrica y la
muestran por display. No tienen capacidad de registro ni de comunicación
Instrumentos con registro. Miden más de una variable, obtienen otras
variables por cálculo y registran determinados valores, ya sea periódicamente
o gobernados por un “trigger”. Generalmente todo ello es programable por un
teclado. Los valores capturados se suelen guardar en una memoria interna
salvaguardada por una batería o en un disco o una memoria con interfase USB
o de otra índole. No disponen de comunicaciones con el exterior en tiempo real,
pero sí suelen disponer de algún canal de comunicación para vaciado de los
datos registrados.
Instrumentos con registro y comunicaciones. Disponen de medida, cálculos
y registro de variables y además disponen de algún sistema de comunicación,
generalmente con un ordenador. Esto permite el procesamiento de datos en
tiempo real (dentro de unos límites de rapidez) y su incorporación en sistemas
de control.
5
La forma común en todos ellos de capturar y procesar los datos consiste
en muestrear las ondas de tensión y/o de corriente y obtener los valores
instantáneos en cada uno de los puntos de muestreo. La figura 5.4 muestra
esquemáticamente como se toman las muestras puntuales de una onda senoidal.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
150
En cada punto se obtiene un valor numérico. Posteriormente se procesan los
valores numéricos de uno a varios ciclos, obteniéndose los valores eficaces, las
potencias e información sobre perturbaciones de todo tipo.
Fig. 5.4.- Muestreo de una onda
Los valores importantes, que definen la resolución y la precisión de un
instrumento digital son la frecuencia de muestreo fs y el número de bits, B, de
cada adquisición puntual. En lugar de la frecuencia de muestreo se usa a veces
su inverso, el período de muestreo Ts o en el caso de medidas en la red, el
número de muestras por ciclo, que designaremos por N.
A título de ejemplo, las tablas 5.1 y 5.2 muestran las principales variables
medidas y los cálculos básicos realizados por los analizadores de red de la serie
CVM y los de la familia AR.5 y QNA de CIRCUTOR.
Tabla 5.1.- Principales variables medidas y calculadas por los analizadores de red
5
Tiempo de
Medida o Cálculos
Variable (s)
Símbolos
Valores instantáneos
de tensión
ui1, ui2, ui3
Instantáneo
Valores de las tensiones simples.
(Medidos por muestreo)
Valores instantáneos
de corriente
ii1, ii2, ii3
Instantáneo
Valores de las corrientes de línea.
(Medidos por muestreo)
Valores eficaces
de tensión
U 1, U 2, U 3
TMP
UF =
1 NP 2
Σ u
NP i = 1 iF
Valores eficaces
de corriente
I 1, I 2, I 3
TMP
IF =
1 NP 2
Σ i
NP i = 1 iF
Potencia activa
de cada fase
P 1, P 2, P 3
TMP
Potencia reactiva
de cada fase
Q 1, Q 2, Q 3
TMP
medida y registro de magnitudes eléctricas
promedio
1 NP
Σ u iF iiF
NP i =1
1 NP
QF =
∑ u .i
NP i =1 iF ( iF N / 4 )
PF =
i (i-N/4) = muestra tomada ¼ de
período antes
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
151
PF
UF IF
Factor de potencia
de cada fase
FP1 FP2 FP3
TMP
FP F =
Frecuencia
f
TMP
Medida en la onda de
tensión de una fase
Notas: Los valores numéricos 1, 2 y 3 se refieren a cada una de las fases. El subíndice
F se refiere genéricamente a una cualquiera de las fases y el subíndice i se emplea
para designar genéricamente las muestras de una onda. TMP es el período mínimo de
promediado (no confundir con el período de registro de promedios). NP es el número
total de muestras en TMP.
Tabla 5.2.- Variables medidas y calculadas por los
analizadores de red en sistemas trifásicos
Medida o Cálculos
Símbolos
Tensión trifásica
promedio
Um
TMP
Um =
Corriente trifásica
promedio
Im
TMP
Im =
Potencia activa
trifásica
Pt
TMP
Pt = P1 + P 2 + P 3
Potencia reactiva
trifásica
Qt
TMP
Q t = Q 1+ Q 2+ Q 3
Potencia
aparente trifásica
St
TMP
S t = S 1+ S 2+ S 3
Factor de
potencia trifásico
FPt
TMP
FPt =
Potencia reactiva
inductiva de
cada fase
QL1, QL2, QL3
TMP
Igual a Q1, Q2 y Q3 , solo si tienen
signo positivo
Potencia reactiva
capacitiva de
cada fase
QC1, QC2, QC3
TMP
Igual a Q1, Q2 y Q3 , solo si tienen
signo negativo
Energía activa
por fase
5
Tiempo de
Variable (s)
promedio
U1 + U 2 + U3
3
I 1+I 2 +I 3
3
Pt
St
TA
W·h1, W·h2, W·h3 TA
W·h F = Σ PF TMP
0
Energía reactiva
tipo L por fase
kvar·h L1,
kvar·h L2,
kvar·h L3
TA
var L·h F = Σ var L F TMP
Energía reactiva
tipo C por fase
kvar·h C1,
kvar·h C2,
kvar·h C3
TA
var C·h F = Σ var C F TMP
TA
0
TA
0
Notas: TMP es el período mínimo de promediado (no confundir con el período de registro
de promedios). TA es el tiempo de acumulación de energía, desde la puesta a cero de
contadores
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
152
¡Importante! Obsérvese que la mayor parte de instrumentos digitales no pueden
presentar en display ni registrar todos los valores que miden. Entonces, todos
ellos presentan promedios de medida durante ciertos intervalos. Es por ello que el
parámetro TMP (tiempo mínimo de promediado) tiene una gran importancia para
poder comparar los resultados de determinadas medidas o incluso para poder
interpretar dichos resultados, sobre todo si la magnitud medida varía durante el
intervalo de medida. Para comprender la idea véase el siguiente ejemplo.
Ejemplo: Supongamos dos instrumentos digitales: M1, con un TMP de 1 segundo
y M2 con un TMP de 5 segundos. Supongamos que deseamos comparar los
valores eficaces de una tensión medidos por ambos instrumentos y que dicha
tensión tiene variaciones con intervalos de variación inferiores a un segundo.
Es evidente que los valores mostrados por ambos instrumentos no son
comparables, puesto que mientras M2 mostrará un valor, M1 habrá mostrado
cinco. Podríamos pensar que el promedio de medidas de M1 a lo largo de
5 segundos debe coincidir con la lectura de M2. Pues bien, esto no será así
en general, puesto que el valor eficaz no puede promediarse con una media
aritmética. El valor eficaz es un promedio de una suma de cuadrados y no es
lo mismo promediar cada segundo que cada 5 segundos. En efecto si fs es el
número de muestras por segundo (frecuencia de muestreo), que supondremos
igual en ambos instrumentos se tiene
Promedio de 5 segundos de M1:
1
U med =
5


 1 f s 2 
 f Σ ui 
 s i = 1 
1s




 1 fs
2
+ ... + 
Σ u 
 f s i = 1 i 
5s






(5.1)
Valor de M2 durante los 5 segundos:
U med =
1 5 fs 2
Σ ui
5 f s i =1
(5.2)
Sólo en el caso de que la tensión medida sea constante resultarán iguales los
valores mostrados por ambos instrumentos. Aún más, si las frecuencias de
muestreo de ambos instrumentos no son iguales puede haber desviaciones en
las indicaciones de ambos. En definitiva, el hecho de tener que promediar para
poder condensar la cantidad de datos hace que perdamos detalles de la medida
y que sólo sean comparables los valores obtenidos si la magnitud medida se
mantiene constante dentro del intervalo de medida.
5
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
153
5.3 Transductores de medida
En este capítulo, denominamos transductor al bloque que realiza el papel de
interfaz entre el circuito eléctrico a medir y el instrumento de medida propiamente
dicho. En este apartado se describen los transductores empleados en la medida
de los parámetros eléctricos primarios. Denominamos “parámetros primarios”,
aquellos que se obtienen por medida, mientras que “parámetros calculados” son
aquellos que se obtienen a partir de cálculos, empleando precisamente como
datos los parámetros primarios. Los parámetros primarios en una red eléctrica
son básicamente las tensiones y corrientes instantáneas en cada una de las
fases. A partir de éstos y del parámetro tiempo, se pueden calcular los valores
eficaces, valores medios, las potencias activa y reactiva, los consumos de
energía, los armónicos, etc
5.3.1 Transductores de Tensión
Uno de los parámetros primarios que deben medirse para el conocimiento de
una red eléctrica es el conjunto de tensiones fase neutro o entre fases. Durante
mucho tiempo sólo se consideraba importante medir el valor eficaz de dichas
tensiones, sin importar el desfase, la forma de onda y otros parámetros que
influyen de forma esencial en el funcionamiento de la red. Actualmente, se
considera importante la medida de valores instantáneos, valores de pico, desfases
entre tensiones, etc. Todos ellos en su conjunto definen la calidad del sistema de
alimentación trifásico, que es el que nos encontramos en la alimentación tanto
de instalaciones industriales como de instalaciones residenciales o incluso de las
embarcadas (buques, aviones, etc.)
Para la mayoría de instrumentos empleados en las medidas de baja tensión (BT)
la medida de la tensión es directa, a través de algún tipo de divisor de tensión o
a través de algún acoplamiento por transformador. Cuando se trata de la medida
de tensiones alternas, la medida a través de transformadores de tensión es la
preferida, ya que proporciona un aislamiento galvánico entre la electrónica de los
instrumentos y la red.
Los instrumentos para medida en baja tensión suelen tener tensiones de entrada
normalizadas de 320 V fase-neutro y 520 V entre fases. No obstante, en casos
particulares se puede disponer de escalas más robustas para medida de
tensiones fase neutro hasta 500 V y fase-fase hasta unos 850 V entre fases. La
tabla 5.1 muestra un resumen de las tensiones normalizadas en los instrumentos
de medida de redes industriales.
Tabla 5.3.- Tensiones normalizadas en los instrumentos
5
Sistemas Monofásicos
Tensión Máxima (fase-neutro)
300 voltios C.A.
Tensión Máxima (fase-fase)
Sistemas Trifásicos
Estándar
Tensión Máxima (fase-neutro)
300 voltios C.A.
Tensión Máxima (fase-fase)
520 voltios C.A.
Reforzados
500 voltios C.A.
850 voltios C.A.
medida y registro de magnitudes eléctricas
-
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
154
Para medidas en media o alta tensión (MT o AT), suelen emplearse
transformadores de medida externos o divisores capacitivos, que rebajan
la tensión desde la MT o AT a 110 V. A partir del secundario de dichos
transformadores, pueden emplearse los instrumentos de baja tensión estándar
para realizar las medidas.
Así pues si deseamos llevar a cabo una medida en una celda de media tensión,
donde la tensión nominal es de 25.000 voltios C.A., deberemos utilizar un
transformador externo de 25.000/110 V y un aparato con fondo de escala de
300 V , por ejemplo. La mayoría de instrumentos digitales permiten entonces
programar un factor de escala (Relación de Transformación), de forma que las
indicaciones que muestran y que registran ya tienen en cuenta este factor de
reducción de 25.000 V a 110 V y los números mostrados en display y registrados
son la indicación real en la escala de 25000 V
Las últimas generaciones de analizadores de redes trifásicos, además de la
conexión de las fases L1, L2, L3 y Neutro, también disponen de una entrada de
Tierra. De este modo, y mediante la medida de la tensión entre Neutro y Tierra
el usuario puede conocer en tiempo real, el nivel de aislamiento del que dispone
en su instalación.
En la mayoría de instrumentos digitales para medida y registro de parámetros
de red, la frecuencia de muestreo es de 128 muestras por ciclo. Esto permite
un análisis de armónicos hasta el de orden 50 y proporciona una medida en
verdadero valor eficaz con una precisión mejor que el 0,1%. Este número de
muestras es además idóneo para poder mostrar en tiempo real el valor eficaz y
la forma de onda de la tensión (por canal de medida: L1, L2, L3 y N).
5.3.2 Transductores de Corriente
Otra de las magnitudes primarias, según se ha dicho es la corriente. Para
medirla se suelen emplear varios tipos de transductores. Básicamente podemos
distinguir:
• Transformadores de corriente convencionales (aptos sólo para C.A.)
• Transformadores de efecto Hall (aptos para C.A. combinada con C.C.)
• Shunts (aptos para cualquier tipo de corriente).
5
Los transformadores de corriente convencionales tienen un primario, formado
generalmente por un cable pasante, y un secundario con varias espiras, según
el esquema de principio representado en la fig.5.5. Este tipo de transformador
es el más frecuente para la medida de corriente alterna en redes industriales
y permite sólo medir la componente alterna. Si hubiera una componente
continua no la mide. En algunos casos, el transformador está incorporado en el
equipo de medida mediante Conexión Fast, y en otros casos, será necesaria la
instalación de transformadores de corriente externos; uno en el caso de líneas
monofásicas, y tres o cuatro en el caso de líneas trifásicas (cuatro si se desea
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
155
medir la corriente de neutro y el analizador de red dispone de una entrada para
ese cometido)
Fig. 5.5.- Principio de funcionamiento de un transformador de corriente y de un shunt
Para la medida de componente alterna y continua superpuestas debemos utilizar
transformadores llamados de efecto Hall, o un shunt. Los transformadores de
efecto Hall están basados en un transformador convencional y una célula de
semiconductor denominada célula Hall, combinada con un circuito electrónico.
5.4 Transformadores de corriente convencionales
Según su campo de empleo, existen dos tipos de transformadores de corriente
de los que hemos llamado convencionales (no efecto Hall):
• Transformadores de medida
• Transformadores de protección
5.4.1 Transformadores de medida
Los transformadores de medida tienen como misión principal dar una señal, en
general débil y precisa, proporcional a la corriente de primario y de nivel admisible
para al equipo de medida.
Dado que el rango de las corrientes a medir (corrientes de primario) puede ser
muy amplio, se normalizan en general un número limitado de valores de primario,
que permiten adaptarse a todo tipo de instalaciones. Los valores nominales de
primario más frecuentes son: 40 A, 50 A, 75 A, 100 A, 125 A, 150 A, 200 A, 250
A, 500 A, 1000 A, etc.
5
Los secundarios estándar para transformadores de medida son los de 5 A a
fondo de escala. Es decir cuando por el primario circula la corriente nominal, el
secundario da 5 A. Existen, para algunas aplicaciones especiales transformadores
de medida con secundario normalizado de 1 A. Estos tienen la ventaja de requerir
menos potencia de secundario a igualdad de carga del circuito de medida,
pero en cambio son más costosos y requieren mayor número de espiras de
secundario. Nótese que en general cuando hablamos de valores nominales
normalizados siempre nos referimos a valores eficaces.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
156
Nótese que el principal objetivo del transformador de medida es obtener una
buena precisión (en amplitud y en ángulo de fase) y evitar que en caso de
cortocircuito (corrientes de primario muy altas) se generen señales muy potentes
en el secundario, que podrían dañar el instrumento de medida. Por ello, los
transformadores de medida están diseñados para que fuera del rango de medida
saturen y como consecuencia, cuando la corriente de primario supera el valor
nominal se pierden rápidamente las características de precisión.
Los transformadores de medida se suelen designar por la “clase de precisión”
y la “potencia”, entendiéndose por clase el parámetro que cuantifica el error de
medida de amplitud en tanto por cien. Como se explicará más adelante, el error
de amplitud no es muchas veces el más importante, sino que en la medida de
potencias, lo que suele provocar más error en la medida es el desfase introducido
por el transformador.
5.4.2 Transformadores de protección
Los transformadores de protección, se emplean para provocar el disparo de algún
relé o dispositivo de protección cuando la corriente supera en varias veces la
corriente nominal.
Constructivamente los transformadores de protección responden al mismo
principio de funcionamiento que los de medida, pero, a diferencia de aquellos,
deben mantener una precisión aceptable de amplitud incluso en condiciones
de fuerte sobrecarga, ya que habitualmente deberán dar órdenes de disparo
con corrientes que pueden alcanzar entre 5 y 20 veces la corriente nominal de
primario. Así pues, al contrario de lo que se dijo para los transformadores de
medida, los de protección no deben saturar en las citadas condiciones ( Iprimario
= 20 Inominal)
5.4.3 Designación de los transformadores de medida y de protección
Designación de transformadores de medida: Los transformadores de medida
se suelen designar por la “clase de precisión” o abreviadamente “clase” y la
potencia o “carga de precisión”. La “clase” es un parámetro que cuantifica el error
de medida cuando se carga el transformador con la “carga de precisión. (véanse
definiciones en el apartado siguiente).
5
Designación de transformadores de protección: Los transformadores de
protección se designan por unas siglas que identifican la precisión y el rango
de medida . Dichas siglas son del tipo : ePm , donde e indica el % de error
compuesto (amplitud y fase , según tabla 5.5), P indica que nos estamos
refiriendo a un transformador de protección y m es el “factor límite de protección”
(indica el múltiplo de la corriente nominal al cual mantiene el error , véanse
definiciones en el apartado siguiente). Así por ejemplo un 5P10 indicaría un
transformador de protección que da un 5% de error compuesto a 10 veces la
corriente nominal de primario.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
157
5.4.4 Definiciones y características fundamentales de los transformadores
de corriente
Las características fundamentales de los transformadores de corriente que hemos
llamado convencionales vienen definidas en las normas UNE-EN 60044-1 y en la
recomendación UNESA 4201 B, y son los siguientes:
Corriente primaria asignada Ip: Valor de la corriente de primario para el cual se
definen las características nominales del transformador.
Corriente secundaria asignada Is: Valor de la corriente de secundario para el
cual se definen las características nominales del transformador.
Relación de transformación asignada, kn: Es la relación entre corriente de
primario y corriente de secundario. Es aproximadamente igual a la relación entre
las espiras de secundario y primario.
kn =
Ip
Is
=
Ns
Np
(5.3)
Podemos distinguir dos tipos de transformadores de medida: Los de primario
pasante, N p=1, y los de primario bobinado N p>1. Lo más habitual es que el
primario sea simplemente un cable o pletina pasante, pero por motivos de
precisión y sobre todo para corrientes bajas de primario se utilizan a veces
primarios bobinados.
En cuanto a la corriente de secundario, según se ha dicho, lo más habitual es que
sea de 5 A a la nominal de primario. Así la relación de transformación se suele
dar de la forma In/5. Por ejemplo 200/5, indica que cuando por el primario pasan
200 A por el secundario pasan 5 A.
Rango de medida: Entendemos por rango de medida el conjunto de valores de
corriente primaria dentro de los cuales el instrumento mantiene su error (clase
de precisión). Para transformadores de medida se suele controlar el error entre
un 5% y un 120% de la corriente nominal. Para transformadores de medida “clase
S” se controla entre 1% y 120% de la corriente nominal. Para transformadores
de protección, en cambio se suele controlar a 5 veces la corriente nominal o a
10 veces la corriente nominal.
Error de corriente o de relación (Clase de precisión) ε%: El error de corriente
o de relación indica el error de medida de la relación primario secundario en tanto
por cien dentro del rango de medida o de protección. A este error expresado en
% se le denomina habitualmente Clase de Precisión.
Clase = % =
5
k n .I p I s
. 100
Ip
(5.4)
Error de fase: Desfase entre la corriente secundaria y primaria. Se supone que
para un transformador perfecto debería ser 0º. En la práctica suele aumentar
con la corriente.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
158
Las tablas 5.4 y 5.5 indican los límites de error de transformadores de medida o
de protección, respectivamente, según la clase de precisión
Error compuesto: Se conoce como error compuesto el valor eficaz de la
diferencia entre las corrientes instantáneas de secundario traducida a primario y
la corriente de primario. El valor viene dado por (5.5)
C
=
T
100 1
( k nis − i p ) 2 dt
∫
Ip T 0
(5.5)
Carga de precisión (VA): Valor de la carga de secundario a la cual se definen
los errores de relación y de fase (es decir la clase). En general la precisión debe
mantenerse para cargas entre el 5% y el 100% de la nominal. Para cargas fuera
de este rango se suele perder precisión.
Tabla 5.4.- Errores en transformadores de medida según EN-60044-1
Desfase
Error de relación (%, ±)
% In
Clase
5
20
100
120
Minutos
5
20
Centirradianes
100
120
5
20
100
120
0,1
0,4
0,2
0,1
0,1
15
8
5
5
0,45
0,24
0,15
0,15
0,2
0,75
0,35
0,2
0,2
30
15
10
10
0,9
0,45
0,3
0,3
0,5
1,5
0,75
0,5
0,5
90
45
30
30
2,7
1,35
0,9
0,9
1
3
1,5
1
1
180
90
60
60
5,4
2,7
1,8
1,8
Desfase
Error de relación (%, ±)
% In
5
Centirradianes
20 100 120
1
5
20 100 120
0,2S
0,75 0,35 0,2 0,2 0,2
30
15
10
10
10
0,9 0,45 0,3 0,3 0,3
0,5S
1,5 0,75 0,5 0,5 0,5
90
45
30
30
30
2,7 1,35 0,9 0,9 0,9
Clase
1
Minutos
1
5
NOTA: Esta tabla es aplicable únicamente a los transformadores
cuya corriente secundaria asignada es 5 A
Error de relación (%, ±)
5
% In
50
120
3
3
3
5
5
5
Clase
Para las clases 3 y 5 no se especifican límites de desfase
medida y registro de magnitudes eléctricas
20 100 120
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
159
Tabla 5.5.- Errores en transformadores de protección, según EN-60044-1
Clase de
precisión
Desfase
Error de
relación (%, ±)
Minutos
Centirradianes
5P
1
60
1,8
5
10P
3
-
-
10
Error compuesto
Ilímite (%, ±)
Factor de seguridad, Fs: Es la relación entre la corriente máxima medible en
el primario, Ips, y la corriente nominal de primario, Ipn. El factor de seguridad se
suele limitar a valores inferiores a 5 en el caso de transformadores de medida,
con el fin de no dañar los instrumentos alimentados por el transformador. En
cambio puede tomar valores superiores a 20 para transformadores de protección,
ya que interesa que en caso de fuertes sobrecargas el transformador siga dando
una medida relativamente precisa.
Fs =
I ps
(5.3)
I pnom
Corriente térmica y dinámica: Estos parámetros definen el comportamiento
del transformador en caso de cortocircuito. La corriente térmica, Ith, indica la
máxima corriente y el tiempo admisibles para evitar dañar al transformador por
calentamiento y la corriente dinámica, Idyn, es la máxima admisible para evitar
dañar al transformador por los esfuerzos electromecánicos producidos por la
corriente.
Aislamiento: Se define por la tensión admisible entre los circuitos primario y
secundario. En general para transformadores de baja (U<720 V), se ensaya a
3kV, durante un minuto, entre primario y secundario.
Clase térmica del aislamiento: Indica la temperatura máxima que puede
alcanzar el punto más caliente del transformador. La temperatura interior
máxima se obtiene sumando el incremento de temperatura del bobinado, Tb, a
la temperatura ambiente, Ta. Ésta debe ser inferior a la temperatura de clase
térmica, que depende del tipo de materiales empleados. La tabla 5.6 indica las
características de cada una de las clases de aislamiento.
Tabla 5.6.- Temperaturas admisibles según clase térmica del aislamiento
Clase
5
T ambiente
ΔT medio
T media
T máxima
(máx).
(sobre T
ambiente)
Y
40 °C
45 °C
85 °C
90 °C
A
40 °C
60 °C
100 °C
105 °C
E
40 °C
75 °C
115 °C
120 °C
B
40 °C
85 °C
120 °C
130 °C
F
40 °C
110 °C
140 °C
155 °C
H
40 °C
135 °C
165 °C
180 °C
medida y registro de magnitudes eléctricas
(de servicio)
(punto más
caliente)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
160
Gama extendida: Indica el % por encima de la corriente nominal a la cual puede
trabajar el transformador, manteniendo la clase de precisión y respetando la clase
térmica. Los valores típicos son de 120,150 y 200%.
Una vez conocido el funcionamiento de los transformadores de medida,
expondremos los usos más frecuentes en el campo de la medida eléctrica.
Dado que su labor principal es la medida de corriente, ya sea para aplicaciones
de medida o bien de protección, el número de equipos a los que pueden ser
conectados, depende de la aplicación u objetivo que se desee alcanzar en cada
caso.
5.5 Transformadores de corriente de efecto Hall
Si se hace circular una corriente, I, eléctrica por un cristal de semiconductor
y éste se somete a un campo magnético, B, perpendicular a la corriente, se
genera una tensión en la dirección perpendicular al plano (I, B) , proporcional al
campo magnético. Este fenómeno se conoce como efecto Hall y se emplea como
principio para la medida de corriente, ya sea continua, alterna o superposición
de ambas.
I
VH=V
B
Fig. 5.6.- Principio de funcionamiento de la célula Hall
5
La Fig. 5.6 ilustra el principio básico de la célula Hall. En ella se muestra una hoja
delgada de material semiconductor (elemento Hall) a través de la cual circula una
corriente. Las conexiones de salida se ubican perpendicularmente a la dirección
de dicha corriente. Cuando no existe un campo magnético, B, la distribución de
la corriente se mantiene uniforme y la diferencia de potencial en las conexiones
de salida es cero. Cuando aparece un campo magnético perpendicular a la
corriente, como muestra la Fig. 5.6, la fuerza de Lorentz actúa sobre dicha
corriente, la desvía y crea una diferencia de potencial en las conexiones de
salida. Esta tensión generada se conoce como tensión Hall (VH). En general la
tensión Hall es una tensión muy pequeña (μV) y requiere un acondicionamiento
de señal para llevarlo a niveles útiles.
La tensión Hall es proporcional a la intensidad del campo magnético. Por ello,
para medir una determinada corriente, Ip, ésta se hace pasar por el interior de un
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
161
núcleo con un entrehierro, en cuyo interior se coloca la célula Hall. Se coloca
entonces un secundario con una resistencia en serie y se genera una corriente
secundaria que anule el campo magnético primario, según (5-7). El conjunto,
constituye un transformador de efecto Hall cuya señal de salida, ,se recoge en
bornes de la resistencia. La Fig. 5.7 ilustra este principio de funcionamiento.
Nótese que el transformador Hall hay que alimentarlo, generalmente con un par
de tensiones simétricas de 0, ±15 V.
Ns Is = I p
(5.7)
+15 V
Ic
Vhall
A
Ns
Ip
-15 V
Is
Vm
Ov
Rm
Fig. 5.7.- Sensor de corriente de efecto Hall
-15 V
Ip
Rm
0V
Fuente
Externa
Vm
+15 V
Fig. 5.8.- Conexión del transformador de efecto Hall
5.6 Transformador tipo Rogowski
5
El transformador de corriente tipo Rogowski tiene una estructura toroidal pero con
un devanado bobinado sobre un núcleo no magnético. A esta bobina así formada
se le denomina bobina de Rogowski y su estructura puede ser rígida o flexible.
La corriente a medir, que circula por el conductor que atraviesa la bobina
Rogowski, genera en los extremos de ésta una tensión proporcional a la derivada
de la corriente primaria y a la inductancia mutua entre la bobina y el conductor.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
162
Para obtener la medida de corriente es necesario dotar al instrumento de medida
de un circuito integrador.
La ventajas de las sondas o pinzas Rogowski son básicamente dos:
a) No hay posibilidad de saturación del circuito magnético
b) Permite bobinar sobre núcleos flexibles, lo que hace que sean adaptables
a medir en lugares de difícil acceso.
Fig. 5.9.- Principio de funcionamiento del transformador de corriente tipo Rogowski
Fig. 5.10.- Sonda flexible tipo Rogowski
5.7 Instrumentación de proceso
5
En las instalaciones industriales, además del interés por conocer los parámetros
eléctricos y energéticos de la instalación, se requiere el control de otros
parámetros del proceso productivo (caudales, presiones, temperaturas, velocidad
de motores, etc.). En general los sensores que miden todos estos parámetros se
deben integrar a un controlador y a un sistema SCADA a través de un transductor
adecuado
Tanto si la magnitud a medir es eléctrica como si se trata de cualquier otra
magnitud física, los controladores y los sistemas SCADA suelen admitir sólo
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
163
entradas analógicas o digitales de tipo eléctrico y por tanto existe la necesidad
de convertir señales eléctricas de determinados sensores a valores estándar
aceptados como entradas de los sistemas de control (Autómatas, sistemas
microprocesador dedicados o simplemente tarjetas de adquisición de datos para
PC)
Para la adaptación de los sensores a los controladores se suelen emplear
señales estándar proporcionales a las magnitudes físicas a medir. Las señales
estándar más habituales son: tensiones de 0 a 10 V ó ±10 V proporcionales a la
magnitud (10 V se haría corresponder al fondo de escala de la magnitud a medir)
o corrientes de 0 a 20 mA ó de 4 a 20 mA. En ocasiones especiales también
pueden emplearse otras escalas. Normalmente el fabricante del captador de
medida define en las características del equipo, el tipo de señal proporcional
que ha utilizado, con el fin que dicha sonda o captador, pueda ser llevado a un
indicador de proceso, a un autómata o a otro tipo de controlador.
En los últimos tiempos han aparecido, además, una multitud de buses de campo
y es muy común encontrar transductores de diferentes magnitudes físicas que
incorporan un conversor A/D y un canal de comunicación (RS 485, RS 422 u
otro) de manera que a través de un protocolo de comunicación la lectura se
transmite al controlador directamente en formato digital. Así pues en estos casos,
el transductor está formado por el sensor propiamente dicho, un adaptador de
señal y generalmente un microcontrolador de bajo coste que incluye las etapas
de conversión A/D, algún tipo de procesado y escalado de la señal y un canal de
comunicación que enlaza directamente con el controlador central o con el sistema
SCADA que presenta los parámetros en la pantalla de un ordenador central o de
un terminal gráfico a pie de proceso.
5.7.1 Convertidores de medida
En ocasiones el parámetro a introducir en un autómata o un controlador digital
es una variable eléctrica, y debido a su magnitud no es posible introducirla de
manera directa. Un caso parecido sucede si dicha variable quiere llevarse a un
indicador o visualizador digital o analógico cuya entrada no permite un valor
elevado de tensión o corriente.
5
Para estas aplicaciones el mercado ofrece una extensa gama de adaptadores,
conocidos como “convertidores de medida”, cuya función es la de convertir una
señal de potencia en una señal de débil potencia, que pueda ser introducida
en un indicador analógico o digital. Como comentábamos anteriormente estos
dispositivos convierten un parámetro de entrada en una señal proporcional
de salida, generalmente aislada galvánicamente y con valores de tensión y/o
corriente en el rango de ±10 V ó ±20 mA. Como ejemplo podemos mencionar los
convertidores de medida que convierten una tensión de 0…300 V c.a. a 0…20 mA,
de manera que exista una proporcionalidad entre los mA de salida y los V de
entrada (para el caso mencionado por ejemplo a 150 V c.a correspondería una
corriente de salida de 10 mA).
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
164
Existen convertidores de medida cuya magnitud de entrada es: tensión, corriente,
potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia, etc. y la salida es una señal
en el rango de ±10 V ó ±20 mA proporcional al valor medio o valor eficaz de la
entrada.
Fig. 5.11.- Instrumentos de medida y convertidores de medida
5.7.2 Características de instrumentos y convertidores de medida
En este apartado damos las definiciones de las principales características que
se suelen encontrar en los catálogos para definir las prestaciones, tanto de los
instrumentos de medida como de los convertidores de proceso.
Rango de medida: Entendemos por rango de medida, todo el conjunto de
valores de las magnitudes a medir, entre un máximo y un mínimo, dentro de los
cuales el instrumento mantiene su precisión. El rango se ha de especificar junto
con las condiciones ambientales extremas (temperatura, humedad, etc.) en las
que es válida la precisión.
Resolución: Es la mínima diferencia entre dos valores que el instrumento es
capaz de apreciar e indicar con unas determinadas condiciones ambientales,
dentro de todo el campo de medida. En el caso de instrumentos digitales la
resolución va ligada al número de bits del convertidor A/D, a la bondad del
adaptador de señal previo y al número de dígitos del display. La ecuación (5.8)
permite calcular la resolución de un instrumento de n bits que deba medir en un
rango (Umáx.- Umín.)
(5.8)
Ejemplo: Cuál es la resolución máxima de un instrumento con un rango de
medida de 500 V y un convertidor A/D de 10 bits.
5
Solución: Con un convertidor de n bits se pueden obtener 2n valores o “puntos”
distintos. Para 10 bits, 210=1024 puntos. Es decir, se pueden medir 1024 valores
distintos dentro del rango de medida. Puesto que el rango es de 500 V,
Resolución = 500 V / 1024 puntos = 488 mV / punto
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
165
Obsérvese que si el mismo instrumento fuese para una medida en corriente
continua con signo ±500 V, deberíamos repartir los 1024 puntos para el signo
positivo y negativo, es decir 512 puntos, y la resolución seria de 976 mV/punto.
Resolución en display: En instrumentos digitales el display puede inducir a error
en cuanto a la resolución del instrumento. Es habitual encontrar instrumentos con
indicador de 5 dígitos, es decir, que pueden marcar hasta el valor fondo de escala
99 999, basados en un conversor de 10 bits (1024 puntos). Aunque el display
puede dar la sensación de que la resolución es de 1/100 000, lo cierto es que
quien marca la máxima resolución es el convertidor A/D con los 1024 puntos, es
decir 1/1024 del fondo de escala.
Precisión: Es la propiedad que indica el máximo error de un instrumento con
respecto a un instrumento patrón debidamente calibrado y en unas determinadas
condiciones ambientales. La precisión se indica mediante el “índice de clase” o
simplemente “clase”.
Índice de Clase: Es el número con el cual se designa la precisión. El valor del
índice de clase equivale al error, en tanto por ciento, del instrumento en cualquier
punto dentro del rango de medida, es decir, error referido a la medida, no al fondo
de escala.
Tabla 5.7.- Errores según índice de clase
Índice de Clase
0,1
0,2
0,5
1
2
Límites de error
±0,1%
±0,2%
±0,5%
±1%
±2%
Error y formas de indicarlo: El error se suele expresar en %, pero hay que
tener cuidado al establecer comparaciones, pues este porcentaje puede estar
especificado respecto al fondo de escala (FE) o respecto de la lectura (Lect.) o
de forma combinada. Las indicaciones respecto al fondo de escala suelen ser
engañosas si se miden valores bajos puesto que en la parte baja de la escala se
pierde precisión porcentual. Por ello se recomienda siempre medir en el último
tercio de la escala para obtener las mejores prestaciones de un instrumento.
Ejemplo: Supongamos dos instrumentos con las siguientes formas de indicar
el error:
Instrumento M1: Error = 0,2% FE
Instrumento M2: Error = 0,19% Lect. + 0,01% FE
5
Las dos fórmulas aplicadas para el 100% del valor de la medida dan exactamente
el mismo error relativo a la medida (0,2%), pero en la parte baja del rango la
diferencia de errores referida al valor medido se hace muy notable, como se
muestra en la Fig. 5.12.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
166
Fig. 5.12.- Comparación de errores referidos a fondo de
escala o combinando fondo escala y lectura
Capacidad de sobrecarga del circuito de medida: Esta propiedad indica la
capacidad del instrumento o convertidor para poder soportar, en la entrada de
medida, valores superiores a los nominales sin que sufra efectos irreversibles.
Fuera del rango de medida la medida puede ser incorrecta.
Coeficiente de temperatura: Entendemos por coeficiente de temperatura, el
error añadido que se produce en el instrumento o convertidor al trabajar fuera de
la temperatura de referencia a la que fue calibrado. Normalmente este coeficiente
se expresa en ppm /ºC (partes por millón por grado centígrado).
Ejemplo: Imaginemos un instrumento con entrada 5 A, clase 0,2, y con un
coeficiente de temperatura de 600 ppm/ºC. Suponemos como temperatura de
calibración 23 ºC ; en el caso de que el equipo esté trabajando a una temperatura
de 35 ºC, el error añadido es de:
600
ppm .
( 35 − 23 )°C = 7200 ppm = 0 ,72%
°C
Rizado: En los convertidores que facilitan una señal analógica de salida, existe
una fuente de error debida al rizado de la fuente de alimentación que se transmite
a la salida. Entendemos por rizado el valor de la componente alterna superpuesta
a la señal de un convertidor.
5
Ejemplo: Imaginemos un convertidor de 0 - 5 A, salida de 0 - 10 V, clase 0,2
con un rizado de alimentación de 500 mV. Si bien el término medio de salida
puede estar dentro de tolerancia a efectos de clase, si la señal se muestra por
un sistema digital (entrada de un PLC, por ejemplo) existe una incertidumbre de
error del 5%. Para solucionar este problema algunos convertidores incorporan
capacidades de filtrado elevadas a la salida, pero con ello empeora muchísimo
el tiempo de respuesta del convertidor.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
167
Tiempo de respuesta: Entendemos por tiempo de respuesta, el que debe
transcurrir desde que se aplica un escalón de entrada, desde cero a fondo de
escala, hasta que el indicador o convertidor da la salida correcta dentro de los
márgenes de error y permanece estable.
Tensión o resistencia de Aislamiento: Una de las funciones básicas de los
convertidores de proceso es aislar la señal de salida respecto a la(s) de entrada
y respecto de la alimentación auxiliar. La tensión de aislamiento indica la tensión
que puede aplicarse entre circuitos separados sin que se produzcan arcos ni
fugas significativas. Se consideran circuitos separados los de entrada, salida,
alimentación y tierra de protección.
Clase de seguridad: Indica la categoría de un instrumento o un convertidor
desde el punto de vista de distancias de aislamiento, tensiones de prueba entre
circuitos y seguridad de manipulación. Los valores de distancias y tensiones
de prueba según la clase y los ensayos a realizar para su comprobación se
especifican en la norma EN 61010.
Potencia de salida: Este concepto se suele aplicar a convertidores de medida.
Indica el valor nominal de la potencia (VA) con que puede cargarse la salida,
manteniendo los límites de error.
5.8 Categorias de aislamiento y clasificación de seguridad
Una de las características más importantes de un instrumento de medida o de
un convertidor de proceso es su seguridad para el usuario y su capacidad de
soportar sobretensiones transitorias.
Respecto al riesgo de sobretensiones de las instalaciones, la norma EN-IEC61010-1 establece distintas categorías o zonas de una instalación según el nivel
de sobretensión que cabe esperar en ellas. Las categorías contempladas en la
norma se resumen en la tabla 5.8 y en la Fig. 5.13 y las tensiones de ensayo del
aparellaje según EN-IEC-60664-1, se detallan en la tabla 5.9.
Tabla 5 8.- Categorías de instalaciones atendiendo a las
sobretensiones previsibles (EN-IEC-61010-1)
CATEGORÍA
5
ZONA DE LA INSTALACIÓN
IV
Exterior: Líneas aéreas
III
II
Interior: Tomas próximas a la salida
del centro de transformación (alta
potencia de cortocircuito)
Acometida de instalaciones. Interior de edificio
Puntos de alimentación interior de edificios,
relativamente alejados de la acometida
Alimentaciones separadas por transformador,
con aislamiento galvánico y toma de tierra local
I
medida y registro de magnitudes eléctricas
RIESGO DE
SOBRETENSIONES
Muy alto
Alto
Moderado
Bajo
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
168
Fig. 5.13.- Zonas de instalación y categorías de riesgo
de sobretensión (EN-IEC-61010-1)
Tabla 5 9.- Tensiones de ensayo del aparellaje según
categoría de la instalación (EN-IEC-60664-1)
CATEGORÍA
Tensión máxima
de servicio
Impedancia
de fuente
600 V (valor eficaz)
600 V (valor eficaz)
Tensión de ensayo
(Impulso 1,2/50 μs,
20 veces)
8000 V (pico)
6000 V (pico)
IV
III
II
1000 V (valor eficaz)
600 V (valor eficaz)
8000 V (pico)
4000 V (pico)
2Ω
12 Ω
I
1000 V (valor eficaz)
600 V (valor eficaz)
6000 V (pico)
2500 V (pico)
12 Ω
30 Ω
1000 V (valor eficaz)
4000 V (pico)
30 Ω
2Ω
2Ω
Respecto a las categorías de seguridad de los instrumentos de medida, éstas
vienen definidas también en la norma EN-IEC-61010-1
Clase 0. Los instrumentos de Clase 0 son los menos protegidos. En ellos,
pueden existir partes metálicas sometidas a tensión con distancias mínimas
de aislamiento y no disponen de elementos de protección. Estos instrumentos,
carecen de toma de tierra y su aislamiento es funcional, es decir, el necesario
para asegurar que el aparato funcione. Para identificarlos, los aparatos pueden
llevar inscrito "Clase 0" o carecer de indicación.
Clase I. Además del aislamiento funcional, las envolventes metálicas están
conectadas a un borne de tierra, que se conecta a su vez a tierra por seguridad.
Se distinguen porque en la placa de características del aparato aparece un
símbolo como el indicado en la Fig. 5.14.
5
Clase II. Los instrumentos Clase II disponen de un doble aislamiento o
aislamiento reforzado entre partes bajo tensión y partes accesibles al tacto. Esto
les da una protección más segura y duradera. Su identificación es un símbolo
formado por dos cuadrados (uno más pequeño en el interior de otro más grande)
o "Clase II". Este tipo de aislamiento es el más adecuado para instrumentación
que vaya a ser usada en un entorno industrial.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
169
Clase III. Los dispositivos Clase III son aquellos que funcionan con voltajes de
baja tensión, inferiores a 50 voltios. Es un aislamiento frecuente en los juguetes,
pero no se aplica en instrumentación industrial. Estos aparatos se distinguen
porque llevan inscrito "Clase III" o el valor de la tensión nominal dentro de un
rombo.
Clase del aparato
Símbolo
Clase 0
No existe símbolo
Clase I
Clase II
Clase III
50
Fig. 5.14.- Categorías de seguridad de los instrumentos de medida
5.9 Errores en las medidas de potencia y factor de potencia
Es frecuente que instrumentos de distintos tipos, incluso del mismo fabricante,
indiquen potencias distintas al medir en un mismo circuito. La explicación de
este hecho es que en sistemas trifásicos desequilibrados y con armónicos,
incluso la forma de medir la potencia activa puede prestarse a confusión, puesto
que depende de si se mide sólo la potencia de las componentes fundamentales
o la total. Concretamente los contadores Ferraris (de disco) convencionales
miden sólo la potencia de las componentes fundamentales, pero la mayoría de
los contadores electrónicos miden la activa total. Por tanto al comparar ambas
lecturas puede haber pequeños errores. Los errores en los contadores de reactiva
son análogos pues se basan en los mismos principios.
En el caso de instrumentos digitales los errores en la potencia son siempre
mucho más grandes que los de tensión y corriente, por dos motivos:
5
Los transformadores de medida suelen dar un error de ángulo, que se mantiene
prácticamente constante en toda la escala. Para ángulos que no sean próximos
a 0º o 90º los errores en P y Q suelen ser moderados, puesto que tanto el seno
como el coseno varían poco. Pero para ángulos próximos a 0º la función seno
varía muy rápidamente e incluso errores pequeños de ángulo pueden comportar
cambio de signo. Por ello la potencia reactiva (Q=V·I·sin φ) puede presentar
errores importantes. De igual modo para ángulos próximos a 90º, la función
coseno varía muy rápidamente y cambia de signo, por lo que la potencia activa
(P=V·I·cosφ) puede presentar errores muy importantes. Además del error de
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
170
ángulo, los errores de amplitud de tensión y corriente se suman, puesto que
la potencia se obtiene por producto de ambas magnitudes. La ecuación (5.10)
ilustra este hecho.
Obsérvese, que al multiplicar una tensión con un error εU y una corriente con error
εI, el error resultante en la potencia es aproximadamente la suma (εU+εI) , ya que
el término εU·εI suele ser muy pequeño y puede despreciarse.
P
P
=
P
%=
P
P
P
UI
=
U( 1 +
100 ≅
U
) I( 1 +
UI
I
) UI
=(
U
+
I
+
U
I
)
% + I%
U
(5.9)
(5.10)
Ejemplo: Cuál es el error en potencia activa y en potencia reactiva de un
instrumento clase 0,2 en tensión y clase 0,5 en corriente, al medir en un punto
alrededor de un 5% de la potencia nominal, con un factor de potencia próximo
a la unidad
Debemos sumar dos partes del error:
a) Debido al error de ángulo del transformador de corriente. Un transformador
de corriente de clase 0,5 puede tener un error de ángulo, α, de 90’ (1,5º) en la
parte baja de escala, según los datos de la Tabla 5.2. Esto supone los siguientes
errores en potencias:
Error en potencia activa = | cos φ - cos (φ - α ) | = 3,4·10-4 , es decir 0,034%
Error en potencia reactiva = | sin φ - sin (φ - α ) | = 0,026 , es decir 2,6%
b) Debido al error de amplitud. Tanto para la potencia activa como para la reactiva
el error de tensión es del 0,2%, pero el error del transformador de corriente a 5%
de carga es de 1,5% , por tanto el error total en potencias es 1,002·1,015 = 1,017,
es decir 1,7% de error. Se podría haber obtenido de forma muy aproximada,
sabiendo que para clase 0,2 en tensión εv%=0,2%, y para clase 0,5 en corriente
εi%=1,5%, por tanto la suma εp% 1,7%.
El error total en la potencia activa es: 0,034% + 1,7% = 1,734%
El error total en potencia reactiva es: 2,6% + 1,7% = 4,3%
5
Observación: Si en lugar de efectuar las medidas con un factor de potencia
0º, se hiciera con un factor de potencia muy bajo,
próximo a 1, es decir φ
es decir, φ 90º, se invertirían los errores de ángulo, es decir, el error máximo
correspondería a la potencia activa y el más pequeño a la reactiva.
5.9.1 Errores en la potencia debidos a armónicos
Los vatímetros se basan en principios de funcionamiento o de cálculo distintos,
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
171
por tanto, no se pueden dar datos generales de su comportamiento cuando
miden en una red eléctrica con presencia de armónicos. Si nos centramos en
los instrumentos de tipo digital basados en el muestreo de las ondas de tensión
y corriente, los errores en la medida de potencias, causados por la presencia
de armónicos, no suelen ser importantes si se trabaja en el fondo de escala. No
obstante, el error absoluto en la medida, producido por dichos armónicos se
mantiene prácticamente constante, de forma que si éste es del orden de un 0,5%
del fondo de escala, podemos encontrarnos que cuando la potencia medida es
por ejemplo de un 5% del fondo de escala, el error es del 10%. En resumen, los
errores con respecto a la medida, debidos a armónicos pueden ser grandes en
la parte baja de la escala.
5.9.2 Errores en el Factor de Potencia
Para el cálculo del factor de potencia la mayoría de instrumentos digitales parten
del cálculo de la potencia activa y de la potencia reactiva, según las fórmulas
indicadas en las Tablas 5.1 y 5.2. El factor de potencia se obtiene entonces por
el cociente entre potencias, y por tanto está sujeto a los errores indicados en el
apartado anterior. Sobre todo, para factores de potencia bajos el error de ángulo
puede ser muy significativo.
Ejemplo: Medición del factor de potencia en una instalación donde la corriente es
un 5% de la máxima prevista en el transformador de medida, con unos valores
medidos de P = 1 kW y S = 10 kV·A , con un instrumento clase 0,2 en tensión
y clase 0,5 en corriente, que tiene un error de ángulo α = 1,5º (como en el caso
del ejemplo anterior)
El ángulo φ teórico es : φ = arccos (Q/S) = 84,3º
El error debido al ángulo en la potencia activa es: | cos φ - cos (φ - α ) | = 0,026,
es decir 2,6%.
El error debido a amplitud en la potencia activa es la suma de errores de U y de
I , es decir 0,2% de U + 1,5% de I, a 5% de escala , total 1,7%
Error total en la potencia activa es de 2,6% + 1,7% = 4,3%
El error en la potencia aparente es también la suma de errores de U e I , es decir
1,7%
5
El factor de potencia es el cociente P/S, en nuestro ejemplo: P = 1 y S = 10,
es decir 1/10 = 0,1, y en cambio, en la práctica, medimos P = 1,043 kW y
S = 10/1,017 = 9,832 kV·A, con lo cual el factor de potencia obtenido es de 0,106,
y el error es de un 6%.
Obsérvese que el error en el factor de potencia vuelve a ser la suma de errores
de la potencia activa y de la potencia aparente.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
172
5.10 Analizadores de redes
Se conoce con el nombre de Analizador de Red a los instrumentos de medida
que de manera simultánea son capaces de medir varios parámetros eléctricos.
En general suelen adquirir y registrar un número reducido de muestras de cada
parámetro en cada ciclo de red (un valor frecuente es 128 muestras/ciclo), lo
cual les permite un cálculo muy preciso de los verdaderos valores eficaces de
corrientes y tensiones, cálculo preciso de potencias y cálculo de los armónicos
hasta el orden 50.
Se trata de un tipo de instrumentación digital basada en procesadores digitales de
señal (DSP), que disponen de una gran capacidad de procesamiento, pudiendo
realizar en tiempo real un gran número de cálculos matemáticos dando como
resultado la adquisición y registro de un gran número de parámetros eléctricos.
Los analizadores de redes en versión trifásica disponen de cuatro canales de
tensión (tres fases respecto a neutro y neutro respecto a tierra: U L1, U L2, U L3
y U N). Además de las entradas de tensión, los analizadores de redes disponen
de cuatro entradas de corriente (tres fases más neutro, I L1, I L2, I L3 e I N).
En general la medida de corriente se realiza a través de transformadores de
medida para los de tipo fijo y pinzas de núcleo practicable para los portátiles.
Los analizadores de redes pueden dividirse en dos grandes categorías:
a) Analizadores fijos o de panel
b) Analizadores portátiles
5.10.1 Analizadores de Redes Portátiles
En muchas ocasiones, los cuadros eléctricos carecen de instrumentos de medida
que puedan proporcionar los datos que puede dar un analizador de redes.
Además si están equipados con instrumentos clásicos no suelen tener capacidad
de registrar a lo largo del tiempo los parámetros medidos. En tal caso no se
dispondrá de datos de distintas variables que son esenciales para el correcto
mantenimiento de las instalaciones. En tales casos, cuando se necesita realizar
algún tipo de diagnóstico serio de la instalación hay que recurrir al empleo de
analizadores portátiles.
5
Los analizadores portátiles disponen, al igual que los de tipo fijo, de entradas
de tensión y corriente. A diferencia de los equipos fijos, los transformadores de
corriente son sustituidos por pinzas amperimétricas, cuya señal de salida se
adapta a las escalas de medida del analizador. Las tomas de tensión, debido a
que es un equipo de instalación temporal, se realizan mediante pinzas de presión
(tipo cocodrilo). La instalación de dichas pinzas deberá llevarse a cabo según las
normas de seguridad eléctrica vigentes, en general cortando el circuito para su
colocación o colocándolas con el uso de guantes aislantes de seguridad.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
173
Los analizadores de redes portátiles disponen de una memoria interna para el
registro de las variables que se hayan seleccionado con anterioridad. El objetivo,
es que una vez realizada la medida, y una vez desconectado el equipo de la
instalación eléctrica, la información sea volcada a un PC y analizada mediante
un software , que permite presentar los resultados e históricos en forma numérica
y/o gráfica. En el caso de los analizadores de CIRCUTOR el paquete de software
se denomina POWER VISION ®.
Fig. 5.15.- Analizador portátil AR5 y volcado de datos a PC
Con el procedimiento descrito anteriormente, el usuario podrá llevar a cabo un
estudio detallado de la instalación, analizando los datos adquiridos mediante
el software de PC de una forma fácil e intuitiva. El software utilizado para los
equipos portátiles suele ser diferentes al utilizado por los equipos fijos, ya que el
de equipos portátiles tiene como misión la explotación de archivos procedentes
de la memoria del equipo; por tanto, el software está básicamente orientado a
la exploración de archivos previamente confeccionados para ser tratados con la
aplicación de PC.
El paquete de software POWER VISION (®CIRCUTOR) funciona bajo entorno
WINDOWS® y permite la rápida localización de situaciones de máximos y
mínimos y de registros con determinadas anomalías. Pueden obtenerse asimismo
representaciones gráficas y/o numéricas de diversos tipos de perturbaciones.
A continuación, se presenta un resumen de los tipos de capturas que pueden
representarse con dicho software.
Modo Estándar: Este modo permite la medida y registro de U, I, potencias P, Q y
S, factor de potencia, etcétera. Permite medir términos medios y valores máximos
y mínimos a intervalos de tiempo regulares. Las Figs. 5.16 y 5.17 presentan, a
título de ejemplo una tabla de valores de todos los parámetros eléctricos y un
gráfico de la corriente.
La tabla corresponde, en este caso, a valores de término medio de 1 minuto
(este período puede seleccionarse entre 1 segundo y varias horas). El gráfico
muestra la evolución a lo largo del tiempo de la corriente de término medio y de
la corriente máxima en la fase 1 de una determinada instalación.
5
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
174
Fig. 5.16.-Tabla numérica de valores
Fig. 5.17.- Gráfico combinado de corriente de término
medio y corriente máxima en una fase
5
Modo Armónicos: En este modo el analizador captura los mismos parámetros
que en modo estándar y además guarda las formas de onda de las tres
tensiones y las tres corrientes de un sistema trifásico. Esto permite a posteriori
determinar los armónicos en un determinado instante y ver la evolución temporal
del THD. Este modo es muy útil para determinar los armónicos presentes
durante largos intervalos de tiempo y permite la elección de filtros adecuados,
dimensionados para las peores condiciones de carga. Las Figs. 5.18 y 5.19
muestran respectivamente las formas de onda en las tres fases y una tabla
de valores numéricos de los distintos armónicos hasta el de orden 15, ambos
correspondientes a un instante determinado. La Fig. 5.20 muestra la evolución
temporal de los THD de tensión y corriente en las tres fases.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 5.18.- Forma de onda de tensiones y corrientes en las tres fases
5
Fig. 5.19.- Tabla de armónicos de la tensión y corriente en la fase 1
medida y registro de magnitudes eléctricas
175
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
176
Fig. 5.20.- Gráfico de variación temporal de THD(U) y THD(I) de las tres fases
Modo registro continuo: Este modo permite medir los valores eficaces de todos
los ciclos de red de las tres fases de tensión y corriente a partir de una condición
de disparo (“trigger”). Es útil para capturar transitorios de arranque de corta
duración. La Fig. 5.14 muestra, a título de ejemplo, un gráfico de corriente de una
línea durante el arranque de un motor.
5
Fig. 5.21.- Corriente en la línea durante el arranque de un motor
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
177
Fig. 5.22.- Perturbaciones en la onda de tensión en
la línea de un convertidor de potencia
Modo perturbaciones: Este modo de medida es especialmente indicado
para capturar deformaciones, crestas y huecos superpuestos a la tensión de
alimentación. La captura se inicia a partir de una condición de disparo, que
suele ser un cambio brusco de valor eficaz de la tensión o un cambio en el
valor instantáneo con una pendiente du/dt de varias veces el valor nominal.
La Fig. 5.22 muestra un ejemplo de onda de tensión donde se han capturado
perturbaciones del tipo antes indicado.
5.10.2 Analizadores de redes fijos
Al igual que los equipos portátiles, los equipos fijos disponen de entradas de
tensión y corriente por fase.
La medida de corriente se hace a través de transformadores de medida fijos, cuya
precisión suele superar a la de las pinzas utilizadas en analizadores portátiles.
Dependiendo de la aplicación, existen analizadores que miden sólo parámetros
básicos y otros capaces de medir más de 500 parámetros eléctricos. Por lo
tanto, dependiendo de las necesidades del punto de medida, el usuario tiene, en
general, la posibilidad de escoger entre una amplia gama de posibilidades.
5
La precisión de los analizadores de red está muy condicionada a emplear
transformadores de medida de una precisión elevada. Debe tenerse en cuenta,
sobre todo para analizadores portátiles, que midan con pinzas, que el error de
ángulo suele ser importante y por tanto las medidas de potencia y factor de
potencia pueden estar sujetas a errores importantes en determinadas zonas de la
escala. En este aspecto los analizadores fijos suelen dar mejores prestaciones.
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
178
Los equipos fijos, a diferencia de los equipos portátiles no suelen tener una
memoria masiva para registro de parámetros. Los analizadores fijos pueden
utilizarse como simples indicadores de panel, o pueden estar equipados con
un canal de comunicaciones y transmitir en tiempo real los parámetros que van
adquiriendo y procesando. Para ello están conectados a un sistema SCADA
de manera permanente, de forma que el PC donde reside el SCADA hace las
funciones de memoria. El programa SCADA recoge la información de los equipos
de medida, y dispone la información de manera ordenada para que pueda ser
explotada a través de su interfaz gráfica con el PC.
5.10.3 Software para analizadores de redes fijos
El software para analizadores fijos o de panel, a diferencia del de los equipos
portátiles no está orientado a la gestión y explotación de ficheros, sino que está
orientado a la gestión de dispositivos y de puntos de medida de la instalación
a través de un bus de comunicaciones. En definitiva se trata de un programa
SCADA que permite la comunicación con los distintos aparatos de una instalación
y dispone de una base de datos para registrar los distintos parámetros que se
programen.
El paquete de software POWER STUDIO SCADA® permite la conexión de toda
la gama de analizadores fijos de CIRCUTOR. El software funciona bajo entorno
WINDOWS® y permite la rápida visualización en tiempo real de los equipos de
campo conectados al sistema.
5
Fig. 5.23.- Software SCADA: Diagrama unifilar de la instalación
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
179
Fig. 5.24.- Software SCADA: Informe de consumo
Como se muestra en la Fig. 5.23 el usuario puede diseñar un diagrama unifilar
de la instalación, mostrando los parámetros más significativos o importantes en
tiempo real. Para cualquier equipo conectado al sistema puede realizarse un
informe de consumo o de cualquier variable, mostrando por pantalla los consumos
acontecidos en cada uno de los analizadores de redes fijos (Fig. 5.24).
5
Fig. 5.25.- Software SCADA: Tabla de variables eléctricas
capturadas en un determinado instante
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
180
Fig. 5.26.- Software SCADA: Gráfico de evolución temporal de diversas variables
Mediante la selección de una variable mostrada en el panel de parámetros
eléctricos en tiempo real (Fig. 5.25), puede realizarse una gráfica con una
resolución de término medio de un minuto, visualizando por tanto en un solo
gráfico, toda la información capturada por el sistema de control en formato tabla
o gráfico (5.26).
5
Fig. 5.27.- Software SCADA: Armónicos en un instante determinado
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
181
Fig. 5.28.- Software SCADA: Forma de onda en un instante determinado
Dependiendo del equipo instalado en campo, el usuario puede incluso visualizar
la descomposición armónica de las tensiones y corrientes en cada una de las
fases (Fig. 5.27). Asimismo, el sistema es capaz de visualizar la forma de onda
en tensión y corriente en cada período de captura del sistema (Fig. 5.28).
El software permite también programar alarmas y visualizarlas, tal como se
muestra en la Fig. 5.29
5
Fig. 5.29 - Software SCADA: Presentación de estado de alarmas
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
182
5.11 Resumen
A lo largo de este capítulo hemos desarrollado una serie de conceptos
relacionados con los equipos de medida, conceptos que han evolucionado desde
el instrumento analógico, hasta analizadores de redes, basados en procesadores
DSP, ciertamente sofisticados, que permiten al usuario la visualización en tiempo
real del comportamiento de su instalación.
Hemos visto que la tendencia actual en las instalaciones de cierta envergadura
va hacia la sustitución de los múltiples instrumentos (voltímetros, amperímetros,
fasímetros, etc.) por un solo instrumento de tipo digital de panel, el Analizador
de Redes, cuyo concepto hemos intentado plasmar a lo largo de este capítulo.
Este tipo de instrumentos suelen disponer de comunicaciones y por tanto son
susceptibles de ser integrados en una red de comunicaciones junto con otros
instrumentos, autómatas, controladores, etc., pudiéndose integrar por tanto en
sistemas de control y supervisión de plantas industriales, gobernadas por uno o
varios computadores a través de paquetes de software denominados SCADA.
Para desarrollar este tipo de sistemas, es necesario un mínimo conocimiento de
topologías de instalación y protocolos de comunicación, cuyos conceptos están
desarrollados con mayor detalle en el capítulo 7 del presente libro.
En otro orden de cosas, los instrumentos portátiles han evolucionado también
hacia la tecnología digital y permiten también medir y registrar en memoria varios
parámetros de manera simultánea, durante tiempos que pueden oscilar entre
las veinticuatro horas o incluso hasta un mes. Los registros obtenidos pueden
tratarse mediante paquetes de software dedicados, que facilitan la representación
en forma gráfica y permiten ver la evolución de diversos parámetros.
Todos estos instrumentos tienen como objetivo ampliar las posibilidades de
supervisión en tiempo real de líneas e instalaciones. En la actualidad debemos
ser conscientes del fuerte impacto que puede derivarse de anomalías en las
instalaciones industriales y por ello es sumamente necesario, no solo hacer
un mantenimiento ordinario, sino que el objetivo de todos estos sistemas es
un correcto mantenimiento preventivo. Gracias a los paquetes de software que
operan junto a estos equipos, es sumamente sencillo realizar informes que nos
adviertan del estado de nuestras instalaciones. Podemos asimismo tener un
control del consumo acontecido en cada una de las líneas donde se ha realizado
la medida.
5
medida y registro de magnitudes eléctricas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
183
5.12 Referencias
[1] Norma UNE-EN- 60044. Transformadores de medida. Partes 1 a 7. AENOR
[2] Norma UNE-EN- 61010-1. Requisitos de seguridad de equipos eléctricos de
medida, control y uso en laboratorio. Parte 1: Requisitos generales. AENOR
[3] Norma UNE-EN- 60664-1. Coordinación de aislamiento en sistemas y redes
de baja tensión. AENOR
5
medida y registro de magnitudes eléctricas
6 MEDIDA DE ENERGÍA Y CALIDAD DE SUMINISTRO
6.1 Introducción
En el presente capítulo se tratarán todos los temas relacionados con los equipos
homologados para la medida de energía. Los equipos homologados son los
únicos aceptados oficialmente para la facturación de energía, ya sea importada
o exportada. Estos equipos se ubican en los denominados puntos frontera entre
dos empresas o entidades, por ejemplo la compañía distribuidora y el consumidor
final de la energía.
También se tratarán temas de tarificación y medida de la energía, y se dará una
descripción de los diferentes agentes de mercado y de los conceptos básicos
que comprende cualquier sistema de tarificación dentro de un mercado eléctrico
de cualquier país.
Por otro lado también se comentarán temas relacionados con la calidad de
suministro, tales como los conceptos básicos de calidad, los parámetros a medir,
así como las normas internacionales que los regulan.
6.2 Mercado eléctrico
Se define como mercado eléctrico, el lugar en el que se encuentran la oferta y
la demanda. Para un funcionamiento equilibrado de este mercado, es necesaria
la existencia de unos agentes, que controlen y regulen su funcionamiento. Estos
son los denominados agentes del mercado.
En la mayoría de países, existen principalmente dos agentes o entidades, ya
sean privadas o gubernamentales, que se encargan de operar el sistema eléctrico
y de operar el mercado, es decir fijar el precio de venta de la energía.
En el caso de España, éstos dos agentes son el operador del mercado y el
operador del sistema:
• El operador del mercado se encarga de la elaboración del programa diario de
funcionamiento del sistema, casando las ofertas y las demandas que le llegan.
Actualmente, desarrolla ésta función OMEL, Operador del Mercado Ibérico de Energía
- Polo Español, S.A.
• El operador del sistema garantiza la continuidad y la seguridad del suministro.
Actualmente, se encarga de esta labor REE, Red Eléctrica de España, que se fundó
para organizar todo lo relativo al transporte de electricidad.
6
En su concepto más amplio, la empresa REE tiene tres misiones fundamentales:
• Ser el transportista de energía eléctrica de referencia en el sistema eléctrico
español.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
186
• Ser el operador del sistema eléctrico, que significa ser el responsable de la gestión
técnica del sistema para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico,
y la correcta coordinación entre la producción y el transporte.
• Ser el gestor de la red de transporte, que supone ser el responsable del desarrollo
y ampliación de la red de transporte de tal manera que se garantice el mantenimiento
y mejora de una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes.
Fig. 6.1 - Transporte de energía
En esencia, sus funciones como gestor de la red de transporte consisten en
desarrollar y ampliar las instalaciones de la red, realizar su mantenimiento
y mejora bajo criterios homogéneos y coherentes, y gestionar el tránsito de
electricidad entre sistemas exteriores que requiera el uso del sistema eléctrico
español. Además, Red Eléctrica garantiza el acceso de terceros a la red, para
que todos los agentes del sector puedan utilizarla en régimen de igualdad.
La actividad de distribución es aquella que tiene por objeto principal la
transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos
de consumo, ya sea en media o en baja tensión.
Los distribuidores tienen la función de distribuir la energía, así como, construir,
mantener y operar las instalaciones de distribución, además serán los gestores
de las redes de distribución que operen. Como gestores de las redes serán
responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el
desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones
con otras redes, y de garantizar que su red tenga la capacidad para asumir, a
largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad.
6
Por otro lado, en el caso de España, existe otra entidad relacionada con el
mercado de la energía, cuya misión es la de proteger los intereses de los
consumidores y velar por la transparencia de todo el sistema. Esta entidad es
la CNE, Comisión Nacional de Energía. Aparte de ésta última, las diferentes
comunidades autónomas, tienen algunas competencias en la regulación del
sistema eléctrico, en cada una de sus regiones. Por último, la Unión Europea, a
través de Directivas y normativas legales, establece el marco general del sistema
eléctrico en todos los países de la Unión.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
187
El proceso para llegar a fijar el precio de venta de la energía, consiste en que
las empresas que generan electricidad, productores, hacen ofertas de venta
de determinadas cantidades de electricidad a determinado precio, para cada
una de las horas del día. Al mismo tiempo, algunos grandes consumidores,
o indirectamente, a través de las empresas eléctricas distribuidoras, hacen
ofertas de compra. El operador del mercado (OMEL en el caso de España) es el
encargado de casar estas ofertas con las demandas.
Fig. 6.2 - Curva de oferta y demanda
La suma de las ofertas de compra configura una curva de demanda. Para
cubrirla, se eligen las ofertas de venta más baratas, hasta satisfacer toda la
demanda. El precio de la electricidad será el de la última oferta.
Por lo tanto, el precio de la electricidad se obtiene a partir de lo que se llama
la casación de la oferta y la demanda. Pero también tiene otros componentes,
que se añaden al precio básico para formar el precio final que pagan los
consumidores. Un factor que puede modificar el precio final, es el tipo de
energía. Las energías denominadas limpias gozan de primas que influyen en el
precio final. Otro factor que afecta al precio final son las garantías que ofrece un
productor, en cuanto a la continuidad de servicio.
6
Es importante destacar que en algunos países, como es el caso de España, el
mercado eléctrico se ha liberalizado, desapareciendo el denominado mercado
regulado. La gran diferencia entre los dos tipos de mercados, es que en un
mercado regulado el gobierno o la entidad designada por el gobierno, fija los
precios de venta de la electricidad de todas las distribuidoras de energía. Por
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
188
el contrario en un mercado libre, los consumidores pueden elegir la empresa
suministradora que deseen, en función de la calidad de suministro y el precio
que ofrezcan. Este cambio de tipo de mercado, es un proceso que se implanta
progresivamente, empezando por las empresas más grandes de mayor consumo,
y termina con la integración de los consumidores de energía de menor potencia.
6.2.1 Mercado regulado
En un mercado regulado, dónde el gobierno, o entidad designada por el mismo,
fija los precios de venta de las distribuidoras de energía, el usuario final de
la energía, no tiene más remedio que contratar el suministro, a la compañía
distribuidora que está implantada en su zona, y que es propietaria de las redes
de distribución.
Fig. 6.3 - Estructura del mercado regulado
El distribuidor debe pagar al transportista, por el uso de sus redes. Por otro lado
liquida la energía consumida, en el denominado POOL, que es el lugar en el que
todos los productores de energía venden la energía producida, y en función de
la demanda, el operador del mercado, fija los precios de venta de la energía.
En resumen, el flujo del dinero, sigue en sentido contrario al flujo de la energía.
Cualquier tipo de cliente, para poder disponer de suministro de energía, tiene que
contratarlo con la distribuidora de energía de su zona.
6.2.2 Mercado libre
6
En un mercado libre, aparece la figura del comercializador, cuya función es
la venta de energía eléctrica a los consumidores o a otros sujetos del sistema.
Éste no es el propietario de las líneas eléctricas de distribución, su principales
misiones: son las de obtener contratos de usuarios finales, ofreciendo precios
más bajos u otros servicios de valor añadido. Por otro lado, compra la energía
en el POOL o directamente al productor (contratos bilaterales) y finalmente paga
al trasportista o al distribuidor, por el uso de sus redes.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
189
Fig. 6.4 - Estructura del mercado libre
La actividad de estas empresas comercializadoras, debe de estar regulada por
el gobierno o entidad competente.
En éste caso el flujo de la electricidad, que sigue siendo el mismo que en un
mercado regulado, es diferente al flujo del dinero, debido a la aparición de la
figura del comercializador. El usuario final de la energía, puede elegir libremente
quien será su proveedor de energía, aunque la distribuidora de energía,
propietaria de las líneas de distribución, seguirá siendo la misma.
6.3 Marco legal
Los contadores de energía destinados a la facturación deben cumplir unos
requisitos muy estrictos asociados a su correcta forma de medir. Hasta hace poco
existían unas normativas propias de cada país, que cada centro homologado
(en España por ejemplo el CEM - Centro Español de Meteorología) debía
certificar. Desde hace algunos años la aparición de la Directiva Europea MID, ha
permitido que la certificación en un único país de la CEE, sea válida para el resto,
simplificando de forma notable los procesos necesarios para estar presentes
en todo ellos. El objetivo de este punto es explicar cuáles son los puntos más
importantes de la Directiva MID y de qué forma se aplica.
La Directiva de instrumentos de medida (MID, Measuring Instruments Directive)
6
La directiva de instrumentos de medida (MID) 2004/22/EC entró en vigor el 30 de
octubre de 2006. La MID es una Directiva europea que cubre un número de diferentes
instrumentos de medición, incluyendo instrumentos de pesaje automáticos, surtidores
de combustible, medidas de materiales, y contadores de energía. El objetivo de la
MID es crear un mercado de instrumentos de medición en beneficio de fabricantes y,
en última instancia de los consumidores homologados en toda la UE.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
190
La MID le permite a un fabricante obtener un certificado de aprobación válido
en todos los países de la Unión Europea (UE). Además, la MID provee a los
fabricantes de una serie de rutas de evaluación de conformidad para obtener la
certificación y, con ello, el acceso al mercado europeo.
6.3.1 Ámbito de aplicación
Esta Directiva se aplicará a los dispositivos y sistemas con funciones de medición
como son los de instrumentos relativos a los contadores del agua, contadores de
gas y dispositivos de conversión volumétrica, contadores de energía eléctrica
activa, contadores de energía térmica, sistemas de medida para medir de forma
continua y dinámica magnitudes de líquidos distintos del agua, instrumentos
de pesaje de funcionamiento automático, taxímetros, medidas materializadas,
instrumentos para medidas dimensionales y analizadores de gases de escape.
6.3.2 Precisión
El fabricante deberá especificar el índice de clase del contador. Los índices de
clase se definen como:
Clase
Precisión
A
2.0
B
1.0
C
0.5
Tabla 6.1 - Índices de clase
Los siguientes valores de tensión, frecuencia y factor de potencia corresponden
a los intervalos dentro de los cuales el contador cumple los requisitos de errores
máximos permitidos. Por lo tanto son las condiciones de funcionamiento del
contador en el que la clase esta definida.
Los intervalos son los siguientes:
Parámetro
Intérvalo
Tensión
Un (tensión nominal)
0,9 · Un ≤ U ≤ 1,1 · Un
Frecuencia
fn (frecuencia nominal)
0,98 · fn ≤ f ≤ 1,02 · fn
El intervalo de PF será, como mínimo, desde cosφ = 0,5 inductivo hasta cosφ = 0,8 capacitivo.
Tabla 6.2 - Intervalo de funcionamiento
6.3.3 Errores máximos permitidos
6
Los efectos de las distintas magnitudes sometidas a medición y de las distintas
magnitudes de influencia (a, b, c, ...) se evalúan por separado, manteniendo
relativamente constantes en sus valores de referencia todas las demás magnitudes
sometidas a medición y de influencia. El error de medición no superará el error
máximo permitido indicado en el siguiente cuadro y se calculará de este modo:
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Error de medición =
191
√ (a2 + b2 + c2 ...)
Cuando el contador esté funcionando bajo una corriente de carga variable, el
porcentaje de error no superará los límites de la tabla 6.3.
Temperatura de funcionamiento
-10 ºC ... +5 ºC
-10 ºC ... +5 ºC
-10 ºC ... +5 ºC
ó
ó
ó
+5 ºC ... +30 ºC
+30 ºC ... +40 ºC
Clase
A
B
C
A
B
C
+30 ºC ... +40 ºC
A
B
C
+30 ºC ... +40 ºC
A
B
C
Contadores monofásicos o polifásicos si funcionan con carga equilibrada
Imin ≤ I ≤ Itr
3,5
2
1
5
2,5
1,3
7
3,5
1,7
9
4
2
Itr ≤ I ≤ Imáx
3,5
2
0,7
4,5
2,5
1
7
3,5
1,3
9
4
1,5
1,7
9
4,5
2
Contadores polifásicos si funcionan con carga monofásica
Itr ≤ I ≤ Imáx
4
2,5
1
5
3
1,3
7
4
Tabla 6.3 - Porcentajes de error permitidos
La tabla anterior tiene como objetivo definir los límites de error dependiendo de
la temperatura de funcionamiento.
En la siguiente figura se representa el error máximo de un contador clase B en
función de la temperatura.
Fig. 6.5 - Límites de error clase B
6.3.4 Definiciones
6
Concepto
Definición
Un contador de
energía eléctrica activa
Dispositivo que mide la energía activa
que se consume en un circuito
I
Intensidad de corriente eléctrica que circula a través del contador
In
Intensidad de corriente de referencia especificada para la que
ha sido concebido el contador conectado a transformador.
Imín
Valor de corriente por encima del cual el margen de error
se sitúa dentro de los errores máximos permitidos.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
192
Itr
Valor de corriente por encima del cual el margen de error
se sitúa dentro del más pequeño error máximo permitido
correspondiente al índice de clase del contador.
Imáx
Valor máximo de corriente para el cual el margen de error
se sitúa dentro de los errores máximos permitidos.
U
Tensión eléctrica suministrada al contador.
f
Frecuencia de la tensión suministrada al contador.
fn
Frecuencia de referencia especificada.
PF
PF, factor de potencia = cosφ = el coseno
del angulo de fase φ entre I y U.
Tabla 6.4 - Definiciones
Visualización grafica de los conceptos asociados a la corriente para un contador clase B.
Fig. 6.6 - Conceptos asociados a la corriente
6.3.5 Efecto de las perturbaciones de larga duración
Las perturbaciones de larga duración no deben afectar a la precisión más allá de
los valores críticos de cambio que se definen en la tabla 6.5, y que pueden llegar
a provocar una degradación temporal o pérdida de funcionamiento de los cuales
el contador se recobrará.
En este caso la tabla define la variación del error que permite la MID con
respecto del punto al que ha sido ajustado y verificado.
6
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
193
Perturbación
Valores críticos de variación (%) para los contadores de la clase
A
B
C
1,5
1,5
0,3
Desequilibrio de tensión (aplicable sólo
a los contadores polifásicos)
4
2
1
Contenido armónico en los circuitos de corriente
1
0,8
0,5
Secuencia de fase inversa
C.C. y armónicos en el circuito de corriente
6
3
1,5
Ráfagas transitorias de corriente
6
4
2
Campos magnéticos, campo electromagnético HF,
perturbaciones conducidas originadas por campos de
radiofrecuencia, e inmunidad a ondas oscilatorias
3
2
1
Tabla 6.5 - Variación (%) del error
6.4 Tipos de contador
Antes de entrar en profundidad en la descripción del contador, es necesario definir lo
que se denomina tipos de cliente. Estas divisiones es necesario realizarlas, ya que en
función del tipo de cliente, le corresponde un tipo de contador u otro. Estas divisiones,
basadas principalmente en la potencia contratada, están directamente relacionadas
con la clase de precisión y prestaciones que debe tener el equipo de medida.
Las divisiones por tipos de cliente, que se plantean a continuación, corresponden
al mercado español, regulado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto
del 2007, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del
sistema eléctrico español. En cada país las divisiones por potencias que plantea
éste Real Decreto, pueden ser diferentes, aunque éstas pueden servir de referencia.
Clientes tipo 1
• Consumo ≥ 10MW / Generación ≥ 12 MVA / Otros ≥ 5 GWh/año
• Precisión energía activa ≤ 0.2S / reactiva ≤ 0.5
• Canal de comunicaciones RS-232 y óptico
• Disponer de dispositivo de lectura remota
• 6 maxímetros (período de 15 min.)
• Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en
curva de carga de 5 min.)
• Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min
y tiempo en que la tensión esta fuero de los límites)
6
• Precisión de los transformadores de medida: Tensión 0.2 / Corriente 0.2S
Clientes tipo 2
• Consumo > 450kW / Generación ≥ 450kVA / Otros ≥ 750 MWh/año
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
194
• Precisión energía activa ≤ C / reactiva ≤ 1
• Canal de comunicaciones RS-232 y óptico
• Disponer de dispositivo de lectura remota
• 6 maxímetros (período de 15 min.)
• Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en
curva de carga de 5 min.)
• Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min
y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites)
• Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 0.5 / Corriente ≤ 0.5S
Clientes tipo 3
• Consumo > 50 kW / Generación < 450 kVA
• Precisión energía activa ≤ B / reactiva ≤ 2
• Canal de comunicaciones RS-232 y óptico (excepto fronteras cliente)
• Disponer de dispositivo de lectura remota (excepto fronteras cliente)
• 6 maxímetros (período de 15 min.)
• Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en
curva de carga de 5 min.)
• Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min
y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites)
• Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 1 / Corriente ≤ 1
Clientes tipo 4
• Consumo ≤ 50 kW y > 15 kW
• Precisión energía activa ≤ B / reactiva ≤ 2
• Puerto óptico de comunicaciones
• 6 maxímetros (período de 15 min.)
• Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias
• Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min
y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites)
• Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 1 / Corriente ≤ 1
• Posibilidad de ser integrado en el sistema de telegestión y telemedida
Clientes tipo 5
• Consumo ≤ 15 kW / Generación ≤ 15 kVA
• Precisión energía activa ≤ A / reactiva ≤ 3
• Puerto óptico de comunicaciones
6
• 1 maxímetro (período de 15 min.)
• Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva
• Curva de carga: Energía Activa y Reactiva min. 3 meses
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
195
• Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min
y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites)
• Integrado en un sistema de telegestión y telemedida (lectura, parametrización,
control de potencia)
En resumen, en cualquier mercado es necesario realizar divisiones, ya sea por tipos
de cliente, por potencias o clases de precisión, con el objetivo de poder encajar las
prestaciones del contador a las necesidades del usuario final de la energía.
En los diferentes tipos de clientes que se han definido en éste apartado, en todos
ellos el contador de energía no puede ser otro que un contador multifunción. En
el siguiente apartado se detallan algunas de las formas más habituales que se
utilizan para la medida de tensión y corriente. En el apartado 6.6, se desarrolla el
concepto de un contador multifunción, en cuanto a cuales son sus características
y principales funcionalidades.
Respecto a los contadores que denominamos tipo 5, hacer mención al importante
reto que tienen, principalmente las distribuidoras de energía, pero también los
fabricantes, sobre al cambio de todo el parque de contadores, principalmente
mecánicos, por contadores electrónicos con capacidad de telegestión. Este es
un reto que algunas eléctricas de diferentes países ya han empezado, y supone
un gran cambio tanto para la compañía distribuidora como del usuario final,
ya que el sistema puede permitir a la distribuidora conectarse al contador del
usuario final. Para tener una referencia puede tener contratados 4,4 kW, leer el
contador, y gestionar el suministro, reduciendo la potencia contratada o cortando
y reconectando el suministro. Para completar la información sobre éste sistema
de telegestión, véase el apartado 6.8.
6.5 Parámetros que mide un contador de energía
Los contadores mecánicos que durante muchos años han sido los líderes
indiscutibles de la medida de la energía eléctrica, nos han aportado una
información muy básica, aunque durante muchos años suficiente. Originalmente
mediante complejos sistemas mecánicos, ya fuesen indicadores circulares, dígitos
secuenciales o cualquier otra forma, nos han proporcionado información sobre el
consumo de energía activa y posteriormente, sobre el consumo de energía reactiva.
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.7 - Contadores tipo Ferraris
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
196
Con la llegada de los contadores estáticos, también llamados contadores
electrónicos, se abre la posibilidad de dar un importante salto en cuanto a la
información que son capaces de calcular. El hecho de introducir un sistema de
medida electrónico que permita mediante la captura de muestras de las señales
de tensión y corriente, calcular un amplio grupo de parámetros eléctricos, es sin
duda un salto tecnológico.
Antes de comentar cuales son las variables que puede medir un contador es
importante conocer de que distintas formas se puede medir la tensión y la
corriente, y que ventajas e inconvenientes presenta cada una de ellas.
6.5.1 Medida de la tensión
Para la medida de la tensión, en la mayoría de las ocasiones, el objetivo es dividir
la tensión de la red 230 Vac y reducirla a una tensión mucho más pequeña que
sea directamente medible por un procesador. En la mayoría de las ocasiones del
orden de voltios.
Fig. 6.8 - Contadores antiguos
En alguna ocasión, dependiendo de si el contador también dispone de canales de
comunicaciones, se puede plantear la opción de que la referencia de la medida
de la tensión esté aislada de la red, en este caso al divisor se le puede añadir un
transformador de aislamiento.
Contador con la medida de la tensión aislada:
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.9 - Con medida de tensión aislada
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
197
6.5.2 Medida de corriente
Los contadores utilizan elementos de medida que convierten la corriente en
una tensión proporcional (para más información, ver capítulo 5). A continuación
veremos los distintos sistemas que utilizan los contadores de energía y cuales
son las principales ventajas e inconvenientes.
6.5.2.1 Transformador de medida
Es un elemento por el cual se hace pasar la corriente de la fase. Mecánicamente
consiste en un núcleo magnético con un devanado que entrega una corriente
proporcional a la que circula por la fase que mediante una resistencia de carga
se transforma en una tensión.
Fig. 6.10 - Transformadores de medida
6.5.2.2 Sistema de medida con Shunt
Consiste en un elemento resistivo que se intercala en el circuito de corriente y
que nos da una tensión proporcional a la corriente que circula por la fase.
Fig. 6.11 - Medida con Shunt
6
6.5.2.3 Sondas de efecto Hall
Son parecidas a los transformadores de corriente pero sin nucleo, por lo tanto
una de las ventajas es que el coste es mucho más competitivo.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
198
6.5.2.4 Sondas gradiométricas
Son bobinas que se integran en el circuito impreso y que generan una pequeña
señal proporcional a la corriente. La principal ventaja es que a diferencia del resto
de opciones, no es necesaria su integración mecánica en el contador ya que
puede formar parte del propio circuito en el que se monta la electrónica.
Tabla comparativa
Tipo de sonda
Ventajas
Inconvenientes
Transformador
La medida está aislada.
Es capaz de medir
corrientes muy bajas.
El coste es el más elevado
de los distintos sistemas.
Shunt
El coste es muy
competitivo. Es muy fácil
de adaptar mecánicamente
La medida no está aislada.
Auto-calentamiento a
corrientes elevadas.
Gradiométricas
Coste muy competitivo
Trabaja con corrientes muy
pequeñas que necesitan
mucha amplificación.
Tabla 6.6 - Tabla comparativa de soluciones en la medida de corriente
Con las formas de medir la tensión y la corriente que hemos visto, el contador
electrónico muestrea ambas señales y realiza todos los cálculos necesarios para
obtener los parámetros eléctricos.
Fig. 6.12 - Muestra de tensión y corriente
Para el cálculo de las potencias es necesario hacer operaciones con las muestras
de tensión y de corriente, en el caso de la potencia activa consiste en multiplicar
las muestras de tensión por las de corriente.
6
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
199
Fig. 6.13 - Cálculo de potencia
En el caso de la potencia reactiva es necesario desplazar la corriente 90º antes
de multiplicar las muestras. Para ello se utiliza la transformada de “Hilbert” que
es un algoritmo matemático que permite desplazar las muestras manteniendo la
influencia de los armónicos.
Fig. 6.14 - Transformador de Hilbert
Los principales parámetros que mide el contador son los siguientes:
Grupo
6
Parámetros
Energías
Activa (kWh), Reactiva (kvarh)
Potencias
Activa (kWh), Reactiva (kvarh), Aparente (kVA)
Parámetros eléctricos
Tensión (V), Corriente (A), Frecuencia (Hz), Factor de potencia
medida de energía y calidad de suministro
Tabla 6.7 - Parámetros que mide el contador
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
200
6.6 Contadores multifuncion
A diferencia de los contadores mecánicos, los contadores estáticos, o popularmente
denominados electrónicos, son contadores multifunción, que como su propio
nombre indica, son un equipos compactos que integran diferentes funciones:
contador, registrador, tarificador, maxímetro y módulo de comunicaciones.
En los siguientes apartados, se detalla cada una de las funciones que puede
realizar un contador multifunción.
6.6.1 Contador de energía
La función de contador, es la necesidad básica que se requiere de un contador
de energía. Mediante la medida de tensión e intensidad, el equipo es capaz de
medir la energía. La mayoría de los contadores multifunción, son contadores
combinados, lo que significa es que miden tanto energía activa como energía
reactiva. La energía activa, debe ser acumulada en dos totalizadores diferentes
según su sentido, es decir, un contador para la energía activa importada
(consumida) y otro contador para la energía activa exportada (generada).
Sobre la energía reactiva, el contador, no solamente tiene que ser capaz
de separar la importación de la exportación, sino que tiene que dividirla por
cuadrantes. En la figura que sigue, se pueden identificar cada uno de los
cuadrantes, y tipos de energías reactivas que debe separar el contador.
Fig. 6.15 - Cuadrantes de energía
En resumen, un contador combinado multifunción, debe de ser capaz de medir
como mínimo seis tipos de energía:
• Energía activa entrada (unidades: kWh)
• Energía activa salida (unidades: kWh)
6
• Energía reactiva Q1 (unidades: kVArh)
• Energía reactiva Q2 (unidades: kVArh)
• Energía reactiva Q3 (unidades: kVArh)
• Energía reactiva Q4 (unidades: kVArh)
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
201
Véase apartado 6.5 y el capítulo 5, para conocer como el contador mide los
parámetros eléctricos, para llegar a contar y registrar los diferentes tipos de energía.
6.6.2 Registrador
Durante muchos años, el registrador, era un dispositivo separado del contador de
energía, cuya función era la de registrar los datos horarios de las energías medidas
por el contador. En la actualidad los contadores multifunción integran el registrador.
La misión de un registrador, es la de almacenar registros de energía con una
periodicidad fijada. En el caso de España, los registradores tienen que tener una
profundidad de registro de cómo mínimo 4.000 registros. Ésta capacidad puede ser
duplicada, dependiendo del tipo de suministro o cliente. Actualmente los contadores
multifunción, se programan con períodos de 60 minutos, lo que lo convierte en la
denominada curva de carga horaria. Si el equipo tiene que disponer de un segundo
registro de energías, éste se programa con una periodicidad de 15 minutos, y es la
curva cuarto-horaria.
Las energías que se registran en éstas curvas de carga, son las 6 energías
descritas en el apartado anterior (6.6.1). A continuación, se muestra a modo de
ejemplo, una curva de carga horaria descargada de un contador de energía.
Etiqueta tiempo
kWh +
kWh -
kvarh
Q1
kvarh
Q2
kvarh
Q3
kvarh
Q4
01:00 27/02/09
Invierno
143155
0
7174
0
0
9616
02:00 27/02/09
Invierno
143639
0
7213
0
0
9616
03:00 27/02/09
Invierno
144123
0
7270
0
0
9616
04:00 27/02/09
Invierno
144424
0
7326
0
0
9616
05:00 27/02/09
Invierno
144546
0
7378
0
0
9619
06:00 27/02/09
Invierno
144913
0
7388
0
0
9631
07:00 27/02/09
Invierno
145391
0
7388
0
0
9664
08:00 27/02/09
Invierno
145842
0
7392
0
0
9704
09:00 27/02/09
Invierno
145846
0
7393
0
0
9716
10:00 27/02/09
Invierno
145850
0
7397
0
0
9723
Tabla 6.8 - Curva de carga horaria
En éste ejemplo de curva de carga, se puede observar que no hay valores en las
columnas de kWh -, Q2 y Q3. Esto es porque el punto de medida solamente es
de importación, es decir solo hay consumo de energía.
6
El registrador de un contador multifunción, también puede tener la capacidad de
almacenar, eventos y cierres de facturación. Los eventos, son sucesos que
tiene el contador, tales como cambios en la programación, fallos de tensión,
incidencias en comunicaciones, etc. Por otro lado, los denominados cierres de
facturación, son registros mensuales de las energías y maxímetros tarificados,
registrados durante un período de tiempo (des del anterior cierre de facturación)
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
202
6.6.3 Tarificador
La función de tarificador, es la capacidad de discriminar por tarifas, un único
consumo de energía. Los contadores con la función de tarificador, tienen la
capacidad de programar un calendario con una discriminación tarifaria. En
este calendario se definen unas temporadas, que pueden ser por ejemplo
invierno y verano. También se definen unos perfiles diarios, que se asignan a
las temporadas definidas. De ésta forma el contador es capaz de discriminar la
energía por tarifas, variando la discriminación, en función del día del año y de la
franja horaria dentro de cada perfil de día.
En el mercado eléctrico español, es de obligatorio cumplimiento que los
contadores de energía dispongan de hasta 3 calendarios programados, o lo que
en el contador se denomina contratos. El resultado final es que la misma energía
medida en un punto, se puede tarificar de tres formas diferentes.
6.6.4 Maxímetro
El maxímetro es el parámetro que utiliza la compañía eléctrica para la facturación
del término de potencia. El maxímetro da la potencia instantánea promediada
durante un período de tiempo. La máxima demanda, es un valor programable en
cuanto a su período de integración, y aunque normalmente el parámetro eléctrico
que se asigna al cálculo de la máxima demanda, es la potencia activa (kW), en
algunos casos la variable asignada es la potencia aparente (kVA).
En la siguiente gráfica, se representa, para un período de 15 minutos, la potencia
instantánea en kW. El contador de energía, durante estos 15 minutos, almacena
temporalmente los valores de las potencias instantáneas de este período. Al
final del mismo, realiza un promedio de los valores registrados. Este promedio
es el valor de la máxima demanda para éste período, que en éste caso sería
aproximadamente de 300 kW.
6
Fig. 6.16 - Gráfica de potencia
Si el contador multifunción es tarificador y maxímetro, dispondrá de tantos valores
de máximas demandas como tarifas programadas, ya que dispone de registros
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
203
de maximetros independientes para cada franja tarifaria, así como un valor total
que será el mayor de todas las máximas tarificadas.
6.6.5 Módulo de comunicaciones
Todos los contadores multifunción, disponen de cómo mínimo un puerto óptico,
por el que se puede además de programar, descargar toda la información que
almacenan. Además, y según los modelos y variantes de cada fabricante, puede
incorporar puertos serie eléctricos.
En el caso del mercado español, los contadores trifásicos, deben disponer de
cómo mínimo, un puerto óptico y un serie, adicionalmente se puede ampliar con
un segundo puerto serie o Ethernet, para que el usuario final pueda descargar
los datos, o bien por integrarlo dentro de un sistema de control energético tipo
SCADA. En algunas ocasiones, el soporte físico de las comunicaciones es la
propia red, dando lugar a los comunicaciones PLC Power Line Communications).
6.7 Comunicaciones y protocolos
Durante muchos años la única forma posible de obtener información de los
contadores fue la lectura manual del indicador mecánico. Con la introducción
de los contadores estáticos basados en el diseño electrónico, apareció la
posibilidad de introducir un interface óptico que permitía con la ayuda de un
cabezal externo, la lectura de algunos parámetros eléctricos, y finalmente, la
disponibilidad de canales RS232, RS485 e incluso Ethernet han hecho que los
contadores dejen de ser un elemento aislado y pasen a ser un nodo más de una
red de comunicaciones.
Fig. 6.17 - Comunicación con el contador
Con la aparición de la posibilidad de captar información del contador mediante
un canal de comunicaciones cada fabricante empezó a trabajar con protocolos
propios ya que en la fase inicial no existía ningún estándar aplicable.
6
Con el paso del tiempo empezaron a aparecer protocolos estándar que
permitieron que contadores de diferentes fabricantes pudieran utilizar un mismo
lenguaje de comunicación.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
204
A continuación comentaremos los protocolos más importantes que se están
utilizando en la actualidad, aplicados en los contadores de energía.
6.7.1 IEC 61107
Anteriormente llamado IEC1107, es un documento internacional estándar que
describe un protocolo extensamente usado para leer contadores de facturación
en la Unión Europea. El IEC 61107 se considera reemplazado por el IEC 62056,
pero se sigue utilizando porque es simple y muy aceptado. Envía datos en
ASCII utilizando un puerto serie. Los medios de comunicación físicos son con
modulación de la luz, enviados con un diodo LED y recibidos con un fotodiodo,
o un par de cables, por lo general un RS-485. El protocolo sólo permite enviar o
recibir, y no puede trabajar de forma simultánea.
Esta norma es la que define como ha de ser el hardware de la conexión óptica.
6.7.2 IEC 60870-5-102
El IEC 60870-5-102 es un protocolo estándar internacional, publicado por el IEC
al principio de los años 90. Permite la comunicación entre una unidad central y
varios contadores de energía.
El protocolo está basado en la arquitectura EPA (Enhanced Performance
Architecture) y define sólo la capa física, la de enlace y la de aplicación de
modelo OSI. El IEC 60870-5-102 se usa básicamente, con medios de transmisión
lentos.
Cuando en el mercado español empezaron a aparecer contadores trifásicos
electrónicos, cada fabricante decidió incorporar al equipo el protocolo que en
aquel momento consideró adecuado, algunos de ellos incluso propietarios del
fabricante. Frente a esta circunstancia, REE como responsable de la lectura
remota de los contadores destinados a los grandes consumidores, decidió
intentar corregir esta situación y propuso este estándar para la lectura de los
contadores. Como resultado de aquella propuesta aparecieron diferentes fases:
• En una primera fase se incorporó a todos los contadores trifásicos instalables
en España el protocolo IEC 870-5-102 para la lectura de aquellos parámetros que
necesitaba REE para controlar el balance energético.
• En una segunda fase la compañías eléctricas, trabajando de forma conjunta
definieron una segunda parte que les permitiera configurar todos los equipos de la
misma forma. El resultado fue que se definieron los comandos necesarios para que las
tarifas, el control de los cierres, las potencias contratadas, etc, se pudieran programar
de la misma forma.
6
• En una tercera fase se definieron una serie de parámetros asociados a la calidad
de la tensión de la red y los comandos necesarios para su configuración y lectura.
6.7.3 DLMS
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
205
El DLMS (Device Language Message specification) es un lenguaje abstracto
universal para la estandarización de la comunicación de medida dentro de IEC.
DLMS es un estándar abierto y ha sido publicado como IEC 61334-4-41. DLMS
esta abierto a otros tipos de contadores diferentes a los de energía eléctrica
como los de gas, calor, agua etc.
Objetivos del DLMS
• Compatible:
Uno de los objetivos es garantizar la interoperabilidad de los equipos de
diferentes fabricantes.
• Independiente:
DLMS es independiente del medio de comunicación utilizado y garantiza la
interoperabilidad de contadores de diferentes fabricantes en sistemas de
comunicación multimedia y aplicaciones multifuncionales.
• Expandible:
DLMS facilita la ampliación de los sistemas existentes. No es necesario adoptar
posteriores equipos de comunicación. Esto se traduce en menores costes
generales y configuración de los sistemas más simple.
El DLMS es uno de los protocolos cuyo uso se está extendiendo no sólo por toda
Europa, sino por el resto del mundo. El hecho de que se haya publicado una IEC
como estándar abierto ha facilitado que muchas compañías eléctricas hayan
basado en el sus proyectos de telegestión.
6.8 Gestión de la demanda
Los contadores que cumplen con la especificación de sistema de telegestión
actualmente integran lo que se conoce como un elemento de corte. Este dispositivo permite de forma remota controlar el suministro.
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.18 - Elemento de corte integrado
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
206
Existen dos grandes funciones asociadas a este elemento:
La primera consiste en la posibilidad de que de forma remota (utilizando la propia
red eléctrica como medio de comunicaciones), el contador reciba la orden de
cortar el suministro de usuario final y posteriormente de reponerlo.
Fig. 6.19 - Gestión remota de la demanda
Esta posibilidad permitirá a las compañías eléctricas cortar el suministro de forma
remota en los siguientes casos:
• Por impago: En caso de que el usuario final no abone los recibos correspondientes,
y después de seguir todos los pasos que legalmente están definidos, será posible
cortar el suministro y reponerlo posteriormente sin necesidad de desplazarse al
domicilio.
• Por seguridad: Si se supera el factor de simultaneidad de carga con el que están
dimensionados los transformadores de los centros de transformación, será posible
desconectar algunos abonados antes de que se produzca una situación crítica.
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.20 - Control total de la demanda
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
207
Otra posible situación sería que frente a la imposibilidad de aumentar la
capacidad de generación frente a un pico de demanda, la única posibilidad por
parte de la compañía eléctrica sea desconectar cargas domésticas de forma
controlada evitando de esta forma el colapso eléctrico.
La otra función del elemento de corte es limitar la potencia consumida por el
usuario. En la mayoría de los entornos domésticos existen dispositivos mecánicos
cuya función es limitar la potencia consumida. En el futuro serán los propios
contadores los que integren esta función aportando las siguientes ventajas:
• En el caso de que se supere la potencia contratada el contador desconectará el
suministro y el usuario deberá desconectar algunas cargas hasta estar por debajo
del máximo contratado. En este caso el contador utiliza su “Sistema de reconexión
por detección de circuito abierto” y en cuanto detecte que el usuario ha abierto y ha
vuelto a cerrar el interruptor general, de forma automática repondrá el suministro. En
el caso de que no hayan desconectado las cargas sobrantes, después de ejecutar la
maniobra de seguridad, el contador volverá a abrir el circuito, cortando el suministro.
Fig. 6.21 - Sistema de reconexión
• Otra de las ventajas que aporta este sistema es que la potencia máxima es
configurable remotamente en el caso del sistema de telegestión, lo que permite dar
respuesta a una petición de ampliación de potencia sin necesidad de desplazarse
hasta el domicilio.
• Por último tenemos la posibilidad de programar una consigna del límite de potencia
para cada una de las tarifas, por lo tanto, este mecanismo nos puede permitir adecuar
las posibilidades de generación con los límites de consumo.
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.22 - Control de potencia por tarifas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
208
6.8.1 Gestión pasiva de la demanda
La idea de la gestión pasiva es dar información al usuario final acerca de cuál
es su consumo real en cualquier momento y su influencia en las emisiones de
CO2. Otra posibilidad es dar información a los usuarios acerca de tarifas más
económicas con la idea de gestionar mejor su demanda.
Fig. 6.23 - Gestión pasiva de la demanda
6.8.2 Gestión activa de la demanda
Podemos introducir un dispositivo capaz de conectar y desconectar las cargas
domésticas no críticas, por ejemplo la lavadora, el lavavajillas, etc. Por lo tanto
dependiendo de la tarifa o dependiendo de la capacidad de generación de
energía será posible decidir de forma automática como distribuir el consumo de
energía.
Fig. 6.24 - Gestión activa de la demanda
6.9 Funciones adicionales
Los contadores mecánicos han tenido durante muchas décadas como única
misión proporcionar una medida fiable de la energía. Actualmente con la
incorporación de la electrónica es posible disponer de una serie de funciones que
aportan un valor añadido a la gestión del contador.
6
Estas funciones adicionales están asociadas a la posibilidad por parte del
contador de gestionar módulos de entradas y de salidas.
A continuación veremos algunas de las funciones más típicas asociadas a estos
módulos especiales.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
209
6.9.1 Módulos de entradas
Existen algunas instalaciones en las que están montados elementos mecánicos
que indican por ejemplo la tarifa activa (reloj tarifario), o bien el sincronismo para
el periodo de cálculo de la máxima demanda, etc. Para poder seguir usando
estos dispositivos externos, en los contadores estáticos podemos encontrar
entradas digitales para su gestión.
Fig. 6.25 - Módulos de entradas
Existen contadores de gas y agua que emiten pulsos proporcionales al consumo. El
contador puede disponer de entradas que permitan contabilizar estos impulsos, de
forma que el contador se puede convertir en un concentrador de medidas del entorno
doméstico y acumular información sobre el consumo de energía, gas y agua.
6.9.2 Módulos de salidas
El contador puede incorporar salidas que den impulsos proporcionales al
consumo de energía. Es posible asociar a cada una de las energías que
acumula el contador una salida independiente de impulsos. Una de las posibles
aplicaciones de estos pulsos es la centralización de la información proveniente de
varios equipos, y luego mediante un canal de comunicaciones es posible hacer
una lectura remota de esta información.
6
medida de energía y calidad de suministro
Fig. 6.26 - Módulos de salidas
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
210
Otra posible aplicación de las salidas son como indicadores de las tarifas. Se
puede asociar el estado de los relés de salida a la conexión de circuitos que
sólo deben funcionar cuando determinadas tarifas están activas, por ejemplo,
podemos esperar a una tarifa tipo valle para conectar cargas que no son críticas.
6.10 Calidad de suministro
6.10.1 Introducción a la medida de calidad
El consumo eléctrico existe gracias a un conjunto de agentes que intervienen
a lo largo de todo un proceso. Empezando por la generación, pasando por el
transporte y la distribución, hasta llegar al consumo final, la electricidad sufre
una serie de alteraciones que en ocasiones afectan de forma considerable. Las
compañías eléctricas encargadas de realizar la distribución de energía eléctrica
se encargan de garantizar que la tensión suministrada cumpla con una serie
de parámetros, los cuales pueden variar en función de la zona geográfica. Las
cargas conectadas a las redes de distribución son muy distintas, y a medida que
evoluciona la tecnología, muchas de las cargas también varían y afectan a la
estabilidad del conjunto de la red de distribución.
Las industrias utilizan cada vez procesos más sofisticados en los que hay
más elementos de control, automatización y regulación, que permiten realizar
procesos de forma más automática y ser más competitivos. Generalmente, estas
cargas tienen una gran sensibilidad a las variaciones de tensión, ante las cuales
provocan malos funcionamientos y problemas críticos en los procesos. Por otro
lado, cada vez más las empresas invierten en medir y controlar la calidad del
suministro eléctrico para evitar unos costes asociados generalmente a procesos
productivos.
Se hace imprescindible controlar no solo los costes asociados a las faltas de
continuidad del suministro, sino también los asociados a la falta de calidad del
suministro. Es de vital importancia supervisar el buen funcionamiento de la
instalación y de los equipos conectados a esta, así como realizar una correcta
gestión energética para evitar excesos de consumo innecesarios.
6
La globalización de los mercados, hace también que los diferentes interlocutores
implicados en los procesos de la generación, el transporte y el consumo de
energía eléctrica, tengan la necesidad de hablar en los mismos términos para
afrontar los nuevos retos futuros que implican una optimización tanto de las
redes de distribución como de las instalaciones eléctricas. Por este motivo,
las normativas actuales hacen mucho énfasis en utilizar elementos que midan
conforme a una serie de criterios determinados para facilitar así la interpretación
de toda la información.
La medida en distintos puntos de las redes de distribución hace indispensable
disponer de equipos que aseguren por un lado una validez absoluta en la medida,
y por otro lado una robustez contrastada, al encontrarse en entornos complejos.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
211
Estos equipos son los equipos de referencia para compañías eléctricas de todo
el mundo en entornos y redes de distribución muy distintas. Al mismo tiempo,
las empresas operan cada vez de forma más habitual en un entorno global, que
obliga a que sean más competitivas y optimicen sus procesos. Para ello se hace
indispensable analizar y estudiar las perturbaciones eléctricas que afectan a los
procesos productivos de las empresas con el objetivo de mejorar e inmunizar las
instalaciones.
6.10.2 Normativa
Relativo a los analizadores de calidad de suministro, tanto en como tienen que
medir como en que tienen que registrar, existen principalmente 2 normativas a
nivel europeo, y son: IEC-61000-4-30 y EN 50160
Por otro lado, en el caso de España, existen decretos que publica el gobierno y
que regulan, entre otros temas, los índices de calidad zonal o los tiempos medios
de interrupción. Todos éstos parámetros se deben registrar, ya no por el usuario
final, si no que la responsabilidad recae sobre la distribuidora de energía, que
debe de presentar sus índices de calidad al departamento de Industria.
El Real Decreto 1955/2000, habla establece una serie de criterios ligeramente
distintos de los que establece la norma EN 50160.
Por ejemplo la EN 50160, entiende por interrupción de alimentación cuando la
tensión en los puntos de suministro no supera el 10% de la tensión declarada.
También define como interrupción de larga duración, cuando ésta es superior a
3 minutos y breve cuando es igual o inferior a 3 minutos.
En el RD 1955/2000, define que los límites máximos para variaciones de tensión
de alimentación a los consumidores finales deberán ser inferiores al 7% de la
tensión de alimentación declarada en lugar del +/- 10% que es lo que establece
la norma UNE-EN 50160.
6.10.2.1 IEC-61000-4-30
6
Una de las normativas internacionales más exigentes que existen actualmente
es la normativa IEC-61000-4-30, que especifica cómo los analizadores de calidad
de suministro deben realizar las medidas de todo un conjunto de parámetros.
Dentro de esta normativa, se diferencian 3 clases: A, B y S. Clase A se reserva
a aquellos equipos de más precisión y más prestaciones, los cuales deben
cumplir de forma muy rigurosa con una metodología de medida, y deben tener
una elevada precisión en todos los parámetros que miden. Aquellos equipos
certificados con la precisión clase A de esta normativa, son utilizados como
elementos patrones y pueden ser usados llegado el caso a resolver cualquier
tipo de disputa. CIRCUTOR, dispone de la gama de analizadores de calidad QNA
serie 400, que cumplen con estas exigentes normativas, siendo en instalaciones
muy diversas los patrones de medida utilizados.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
212
El registro de valores históricos permite conocer la evolución y la tendencia
de la tensión suministrada y la potencia consumida en la instalación eléctrica,
permitiendo además identificar anomalías que interfieran en el óptimo rendimiento
de las máquinas y sistemas conectados a la red.
Además del registro de los diferentes parámetros de calidad en tensión, hay
modelos de analizadores que son capaces de medir corriente, por lo que
disponen de todos los parámetros eléctricos, tales como potencias, energías,
factores de potencia, THD en corriente, etc.
Cualquier evento de tensión es perceptible de ocasionar funcionamientos
inadecuados en cierto tipo de equipos electrónicos. Registrando estas incidencias
según la normativa de calidad de red IEC-61000-4-30 Clase A, permite identificar
con exactitud las causas de las averías y tomar así las medidas correctoras
necesarias para minimizar los costes asociados a la productividad.
6.10.2.2 EN-50160
La normativa de calidad de suministro a nivel europeo se conoce con el nombre
de EN 50160. La adaptación a nivel español es la norma UNE-EN50160.
La norma UNE-EN 50160 establece unas condiciones para los registros
analizados de tensión eficaz, flicker y armónicos. En cuanto a tensión eficaz,
éstos registros serán promedios de 10 minutos registrados a lo largo de una
semana. De estos registros, un 95% deben estar entre el +/- 10% de la tensión
nominal.
Una sobretensión no está definida con márgenes en la norma UNE-EN50160
y en cuanto al tiempo de duración tan solo se comenta que la duración es
relativamente larga cuando se trata de una sobretensión temporal a frecuencia
industrial.
Un hueco de tensión se entiende como una reducción de la tensión entre el 90%
y el 1% de la tensión declarada durante un tiempo comprendido entre 10 ms y 1
minuto. Por último, se considera interrupción cuando la tensión baja del 1% del
valor nominal. Además existen varios tipos de interrupciones:
Programadas: cuando el usuario es informado antes que se produzca
Accidental: causada por fallos transitorios normalmente ocasionados por eventos
externos. Las interrupciones accidentales se clasifican en:
• De larga duración: > de 3 minutos
6
• De corta duración: ≤ de 3 minutos
En cuanto a flicker, existen dos términos, el pst y el plt. El promedio durante 10
minutos de estos valores eficaces es el conocido como Pst. Se considera que el
flicker es perceptible por el ojo humano cuando el Pst > 1.
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
213
Por otro lado tenemos el Plt, que no es más que el “Índice de perceptibilidad para
tiempos largos”. Este valor se obtiene de promediar durante 2 horas (es decir 12
valores) de Pst. La norma UNE-EN 50160 establece que el Plt debe ser ≤ 1 para
el 95% de tiempo de registro (1 semana).
En lo que a armónicos se refiere, a continuación se muestra una tabla en la que
se establecen los valores máximos para cada orden de armónico en tensión hasta
el armónico 25 que es hasta donde establece la norma. Además el 95% de los
valores promedio de cada tasa individual debe estar por debajo de los valores
especificados en la tabla.
Armónicos impares
No múltiplos de 3
Orden
Tensión
relativa
Armónicos pares
Múltiplos de 3
Orden
Tensión
relativa
Orden
Tensión
relativa
5
6%
3
5%
2
2%
7
5%
9
1,5 %
4
1%
11
3,5 %
15
0,5 %
6...24
0,5 %
13
3%
21
0,5 %
17
2%
19
1,5 %
23
1,5 %
25
1,5 %
Tabla 6.9 - Valores máximos para cada orden de armónico.
En cuanto al THD, éste debe ser inferior o igual al 8% incluyendo los armónicos
hasta orden 40.
6.11 Resumen
En el presente capítulo sobre la medida eléctrica se han abordado temas
relacionados con los contadores homologados y la calidad de suministro. Se
han comentado temas relacionados con el mercado eléctrico y el marco legal
que lo regula, así como del contador de energía, desde como mide la energía
internamente hasta los parámetros que almacena en memoria y los descarga
mediante diferentes protocolos de comunicaciones. Por último también se
han comentado temas relacionados con la calidad de suministro, tanto de los
parámetros que persigue la calidad de suministro, como de la normativa europea
que lo regula.
6
Como conclusiones a éste capítulo, podríamos decir que el contador es un equipo
que durante muchos años no había evolucionado, pero dentro de los 15 últimos
años, ha experimentado el cambio de los contadores mecánicos a los contadores
estáticos o electrónicos. Los contadores actuales son equipos electrónicos, que
medida de energía y calidad de suministro
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
214
incorporan un microprocesador que permite convertirlos en equipos multifunción,
con diferentes posibilidades en comunicaciones, que hace que pueda llegar a
ser un analizador de red más, dentro de un sistema de gestión energético, hecho
que hace algunos años, era totalmente impensable.
6.12 Referencias
http://www.unesa.net
http://www.omel.es
http://www.ree.es
http://www.energiaysociedad.es
http://www.mityc.es/
http://www.cne.es
http://www.dlms.com
Doc: Directiva Europea 2004-22-CE
Doc: UNE-EN 50470-3-2007.pdf
Doc: UNE-EN 50470-1-2007.pdf
Doc: Real Decreto 1110/2007
6
medida de energía y calidad de suministro
7 HERRAMIENTAS DE MEDIDA Y ANÁLISIS DE LA RED
ELÉCTRICA
7.1 Introducción
Como ya adelantábamos en el capítulo 5, la instalación de analizadores de
redes eléctricas de tipo fijo es cada vez más frecuente. Dichos analizadores
se encuentran presentes desde las celdas de media tensión en subestaciones
y centros de transformación, pasando por los cuadros generales de acometida
y cuadros de distribución en baja tensión. El propio contador de energía suele
incluir un analizador de red, aparte de las funciones propias para la medida y
tarificación de la energía.
Los beneficios que cada usuario busca obtener con la instalación de los
analizadores de redes son de diferente índole, aunque los objetivos de todos
ellos suelen ser de dos tipos:
• Necesidad de disponer de datos de explotación de una manera regular en
el tiempo. Estos datos son del tipo perfil de consumo de potencia activa,
consumo de energía reactiva, consumos por secciones, etc.
• Necesidad de disponer de datos registrados en caso de producirse alguna
incidencia en el suministro. Estos datos son clave en el diagnóstico de averías
y en la planificación de mantenimiento preventivo
Hasta el presente, cuando ha tenido lugar la proliferación de instrumentos
electrónicos basados en microprocesador, la recopilación de datos de explotación
de las instalaciones eléctricas industriales y/o comerciales se realizaba de
manera manual, e incluso podríamos decir que casi artesanal. Los datos que más
frecuentemente se recogían eran muy básicos, tales como: Valores de la tensión,
energías activa y reactiva y cos φ. Todo ello con el fin de controlar básicamente
tres cosas: La calidad de suministro, los consumos y posibles penalizaciones por
reactiva. Lógicamente la recopilación manual de dichos datos es costosa, poco
sistemática y propensa a error y además la calidad de la información es pobre,
poco precisa y mucho menos instantánea.
Precisamente, de la necesidad de disponer de información actual y precisa,
nacieron los primeros analizadores de redes con comunicación incorporada,
pudiéndose conectar en red, donde pueden actuar como sistemas “master” con
recogida de datos o como esclavos dentro de un bus de comunicación y siendo
leíbles (tele-lectura) desde un sistema maestro que comparte el mismo “lenguaje”,
o mejor dicho, el mismo protocolo de comunicación.
7
Las redes iniciales eran muy rudimentarias y relativamente aisladas por el hecho
de que cada fabricante tenía su propio protocolo de comunicación. Esto ha
evolucionado hacia diferentes sistemas de comunicación estándar, comunicables
“todos con todos”, donde cada instrumento o grupo de instrumentos aporta
diferentes valores , según las necesidades(velocidad de captura, capacidad
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
216
de almacenaje de datos, velocidad de comunicación, etc.), aunque el concepto
básico sigue siendo el mismo, instrumentación y toma de decisiones primarias
distribuidas y recogida de datos y gestión a nivel de sistema centralizada.
Uno de los inconvenientes que pueden presentarse en el caso de instrumentación
distribuida en plantas muy extensas, con un sistema central de recogida y gestión
de datos, es precisamente la centralización de dicha información. En el caso
ideal en que los equipos se encuentren todos ubicados en una área próxima
con distancias relativamente cortas entre ellos, la comunicación a nivel local
es sumamente sencilla a través de un simple bus de campo. El enlace con un
sistema central (ordenador o PLC) puede requerir sistemas de comunicación más
sofisticados a nivel de lo que se denomina red de área local (LAN). En otros
casos y debido a la dispersión de los diferentes cuadros eléctricos a lo largo de
una planta o en distintos edificios, la comunicación debe hacer uso combinado de
buses de campo y LAN y requiere, por supuesto, de protocolos más sofisticados.
El nivel de enlace puede llegar incluso a enlazar diversas plantas situadas a
muchos kilómetros de distancia. Para estos casos la red ya no es un simple bus
de campo o una LAN dedicada, sino que hay que recurrir a la red pública de
telecomunicaciones. Esta estructura es la que se conoce habitualmente como
WAN (del inglés Wide Area Network, red de área amplia)
Este capítulo del libro no pretende ser un tratado exhaustivo sobre buses de
comunicación y sobre sistemas de enlace LAN o WAN. El objetivo básico es
dar un resumen descriptivo, con los principales términos lingüísticos y los datos
técnicos esenciales de la tecnología actual de buses de instrumentación y control.
Se describirá la estructura física (cableado) y las principales características de
los diferentes sistemas de transmisión de datos y los protocolos de comunicación
(se puede definir a un protocolo como el idioma, lenguaje o estándar que utilizan
dos o más dispositivos electrónicos para “entenderse” y comunicarse entre sí).
7
Fig. 7.1 - Gráfico – Curva de Carga Circutor
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
217
7.2 Conceptos básicos sobre instrumentos en red
La gran mayoría de sistemas con instrumentación y control distribuido combinan
distintos tipos de puntos de medida y controladores con mayor o menor grado de
inteligencia (procesadores más o menos potentes). En concreto, los analizadores
de redes, suelen estar agrupados en una red local de bajo nivel, y de pequeña
extensión, comunicada en un modo que se denomina “maestro-esclavo”.
Por lo general, los instrumentos de la red “maestro-esclavo” están
interconectados mediante enlaces sencillos y protocolos muy simples, formando
lo que se denomina un “bus de campo” de bajo nivel. En este tipo de buses,
suele haber un nodo o instrumento algo más potente e “inteligente” que el resto,
que se denomina “Maestro” (Master) y que sirve de enlace a otros procesadores
de nivel superior en la red. El “maestro” puede ser un instrumento con procesador
más potente, un autómata programable (AP) o un ordenador.
El enlace lógico entre el “maestro” y el resto de nodos del bus local (“esclavos”)
es independientemente de cual sea el cableado de la red (enlace físico) y se
realiza de forma que los esclavos sólo responden a peticiones de información
del maestro. Es decir el protocolo es siempre pregunta-respuesta, iniciada por el
maestro y el esclavo no transmite a menos que sea interrogado. Así se evita la
colisión en la red de distintos periféricos hablando al mismo tiempo. En cambio,
obsérvese que todos los instrumentos de la red reciben toda la información
que circula por la red. A veces, en el argot de comunicaciones, los términos
transmitir y recibir se sustituyen por “hablar” y “escuchar”. Diríamos entonces
que el “maestro” puede hablar siempre y los “esclavos” hablan sólo cuando son
interrogados. A esta técnica se la conoce a veces como “polling”.
Otro aspecto a considerar es ¿cómo se identifica cada instrumento en la red?
Pues bien, para identificar los distintos instrumentos de la red, cada uno deberá
tener un número de periférico asignado, que lo identifica dentro del bus de
forma unívoca. La asignación de este número, así como la configuración de
otros parámetros de la comunicación se puede hacer, bien por el propio teclado
del instrumento, o conectando punto a punto el instrumento a un ordenador y
mediante un software diseñado para ese fin. Dependiendo del protocolo de
comunicación y del tipo de red, el número de periférico podrá ser simplemente
un número, generalmente entre 1 y 255 para buses de campo, o una dirección
IP para redes WAN.
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
218
Fig. 7.2 - Configuración por teclado de un instrumento CVM-MINI
La información que es capaz de dar un instrumento y el formato de la misma
depende del tipo de instrumento. Cada tipo en particular es capaz de medir un
determinado número de parámetros, con una determinada frecuencia de medida,
en monofásico o en trifásico y dispone de una cierta cantidad de memoria para
almacenar datos. De hecho, atendiendo a su memoria interna y a la forma de
descargar los datos podemos distinguir dos tipos de instrumentos:
Instrumentos fijos conectados permanentemente en red. Estos suelen tener
poca capacidad de memoria y un sistema de comunicaciones potente, que les
permite transmitir datos a gran velocidad y guardarlos en un ordenador central.
Generalmente los datos se almacenen temporalmente en registros y el maestro
de la red interroga al instrumento a intervalos de tiempo regulares
Instrumentos portátiles o fijos con conexión temporal a red (por ejemplo a través
de llamada telefónica) . Estos suelen tener gran capacidad de memoria y guardan
los datos de períodos relativamente largos en ficheros. Los ficheros pueden
vaciarse al final de un período, sin necesidad de una red, con una conexión punto
a punto a un ordenador, o en caso de instrumentos con conexión temporal a red,
pueden descargarse periódicamente los ficheros a un ordenador central.
Para los instrumentos del primer tipo, los fabricantes indican en el manual de
instrucciones cómo se almacenan los distintos datos en los registros internos
del aparato, de forma que el sistema de comunicaciones deberá ir a leer estos
registros de una forma más o menos regular para obtener el histórico de datos.
A título de ejemplo la Fig. 7-3 muestra el mapa de registros de un instrumento
EDMk de CIRCUTOR, indicando el parámetro que contiene cada registro.
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
219
Fig. 7.3 - Mapa de registros de un instrumento EDMk de CIRCUTOR.
La posibilidad de conexión de instrumentos en red facilita que los integradores
de sistemas puedan recoger e integrar en una sola base de datos los parámetros
eléctricos y otros datos de proceso, registros de climatización, etc., utilizando una
única plataforma de visualización y control SCADA. La unificación de formatos e
interpretación de datos en uno de estos sistemas que integran datos de diferentes
instrumentos e incluso de diferentes fabricantes suele requerir de algún tipo de
programa de interfaz, llamados a veces “drivers”.
7.3 Niveles OSI de un sistema de comunicación
En 1977, la Internacional Standards Organisation (ISO), creó un subcomité
para desarrollar estándares de comunicación de datos que promovieran la
accesibilidad universal y una interoperabilidad entre productos de diferentes
fabricantes. El resultado de estos esfuerzos fue el modelo denominado OSI
(Open Systems Interconnection).
El modelo OSI no especifica un estándar de comunicación, pero establece una
división funcional de las tareas de comunicaciones y se ha convertido en un
estándar seguido mundialmente.
Los equipos presentan diferencias de configuración: CPU, velocidad, memoria,
interfaces para comunicaciones, códigos de caracteres, etc. Estas diferencias
hacen que abordar el problema de comunicación como un todo sea complejo. Por
ello OSI propone dividir el problema global de la comunicación, en tareas más
simples facilitando así la solución. La división de tareas debe contemplar desde
los cables, los conectores y los bits hasta el concepto aplicación.
La división propuesta en el modelo OSI, establece una estructura que presenta
las siguientes particularidades:
• Estructura multinivel: Cada nivel se dedica a resolver una parte del problema
7
de comunicación. Esto es, cada nivel ejecuta funciones especificas diseñadas
para atender a la capa superior.
• Cada nivel superior utiliza los servicios de los niveles inferiores: Cada nivel se
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
220
comunica con su similar en otras computadoras, pero debe hacerlo enviando
un mensaje a través de los niveles inferiores en la misma computadora.
• La comunicación entre niveles está bien definida. El nivel N utiliza los servicios
del nivel N-1 y proporciona servicios al nivel N+1. Entre los diferentes niveles
existen interfaces llamadas “puntos de acceso” a los servicios.
• Encabezados: En cada nivel, se añade al mensaje una información de control.
Este elemento de control permite que un nivel en la computadora receptora
se entere de que su similar en la computadora emisora esta enviándole
información. Cualquier nivel dado, puede incorporar un encabezado al
mensaje. Por esta razón, se considera que un mensaje esta constituido
de dos partes: Encabezado e Información. Entonces, la incorporación de
encabezados es necesaria aunque representa un lote extra de información, lo
que implica que un mensaje corto pueda ser voluminoso. Sin embargo, como
la computadora destino retira los encabezados en orden inverso a como fueron
incorporados en la computadora origen, finalmente el usuario sólo recibe el
mensaje original.
• Unidades o bloques de información: En cada nivel, la unidad de información
tiene diferente nombre y estructura:
La Fig. 7.4 muestra un esquema de los niveles del modelo OSI y en los párrafos
siguientes se da una breve descripción de cada uno de ellos.
7
Fig. 7.4 - Pila o pirámide OSI
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
221
Nivel Físico: Define el medio de comunicación utilizado para la transferencia de
información, dispone del control de este medio y especifica bits de control. Este
nivel cubre los siguientes aspectos:
• Conexiones físicas entre computadoras
• Detalles mecánicos de la interfaz (conectores)
• Niveles eléctricos de tensión de señal.
• Aspectos funcionales de la interfaz física. Líneas de protocolo hardware (CTS,
RTS, etc.)
• Técnica de transmisión y tipo de transmisión: Serie o paralelo
• Define la codificación de línea. Codificación de bits.
• Define la velocidad de transmisión: “Baud Rate”
• Define el modo de operación de la línea de datos.
Nivel Enlace: Este nivel proporciona facilidades para la transmisión de bloques
de datos entre dos estaciones de red. Esto es, organiza los 1’s y los 0’s del
Nivel Físico en formatos o grupos lógicos de información. Este nivel cubre los
siguientes aspectos:
• Detectar errores en el nivel físico.
• Establece el método de acceso a la red.
• Establece las reglas del enlace lógico.
• Realiza la transferencia de datos a través del enlace físico.
• Envia bloques de datos con el control necesario para el sincronismo.
• Controla el nivel y es la interfaces con el nivel de red.
Nivel de Red: Este nivel define el enrutamiento y el envío de paquetes entre
redes. Las funciones de este nivel son:
• Establecer, mantener y terminar las conexiones
• Proporcionar el enrutamiento de mensajes, determinando si un mensaje en
particular deberá enviarse al nivel 4 (Nivel de Transporte) o bien al nivel 2
(Enlace de datos).
• Conmuta, enruta y controla la congestión de los paquetes de información en
una sub-red.
• Define el estado de los mensajes que se envían a nodos de la red.
Nivel de Transporte: Este nivel actúa como un puente entre los tres niveles
inferiores totalmente orientados a las comunicaciones y los tres niveles
superiores totalmente orientados a el procesamiento de datos. Las funciones de
este nivel son:
• Asegurar la llegada a nivel “sesión” de datos del nivel de red.
7
• Establecer como direccionar los dispositivos de la red. Asigna una dirección
única de transporte a cada usuario.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
222
• Definir una posible estructura multicanal. Esto es, puede soportar múltiples
conexiones.
• Definir la manera de habilitar y deshabilitar las conexiones entre nodos.
• Determinar el protocolo que garantiza el envío del mensaje.
• Establecer la transparencia de datos así como la confiabilidad en la
transferencia de información entre dos sistemas.
Nivel Sesión: Se encarga de proveer los servicios utilizados para la organización
y sincronización del diálogo entre usuarios y el manejo e intercambio de datos.
• Establecer el inicio y termino de la sesión y la recuperación de la sesión.
• Controlar el diálogo; establecer el orden en que los mensajes deben fluir entre
usuarios.
• Referenciar a los dispositivos por nombre y no por dirección.
• Permite escribir programas que correrán en cualquier instalación de red.
• Nivel Presentación: Traduce el formato y asigna una sintaxis a los datos para
su transmisión en la red.
• Determina la forma de presentación de los datos sin preocuparse de su
significado.
• Establece independencia a los procesos de aplicación considerando las
diferencias en la representación de datos.
• Proporciona servicios para el nivel de aplicaciones al interpretar el significado
de los datos intercambiados.
• Controla el intercambio y la visualización.
Nivel Aplicación: Proporciona servicios al usuario del Modelo OSI.
• Proporciona comunicación entre dos procesos de aplicación, tales como:
programas de aplicación, aplicaciones de red, etc.
• Proporciona aspectos de comunicaciones para aplicaciones especificas entre
usuarios de redes: manejo de la red, protocolos de transferencias de archivos
(ftp), etc.
• En muchos buses industriales a nivel local el modelo no es completo y las
capas Red, Transporte, Sesión y Presentación, se engloban en una sola,
uniendo el nivel red al nivel aplicación.
7.4 Enlaces físicos
En este apartado se hará un breve repaso de los principales tipos de enlaces
físicos utilizados en comunicaciones industriales.
7
7.4.1 Enlace RS232
Este tipo de enlace está diseñado para la conexión punto a punto entre un
sistema maestro y una estación o esclavo. El enlace RS232 está diseñado para
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
223
distancias cortas y puede considerarse robusto para longitudes de cable no
superiores a 15 metros.
La conexión RS-232 está regulado por la Norma EIA RS232C y en principio se
creó para regular la conexión de un ordenador (DTE, Data Terminal Equipment)
a un MODEM (DCE, Data Communications Equipment). Según la Norma, esta
conexión usaba un conector de 25 patillas (“pins”) (DB-25). No obstante esta
conexión se convirtió en un estándar para unir punto a punto ordenadores entre
sí u ordenadores con instrumentos (conexión DTE-DTE), usando un conector de
9 patillas (DB-9) , ver la Fig. 7-5.
Fig. 7.5 - Conectores y terminales de la conexión RS232 en un PC (DTE)
A nivel físico, la conexión completa se realiza mediante 5 hilos, más la pantalla,
ver Fig. 7-6, pero en algunos casos se prescinde de las señales de protocolo
hardware, CTS-RTS, y se reduce el sistema a 3 hilos (TxD, RxD y GND).
7
Fig. 7.6 - Conexiones RS-232 de 5 hilos y de 3 hilos
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
224
En el enlace RS-232 los datos se transmiten en serie, es decir, los bits de un
paquete de información se envían uno tras otro dentro de unos determinados
“slot” de tiempo, ver Fig. 7.7. El número de bits por segundo que se transmite,
es una medida de la velocidad que se conoce con el nombre de “baud rate”.
Fig. 7.7 - Codificación de datos en serie
Los niveles lógicos se corresponden con señales eléctricas cuya codificación
es : “1” cuando la tensión línea-GND está entre -3 y -15 voltios, y “0” cuando
la tensión línea-GND está entre +3 y +15 voltios, ver Fig. 7.8. El mensaje
completo contiene, además del paquete de bits con los datos a enviar, unos bits
adicionales de control. Los bits de control son, básicamente, un bit de inicio
(start) un bit de paridad y uno o más bits de final (stop), ver Fig. 7.8.
Fig. 7.8 - Codificación de bits en la conexión RS-232
7
En las redes de instrumentación industrial, el enlace RS-232 se usa para aquellas
aplicaciones donde se debe conectar un maestro, generalmente un ordenador
PC a un solo esclavo (analizador de red u otro dispositivo), por ello se denomina
también “conexión punto a punto. Otro caso en el que se suele aplicar es para
unir el ordenador a un conversor RS-232 a RS-485 en el nodo maestro. No
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
225
obstante este último caso es cada vez menos frecuente porque los ordenadores
PC no suelen llevar ya salidas RS-232, sino que en su lugar suelen llevar salidas
de tipo puerto USB que se usan para la conexión punto a punto de igual forma
que se ha hecho en el pasado con las salidas RS-232.
7.4.2 Puertos USB
Actualmente, la salida serie habitual en ordenadores PC, es del tipo puerto USB.
Se trata también de una salida de datos tipo serie, pero de tipo diferencial.
Esto quiere decir que no hay una sola línea de datos sino dos, (Dato+ y Dato-),
con niveles lógicos complementarios, en general +5V y -5V, tal como muestra
la Fig. 7.9. Este tipo de codificación de los bits es muy robusta frente a ruidos
y transitorios externos, ya que en caso de que la línea capte una interferencia,
ésta se superpone a cada señal en el mismo sentido y al hacer la diferencia de
señales en el receptor desaparece (de ahí el nombre de sistema diferencial)
La codificación de bits en el caso del USB no es por niveles lógicos sino que
se asigna un “1” si no hay cambio de valor lógico y un “1” si hay cambio. Esta
codificación se llama NRZI. La Fig. 7.9 muestra una señal con codificación
NRZI y la Fig. 7.10 muestra la forma física de los conectores y las señales que
corresponden a cada patilla para los puertos USB.
Fig. 7.9 - Señales de un bus diferencial tipo USB
7
Fig. 7.10 - Puertos USB del ordenador
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
226
7.4.3 Enlace con bus RS-485
El enlace RS-485 es un enlace multipunto, en contraste con el enlace RS-232,
que lo hemos definido como un enlace punto a punto. Esto quiere decir que un
mismo juego de cables puede enlazar un maestro con varios esclavos. El juego
de cables que enlazan maestro y esclavos se denomina “bus”. La estructura de
bus es una estructura donde se conectan en paralelo todos los instrumentos,
maestro y esclavos, tal como muestra la Fig. 7.11.a. Nótese que el bus no puede
tener una configuración en estrella como la que muestra la Fig. 7.11.b, pues esto
provoca errores de comunicación.
a) Conexión en bus: Correcta
b) Conexión en estrella: Errónea
Fig. 7.11 - Conexión bus RS-485 y conexión errónea en estrella
El bus RS-485 se basa en una conexión física mediante tres hilos. Las señales
eléctricas, son de tipo diferencial (igual que definimos para los puertos USB) y se
identifican como: A+ la señal positiva, , B- la señal negativa, y GND el común).
Los cables de las líneas activas, A+ y B- deben ir trenzados y el GND puede ir
trenzado o no. En el bus, el conjunto de cables debe ir apantallado. Los niveles
estándar de tensión de A+ y B- respecto al común (GND) son de +5 voltios y
-5 voltios respectivamente. En cuanto al conector no hay estándar definido,
aunque algunas veces se suele usar un conector DB9, donde las patillas son las
indicadas en la Fig. 7.12.
7
Fig. 7.12 - Señales y conexión del bus RS-485
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
227
Es evidente que en el bus RS-485 no pueden transmitir y recibir todos los
periféricos a la vez, sino que al haber una sola línea para transmitir y recibir,
sólo un periférico puede estar ocupando la línea. A este tipo de transmisión se le
llama “half duplex” por contraposición a lo que ocurre en un RS-232, que al tener
líneas separadas para transmitir y recibir a la vez, puede estar transmitiendo y
recibiendo a la vez , lo cual se designa como “full duplex”
El enlace RS-485 es uno de los más utilizados como bus de campo de bajo
nivel. Sus principales ventajas son su simplicidad de instalación, la robustez
frente a ruido y la versatilidad en cuanto a número de estaciones. Se trata de un
sistema ideal para transmitir información a las distancias habituales dentro de
una planta, pues permite hasta 1.200 metros de línea sin repetidores. El estándar
RS-485 marca que el bus sólo puede tener 32 estaciones (maestro + esclavos),
pero en realidad puede controlar hasta 255 estaciones, cada una identificada
con una dirección o número de periférico. Generalmente la dirección de los
periféricos se suele dar por un número en hexadecimal entre 0 y 255 (00H a
FFH). La dirección 00H no se asigna a ningún periférico y cuando un mensaje se
dirige a esta dirección se llama mensaje de difusión y se entiende que lo deben
recibir todos los elementos de la red. Es decir, cualquier dispositivo conectable
a un bus RS-485 se identificará por una dirección propia dentro del bus, que
normalmente será configurable, pero además atenderá a los mensajes enviados
a la dirección 00H.
7.4.4 Conversores de enlace
En algunas ocasiones existen barreras físicas o ambientes muy ruidosos
eléctricamente que dificultan el cableado normal, descrito anteriormente, de
un bus RS-485. Otras veces los puntos a enlazar están muy distantes entre sí,
haciendo imposible el cableado entre estaciones. En estos casos el enlace físico
puede realizarse mediante conversores de señal tales como acopladores de fibra
óptica, enlaces radio, enlace por PLC (Power Line Communications), etc.
El enlace radio es uno de los preferidos cuando deben comunicarse transductores
que toman señal de alta tensión por ejemplo. Actualmente existen pares de
transmisor – receptor estándar con tecnología Wifi o Bluetooth, que facilitan
este tipo de enlaces. Para puntos muy distantes puede pensarse en enlaces con
señales de radiofrecuencia (RF) modulada de alguna forma y transmitida a través
de un par de antenas de UHF unidas a modems radio.
7
Nótese que este tipo de conversores proporcionan un enlace en el cual el
medio físico pasa de cable a señal radio y viceversa, pero la comunicación
es totalmente independiente del tipo de enlace. Se dice que el enlace es
transparente, es decir, da lo mismo tener un cable que el enlace radio que una
fibra óptica. Si los bits pasan, el protocolo de comunicación no distinguirá cual
es el medio. Las distancias que pueden llegar a alcanzarse con enlaces radio,
dependerán en cada caso de la frecuencia de transmisión, y por supuesto, de la
potencia de emisión de los modems.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
228
Fig. 7.13 - Red ordenador - RS-232 - modem radio - Bus RS-485
7.5 Enlace Ethernet con protocolo IP
Ethernet es un estándar a nivel 2 de OSI, es decir a nivel de enlace. Este
estándar junto con un protocolo a nivel de red denominado protocolo IP (Internet
Protocol) se ha convertido en un estándar para redes de computadoras tanto a
nivel LAN (área local) como a nivel WAN (redes de área extendida). El acceso
al medio (Nivel OSI 2) se realiza por detección de colisión CSMA/CD. Ethernet
define además las características de cableado y señalización de nivel físico y los
formatos de tramas de datos del nivel de enlace del modelo OSI.
El protocolo de Ethernet se tomó como base para la redacción del estándar
internacional IEEE 802.3. Usualmente se toman Ethernet e IEEE 802.3 como
sinónimos. Ambas se diferencian en uno de los campos de la trama de datos,
pero las tramas Ethernet y IEEE 802.3 pueden coexistir en la misma red.
Ethernet con protocolo IP es un medio de comunicación que permite configurar
sistemas multi-servicio, es decir, sistemas que soportan en el mismo medio
varios canales, por ejemplo para transmitir simultáneamente audio, video,
aplicaciones web y un largo etcétera, soportando un gran flujo de datos continuo
y operando en la misma red compartida.
7
Debido a las enormes posibilidades de implantación de sistemas de comunicación
compartida a través del protocolo Ethernet IP, éste se ha convertido también en
un estándar de aplicación, en redes de instrumentación industrial, como lo es en
el sector de las comunicaciones. Esto permite transmitir a través de una misma
red de comunicación compartida, diversos tipos de datos, tanto de sistemas de
gestión empresarial, como de gestión operativa.
Con el fin de poder integrar en el conjunto de datos de gestión operativa
los parámetros de calidad de red, consumos de energía y otros parámetros
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
229
eléctricos, muchos analizadores de redes actuales disponen ya de un puerto de
conexión directo a Ethernet.
7.5.1 Medio físico del enlace Ethernet
Recordemos que el nivel físico fija los niveles de señal eléctricos y el tipo de
cables y conectores empleados por un sistema de comunicación. El canal de
comunicaciones es un canal “full duplex” con dos pares diferenciales, El cable
normalizado por EIA es un cable de 8 hilos cuyas señales y colores son los que
indica la Fig. 7.14.
Fig. 7.14 - Cables del bus Ethernet: Colores y señales
Hay dos tipos de cables, denominados tipo 568A o tipo 568B, con colores
distintos.
Cable directo
El cable directo sirve para conectar dispositivos distintos, que podemos llamar
DTE (Terminal) y DCE (Equipo de Comunicaciones). En este caso sería por
ejemplo enlace de un ordenador (DTE) con un “hub” o con un “switch” (DCE).
En este caso ambos extremos del cable deben tener la misma distribución A o B
. No existe diferencia alguna en la conectividad entre la configuración 568A y la
568B, siempre y cuando en ambos extremos se use la misma.
Cable cruzado
7
El cable cruzado sirve para conectar dos dispositivos iguales, es decir dos DTE (2
ordenadores) o dos DCE (2 hub) entre sí (ver apartado 7.6). Podría ser también
la conexión directa PC a nodo de una LAN sin pasar por un “hub”. Actualmente
la mayoría de hubs o switches soportan cables cruzados para conectarse entre
sí. Por otro lado, a algunas tarjetas de red les es indiferente que se les conecte
un cable cruzado o normal, ellas mismas se configuran para poder utilizarlo PCPC o PC-Hub/switch.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
230
Fig. 7.15 - Conectores Ethernet
7.5.2 Nivel Red Ethernet
Los analizadores de redes, al igual que cualquier otro dispositivo conectado a
una red Ethernet, deben disponer de una dirección de acceso al medio (MAC
address). En base a este número se asigna un número de identificación a cada
periférico, que en el caso de redes Ethernet se denomina dirección IP. Esta
dirección permite al analizador identificarse en la red y operar dentro de la misma
igual que lo haría un ordenador, una impresora u otro dispositivo. En algunos
casos, sólo un instrumento o un nodo de la red de instrumentos tiene interfaz
Ethernet y éste se usa de pasarela para un bus local del tipo RS-485 por ejemplo
(ver Fig. 7.16)
7
Fig. 7.16 - Red Ordenador-Switch-LAN-Bus de Instrumentación
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
231
7.6 Redes de área local (LAN) BASADAS EN ethernet
Una Red de Área Local se define como la interconexión de varios ordenadores
o periféricos unidos por un determinado enlace físico. En este apartado nos
referiremos específicamente a enlaces basados en protocolo IP. El protocolo IP
está preparado para la transmisión de paquetes de datos por canales diversos
e implementa todas las capas de la estructura OSI descrita anteriormente en el
apartado 7.3
El ámbito de aplicación de las redes basadas en Ethernet es la comunicación
entre “n” periféricos en una misma red compartida. Dependiendo de la dimensión
de la red y de la topología, el medio físico utilizado puede ser de diferentes
naturalezas (cable, fibra óptica, WIFI, etc.).
7.6.1 Equipos usados en redes Ethernet
En una red Ethernet pueden encontrarse los siguientes tipos de equipos
gestionando las comunicaciones de la red:
• Tarjetas de red,
• Repetidores
• Concentradores (Hubs)
• Puentes (Bridges)
• Conmutadores (Switch)
• Enrutadores (Routers)
Los nodos de red pueden clasificarse en dos grandes grupos: equipos terminales
de datos (DTE) y equipos de comunicación de datos (DCE).
Los DTE son dispositivos de red que suelen ser el origen y/o destino de
los datos: los PC, las estaciones de trabajo, los servidores de archivos, los
servidores de impresión; todos son DTE. Los DCE son los dispositivos de red
intermediarios, que sirven para garantizar el enlace. Estos dispositivos reciben las
tramas y las retransmiten a la red, cambiando algunas veces la codificación. Los
DCE más comunes son los routers, los conmutadores, los hub, los repetidores,
los puentes y los modems.
• Tarjeta de Interfaz de Red - Permite que un ordenador acceda a una red
local. Cada tarjeta tiene una única dirección MAC que la identifica en la red. Un
ordenador conectado a una red se denomina nodo.
7
• Repetidor - Este dispositivo aumenta el alcance de una conexión física, recibiendo
las señales y retransmitiéndolas, para evitar su degradación, a través del medio de
transmisión, lográndose un alcance mayor. Usualmente se usa para unir dos áreas locales
de igual tecnología y sólo tiene dos puertos. Opera en la capa física del modelo OSI.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
232
• Concentrador o hub - Funciona como un repetidor pero permite la interconexión
de múltiples nodos. Su funcionamiento es relativamente simple pues recibe una
trama de ethernet, por uno de sus puertos, y la repite por todos sus puertos
restantes sin ejecutar ningún proceso sobre las mismas.
• Puente o bridge - Este dispositivo interconecta segmentos de red haciendo el
cambio de tramas entre las redes de acuerdo con una tabla de direcciones que le
dice en qué segmento está ubicada una dirección MAC dada. Se diseñan para uso
entre LAN’s que usan protocolos idénticos en la capa física y MAC (de acceso al
medio). Existen bridges más sofisticados que permiten la conversión de formatos
MAC diferentes (Ethernet-Token Ring por ejemplo).
• Conmutador o Switch - Este dispositivo funciona como un puente, pero permite
la interconexión de múltiples segmentos de red, funciona en velocidades más
rápidas y es más sofisticado. Los switches pueden tener otras funcionalidades,
como Redes virtuales , y permiten su configuración a través de la propia red.
Gestionan básicamente la capa 2 del modelo OSI (enlace de datos). Los
conmutadores son capaces de procesar la información de las tramas y gestionar
las tablas de direcciones.
• Router - El router, a diferencia del hub y el switch, es un dispositivo cuya función
es la comunicación cruzada hacia otras redes de comunicación separadas
geográficamente o a Internet (WAN – Wide Area Network). Ello implica que
mediante dicho dispositivo el usuario puede enlazar una conexión con otras Redes
de Área Local de manera privada y con un encriptamiento de la información,
evitando así la vulneración de la información por parte de terceros (VPN - Red
Privada Virtual), o bien, pueden utilizarse para dar acceso a un usuario desde el
exterior creando en el rutas de direccionamiento.
• Modem - El modem es un dispositivo que cambia la codificación de bits. En
general se codifican los bits con distintas frecuencias.
7
Fig. 7.17 - Red LAN controlada desde una red WAN
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
233
7.6.2 Otros medios de enlace físico para Ethernet
Aparte de la conexión por cable, es frecuente encontrar enlaces a través de otros
medios tales como: Fibra óptica, Infra-rojos, enlaces radio (Wi-Fi por ejemplo),
enlaces telefónicos, etc. La tabla 7.1 muestra un resumen de los tipos de enlace
y velocidades utilizados en redes Ethernet
Fibra Óptica
Para distancias superiores a los 100 metros, la fibra óptica dota a la red de
comunicación de mayores distancias de comunicación. La fibra óptica es un
conductor de vidrio (o materiales plásticos), que permite en envío de gran
cantidad de información a gran velocidad y en mayores distancias. Dependiendo
de la distancia que se desee abarcar, pueden implementarse diferentes tipos de
fibra óptica: la fibra multimodo o monomodo.
Con la fibra óptica multimodo se pueden alcanzar longitudes de línea hasta 2 km,
mientras que con la fibra óptica multimodo sólo se pueden alcanzar distancias
hasta 100km con un laser de alta intensidad.
Wi-fi
En ocasiones es preciso pasar comunicaciones a través de barreras físicas
(muros, cajas, etc.) o separar circuitos entre redes de alta o media tensión (AT,
MT) y los equipos de proceso de datos. En estos casos la instalación de un bus
de comunicación con cables puede ser muy difícil o incluso inviable. Por ello, las
comunicaciones vía enlaces de radiofrecuencia (RF) pueden ser una solución. El
tipo de enlace RF más conocido en nuestros días es el Wi-fi. Éste tipo de enlace
permite la construcción de redes ethernet de alta velocidad, gracias a su gran
ancho de banda.
Los enlaces Wi-fi suelen disponer de protocolos de cifrado que evitan la intrusión
en los mismos de usuarios ajenos a la red. Las distancias máximas que podrán
llegar a alcanzarse, dependerán en cada caso de la potencia del emisor y
receptor de señal.
Telefonía fija y móvil
Para redes de área extendida, WAN, los enlaces se suelen realizar a través de
líneas de telefonía fija o móvil.
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
234
Tabla 7.1 - Características de los enlaces Ethernet sobre distintos medios físicos
Velocidad de
transmisión
Tipo de cable
Distancia
máxima
Topología
10Base2
10 Mbps
Coaxial
185 m
Bus (Conector T)
10BaseT
10 Mbps
Par Trenzado
100 m
Estrella
(Hub o Switch)
10BaseF
10 Mbps
Fibra óptica
2000 m
Estrella
(Hub o Switch)
100BaseT4
100Mbps
Par Trenzado
(categoría 3UTP)
100 m
Estrella. Half
Duplex (hub) y Full
Duplex(switch)
100BaseTX
100Mbps
Par Trenzado
(categoría 5UTP)
100 m
Estrella. Half
Duplex (hub) y Full
Duplex(switch)
100BaseFX
100Mbps
Fibra óptica
2000 m
No permite el
uso de hubs
1000BaseT
1000Mbps
4 pares trenzado
(categoría 5UTP)
100 m
Estrella. Full
Duplex (switch)
1000BaseSX
1000Mbps
Fibra óptica
(multimodo)
550 m
Estrella. Full
Duplex (switch)
1000BaseLX
1000Mbps
Fibra óptica
(monomodo)
5000 m
Estrella. Full
Duplex (switch)
Tecnología
7.7 Aplicaciones: Gestión energética, control de calidad y gestión
de la demanda
Una vez comentados los aspectos más importantes relacionados con la
tecnología de las comunicaciones y su uso en las redes de instrumentación
industrial pasamos a continuación a describir con un cierto detalle todo el aspecto
de aplicación de estas redes de instrumentos a la centralización de datos de
analizadores de redes y equipos de control de calidad de suministro. Estos
equipos están habitualmente destinados a control energético, control de calidad
de suministro y gestión de la demanda. En lo que sigue llamaremos a esto en
conjunto gestión de la red eléctrica
7.7.1 Software para la gestión de la red eléctrica
7
La explotación de los datos medidos y transmitidos por los analizadores de redes,
normalmente requiere una interfaz de presentación inteligible para el usuario, a
ser posible con capacidad gráfica y con cierta inteligencia para el procesado de
datos. Por ello, además de los instrumentos de campo, el sistema de gestión
de la red requiere un ordenador central de recogida de datos y a la vez interfaz
hombre-proceso, admitiendo entradas. El ordenador central de la red suele
actuar como maestro de la misma, capturando y almacenando toda la información
suministrada por los instrumentos de medida.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
235
La explotación de los datos se completa con un software SCADA que facilite
al usuario la presentación y la interpretación de los datos de un modo fácil
e intuitivo. Una vez procesados los datos se puede proceder a la toma de
decisiones para la mejora de la eficiencia energética, mejora de la calidad de
suministro o gestión de la demanda
Para poder concretar un poco más las funciones de las redes de instrumentos
dotados con dichos paquetes de software SCADA, en lo que sigue nos
referiremos a una red tipo, con instrumentos CIRCUTOR, SA, controlada por el
software propio denominado PowerStudio Scada®. La red tipo en este caso
tiene la estructura mostrada en la Fig. 7.18. Se trata de una red de tipo maestroesclavo, con una estación que asume el papel de master o controlador del bus
(generalmente un PC) a través de diferentes enlaces de comunicación.
WAN
LAN
LAN
Fig. 7.18 - Topología muestra para una red de analizadores
7.8 Prestaciones de una red controlada con Powerstudio
Los principales beneficios que puede obtener el usuario de la explotación
de un conjunto de instrumentos, analizadores de red, medidores de calidad,
contadores, etc, controlados por el sistema PowerStudio Scada® son los
siguientes:
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
236
7.8.1 Configuración remota de los equipos
La red de comunicación, una vez configurada y asignados los números de
periférico, permite configurar de forma remota, desde la estación central, todos
y cada uno los equipos conectados a la red. Esta configuración comprende
normalmente los siguientes ítems: ajuste de las relaciones de transformación
de tensión y corriente, ajuste de las consignas asociadas a salidas digitales o
analógicas, asignación del nombre o línea al que va asociado el equipo, y un
largo etcétera.
7.8.2 Visualización en tiempo real de parámetros eléctricos
En fase de explotación de la red de analizadores, el software SCADA permitirá al
usuario visualizar en la pantalla del ordenador central todos los datos de todos los
analizadores. Además, estos datos pueden ser almacenados en disco o cualquier
memoria masiva, de forma que el software SCADA permitirá, aparte de presentar
los datos en tiempo real, la realización de gráficos de históricos, perfiles de carga
y otros tipos de pantallas de agregación de datos.
El número de variables que es posible visualizar depende del tipo de analizador
instalado. En la mayoría de ellos podemos ver y registrar entre 200 y 500
parámetros distintos. Las variables disponibles son de distinta índole y van desde
los valores instantáneos, valores eficaces, valores eficaces máximos y mínimos,
pasando por los eventos de calidad de suministro eléctrico, datos de totalizadores
de energía, etc. Todo ello permite al usuario un conocimiento exhaustivo del
comportamiento de su instalación y del estado de las líneas de distribución
eléctrica y planificar sus procesos productivos con vistas a una mayor eficiencia
energética.
7.8.3 Pantallas del sistema PowerStudio Scada®
Es frecuente que una red de medida de una planta industrial incluya una gran
cantidad de analizadores instalados en campo (decenas o centenares). Por ello,
y para que la información sea clara e inteligible de forma rápida por el usuario, es
necesaria la creación de sinópticos basados en esquemas unifilares, que ayuden
al usuario a identificar rápidamente la procedencia de la información que está
viendo y le permita ver en el sinóptico, desde la información más relevante de la
instalación hasta el detalle que quiera ver, simplemente señalando el instrumento
que quiere visualizar.
Además, el software puede proporcionar al usuario información histórica y
agregada que le ayuden en la toma de decisiones a la hora de controlar variables
técnicas y económicas del proceso .
7
Las pantallas SCADA son íntegramente configurables por el usuario para mostrar
los datos que se prefiera y en la forma deseada. Aún así, el paquete de software
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
237
provee al usuario de un gran número de herramientas para la elaboración de
pantallas de diseño propio, de un modo fácil y sencillo.
7.8.4 Registro de históricos
En el PowerStudio Scada®, el registro de históricos se realiza de manera
automática. El usuario no debe configurar opción alguna para iniciar el registro
ya que el master de comunicación realiza dicha gestión una vez añadido un
periférico a la red. Una vez detectado el equipo, el software elabora una base de
datos que contiene todos los datos medidos por el analizador con una cadencia
de tiempo predeterminada.
7
Fig. 7.19 - Datos registrados y datos en tiempo real
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
238
7.8.5 Visualización de históricos mediante tablas y gráficos
Una vez registrados los datos en la base de datos, el software PowerStudio
Scada® proporciona herramientas para poderlos presentar en forma de gráficos
de distintos tipos (lineales, barras, etc.). Es el propio usuario quien puede elegir la
forma de presentación y el período de tiempo del gráfico. Posteriormente existen
funciones de zoom, que permiten ver los detalles de períodos más cortos.
Con toda esta información puede analizarse cómodamente la evolución de
uno o más parámetros eléctricos o de proceso a lo largo del tiempo. Permite
también visualizar la evolución de variables agregadas a lo largo del tiempo
(energías activa, reactiva inductiva, reactiva capacitiva, contadores de agua o
gas, eventos, etc.). Toda esta información puede ser presentada por pantalla o
puede imprimirse para la elaboración de informes para auditorias energéticas.
7.8.6 Elaboración de informes
Mediante el software PowerStudio Scada®, el usuario tiene la posibilidad
de elaborar informes incluyendo gráficos relativos a los parámetros eléctricos
medidos y registrados en la base de datos. La información almacenada permite
realizar informes de consumo individualizado por equipos, informes globales
e incluso simulaciones de coste por secciones o simulación del total de la
factura eléctrica. Se pueden introducir y actualizar las tarifas, contemplando la
discriminación horaria por tramos y por términos de potencia que correspondan
a cada franja horaria y a cada día del calendario.
El software facilita enormemente al usuario el conocer el consumo de cada punto
de medida, pudiendo calcular costes parciales por departamentos, por líneas de
producción, por parcelas, etc.
7.8.7 Alarmas y visualización de eventos
El PowerStudio Scada® dispone de un módulo de control y alarmas que permite
avisar al usuario de cualquier incidencia que ocurra en la instalación. Las alarmas
pueden asociarse de una forma sencilla a cualquier parámetro integrado en el
SCADA, ya sea un parámetro eléctrico o de proceso, con la finalidad de llevar
a cabo una vigilancia de la instalación. Puede también usarse las alarmas para
detectar límites de tolerancia de algunos parámetros con vistas a mantenimiento
preventivo.
7.8.8 Software multipuesto (servidor Web)
7
PowerStudio Scada®, lleva integrado un servidor web interno; de esta manera,
el resto de usuarios conectados a la red corporativa de la empresa (LAN o WAN),
pueden visualizar los datos históricos o de tiempo real, procedentes del servidor
master. Las pantallas serán dinámicas, y por tanto, el cliente web tendrá la
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
239
posibilidad de visualizar todos los datos en tiempo real, al igual que el servidor
master. El acceso de usuarios remotos está restringido mediante una clave para
cada usuario registrado. El número de usuarios web que pueden conectarse al
servidor es ilimitado y para la cada uno de ellos se puede llevar a cabo un filtro
de acceso, limitando el acceso a determinado tipo de datos.
7.9 Sistemas de telegestión
Se define como sistema de telegestión, un sistema de medida, dotado de
comunicación bidireccional, entre un ordenador central y una red formada
por analizadores, medidores de calidad y contadores de energía, que incluye
también elementos de maniobra controlables remotamente (interruptores,
relés, autómatas, etc.). El sistema tiene por objeto dotar a las compañías
distribuidoras de energía de una herramienta de vigilancia y control remoto. El
sistema debe permitir, con las máximas garantías de integridad y seguridad, el
acceso remoto a los contadores de energía, con disponibilidad de lectura, gestión
de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la
conexión/desconexión de suministros, entre otras funcionalidades, posibilitando
el intercambio de información y actuación entre los sistemas de las empresas y
los contadores de energía.
7.9.1 Elementos básicos de un sistema de telegestión
Un sistema de telegestión suele estar compuesto por:
Equipos de medida: El caso más frecuente es que sean contadores de energía
activa y reactiva, situados en los puntos frontera entre el cliente y la empresa
distribuidora de energía. El objetivo de la telegestión suele ser la discriminación
horaria de la energía y el control de la potencia demandada, con posibilidad de
conexión / desconexión remota del total o parte del suministro.
Concentrador intermedio: Este es un elemento intermedio entre el sistema
informático de gestión y control y los equipos de medida, que permite la
agregación y gestión local de un número limitado de equipos de medida.
Dispone de comunicaciones con el sistema informático y con los equipos de
medida. Habitualmente se suele instalar un concentrador por cada centro
de transformación, con funciones de telegestión de otros concentradores
secundarios o directamente de los contadores, gestionando las comunicaciones
entre todos ellos.
7
Sistema informático de gestión y control: Se trata de un equipo terminal
de datos (DTE) con un software que gestiona los flujos de información entre
los equipos de medida (contadores) y la red de ordenadores de la empresa
distribuidora de energía, de forma directa o a través de concentradores
intermedios. Esta herramienta informática debe poder leer los parámetros de
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
240
los contadores, tales como curvas de energías, eventos, cierres de facturación,
alarmas de intrusismo. De la misma forma puede actuar sobre el contador,
por ejemplo realizando un cierre de facturación remoto, o bien desconectar el
suministro.
Sistema de comunicación entre contadores y concentrador: Este sistema
comprende el medio físico y el protocolo que se utilizan para el intercambio de
información entre los equipos de medida y el concentrador. Dicho sistema debe
de permitir una comunicación bidireccional, con una velocidad no necesariamente
elevada, ya que los requisitos, tanto legales como del propio sistema no lo
demandan.
Requisitos básicos de un sistema de telegestión: Los elementos básicos
de que debe disponer un sistema de telegestión son: Sincronización horaria y
Control de seguridad y privacidad de datos.
Sincronización horaria: Esta prestación es indispensable para la gestión de las
distintas franjas de la tarifa eléctrica. El sistema puede estar basado en señales
recibidas vía GPS o GPRS (para sistemas autónomos) o en señales recibidas de
los niveles superiores, mediante una estructura jerarquizada de sincronización,
que propaga la señal a través de los concentradores intermedios y contadores,
mediante órdenes de supervisión y puesta en hora.
Privacidad y seguridad de datos: El sistema de telegestión deberá disponer de
mecanismos de control de acceso que garanticen la privacidad de datos y de
sistemas de control de errores que garanticen la integridad de la información
transmitida. Generalmente esta última parte se completa con sistemas de
confirmación de recepción de mensajes, entre contadores y concentradores y
entre estos y el ordenador central.
7.9.2 Sistema de comunicación para telegestión
Existen múltiples medios físicos para establecer una comunicación bidireccional
para un sistema de telegestión. Como ejemplos podemos citar la telefonía fija
(RTC), telefonía móvil (GSM, GPRS) , Enlaces Radio o comunicación por la
línea eléctrica (PLC).
7
La tecnología a usar debe de ser fiable, robusta y con un coste sobre las
comunicaciones muy bajo, ya que no puede ser mas costoso el equipo/modulo
de telecomunicación que el propio equipo de medida (contador). Otra de las
premisas a tener en cuenta es que debe de ser un sistema auto-configurable, de
forma que no sea necesario dar de alta en la red a cada uno de los contadores
o concentradores intermedios de forma manual dentro del sistema de gestión
global. Debe de ser un sistema Plug&Play, donde la conexión de un nuevo nodo
en una red implique su reconocimiento automático.
Actualmente el sistema más extendido que abarca todos éstos requisitos, y otros
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
241
que se detallarán más adelante, es el PLC (Power Line Communications). Éste
se ha adoptado como el sistema de comunicaciones idóneo entre contadores
de abonados y la compañía distribuidora, ya que es de los pocos sistemas que
ofrece unas prestaciones y funcionalidades, con una fiabilidad que otros sistemas
no son capaces de ofrecer, aparte de cubrir todas las necesidades anteriormente
comentadas y otras que más adelantes se detallarán.
7.10 Redes de comunicaciones PLC: Arquitectura
Una vez definido que el medio de comunicación más conveniente entre los
equipos de medida y el concentrador del centro de transformación (CT) es el
PLC, ya se puede definir la estructura de la red local de enlace entre contadores
y concentrador en un sistema básico de telegestión. En la Fig. 7.20, se puede
observar la estructura básica de esta red local.
La comunicación del contador con el concentrador se realiza a través de los
cables de potencia de la red de distribución, mediante comunicaciones PLC. A
nivel superior, el concentrador PLC está enlazado con el terminal de datos de
la empresa distribuidora mediante un sistema de comunicación, que podría ser
también PLC. No obstante los enlaces PLC en líneas de MT presentan un mayor
grado de dificultad en los acoplamientos, debido a las exigencias de aislamiento.
En general el enlace concentrador - terminal de compañía se realiza a través de
un enlace IP (Internet) a través de línea telefónica RTC , GSM o GPRS.
Fig. 7.20 - Estructura básica de un sistema de telegestión con PLC
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
242
En el ejemplo anterior se tenía un enlace de un solo CT con un concentrador,
pero evidentemente las redes de distribución de las empresas eléctricas suelen
ser mucho más complejas y cada centro de distribución o subestación (SE) tiene
varias líneas de salida a CT y cada una de ellas con multitud de derivaciones.
Un ejemplo de una posible arquitectura del sistema global de telegestión basado
en PLC, podría ser el que se muestra en la Fig. 7.21. En éste esquema se
pueden ver diferentes concentradores conectados cada uno a la red de BT de
un CT. A su vez todos los concentradores están conectados, ya sea vía GSM/
GPRS o Ethernet al terminal de lecturas de la empresa distribuidora de energía.
Obsérvese que el terminal de compañía puede ser a su vez un PC concentrador
que enlaza con máquinas más potentes en centros de facturación o centros de
dispatching.
Fig. 7.21 - Arquitectura general de una red de concentradores PLC
Los ensayos de redes formadas por contadores y concentradores CIRCUTOR,
dotados de comunicación PLC, enlazados con terminales de diversas compañías
distribuidoras a través de la red telefónica, han demostrado que el sistema
de comunicaciones descrito es totalmente funcional y permite una gestión
centralizada de facturación y control de cargas.
7.11 Características generales de una red de comunicación PLC
7
Los contadores conectados a las líneas de distribución de un centro de
transformación conforman una red local de comunicaciones PLC, pudiendo
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
243
comunicar hasta un máximo de 1785 contadores. Esta red local está gestionada,
como se ha dicho más arriba, por un concentrador, que envía todos los datos a
la empresa distribuidora de energía.
En ocasiones las comunicaciones a través de la línea eléctrica (PLC) presentan
una serie de problemas debido a la superposición de ruido a la señal PLC o
a atenuación de ésta debido a las largas distancias y a las variaciones de la
impedancia total de la red. Todo ello dificulta la comunicación y exige proveer
medidas para garantizar el enlace entre contadores y concentrador, a pesar del
ruido y de la atenuación antes citadas.
Los sistemas de comunicación PLC incorporados a los contadores CIRCUTOR
disponen de una serie de controles basados en hardware y software para
hacer frente a todos estas contingencias. Los controles más destacados son:
Enrutamiento dinámico, Robustez en la modulación, Transmisión multicanal y
elección del canal más conveniente, etc.
Bandas de frecuencias
El sistema de telegestión de CIRCUTOR, con comunicaciones PLC cumple con
la normativa europea EN 50065-1, en la cual se definen los niveles máximos de
señal a inyectar y las bandas de frecuencia normalizadas, para la comunicación
PLC a través de la red eléctrica. La Fig. 7.22 muestra un resumen de las
distintas bandas normalizadas y los máximos niveles de señal en dBμV que
está permitido inyectar.
Fig. 7.22 - Banda de frecuencias PLC según EN 50065-1
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
244
Banda Frequencia
Uso
Protocolo Ejemplo
A
3 - 95 kHz
Reservado compañías
eléctricas
no
B
95 - 125 kHz
Comunicación
interna sin protocolo
de acceso
no
Megafonía
interna
C
125 - 140 kHz
Comunicación
interna con protocolo
de acceso
CSMA/CD
Domótica
D
140 - 148.5 kHz Para sistemas de
alarmas y seguridad
no
Tal y como se puede observar en la tabla de la Fig. 7.22, la banda A, de 3 a
95kHz, es la banda reservada para las comunicaciones PLC en líneas propiedad
de la empresa distribuidora de energía. Para otras aplicaciones, como podría ser
la domótica, deben utilizarse las bandas de frecuencias B, C o D o modulación
de banda ancha (PLC Ethernet). La velocidad de transferencia en estos sistemas
de banda ancha puede llegar a los 135 Mbps y se realiza por medio de redes de
transporte Gigabit Ethernet (1000 Mbps) o SDH/Sonet (red de telefónica de fibra
óptica de hasta 40 Gbps).
7.11.1 Modulación y velocidad del PLC norma EN 50065-1
Para hacer más robustas las comunicaciones a través de la red eléctrica, se
emplea modulación DCSK (Differential Code Shift Keying). De esta forma se
consigue una velocidad de transferencia de datos de hasta 7,5 kbps altamente
fiable. La velocidad de transferencia es variable ya que el procesador encargado
de la gestión de las comunicaciones PLC, permite variar en función de la calidad
de señal, la velocidad de transferencia, obteniendo una buena relación entre
robustez y velocidad. A continuación se muestra una tabla , a modo de referencia
que relaciona robustez con velocidad:
Tabla 7.2 - Velocidades del sistema PLC con modulación DCSK
7
Modo
Velocidad
Modo Standard
7.5 kbps
Modo Robusto
5 kbps > 2.5 kbps
Modo muy robusto
1.25 kbps > 0.625 kbps
Adicionalmente, se emplea el protocolo CSMA/CD para detectar si el medio de
comunicación está o no disponible y evitar colisiones en la transferencia de datos.
Esto se realiza creando tres canales de comunicaciones, es decir tres bandas de
frecuencias, por las que se emite la misma señal, reduciendo así las posibilidades
de fallo en las comunicaciones.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
245
7.11.2 Sistema de repetidores
En la comunicación entre el concentrador PLC y un contador, es posible que,
debido a la variabilidad en las características de la red eléctrica, sea imposible
la transferencia de datos (exceso de ruido eléctrico, distancia o atenuación de
la señal). En este caso, entra en acción la función de repetidor. La función de
repetidor hace posible utilizar uno o más contadores que hagan de repetidores
de la señal del último contador de la cadena. En la Fig. 7.23 se puede ver un
ejemplo, donde se utilizan dos contadores como repetidores para hacer posible
la comunicación entre el concentrador PLC y un tercer contador.
Fig. 7.23 - Contador como repetidor de comunicaciones PLC
El protocolo de comunicaciones PLC que ofrece CIRCUTOR, asigna a cada
contador un nivel, y en función del nivel donde se encuentre, el contador utilizará
más o menos repetidores para comunicarse con el concentrador PLC. Los
contadores que se comunican directamente con el concentrador PLC pertenecen
al nivel 1, los de nivel 2 necesitarán un repetidor y así hasta los contadores de
nivel 7 que pueden utilizar hasta 6 repetidores intermedios. De esta forma se
consigue comunicar con contadores a distancias que, inicialmente no serían
posibles si el enlace entre contador y concentrador PLC fuera directo.
7.11.3 Sistema Plug & Play
7
Los diferentes contadores que conforman una red de comunicación, se
encuentran registrados en el concentrador PLC. Esta información puede ser
leída por la empresa distribuidora, para poder solicitar datos a cada uno de estos
contadores. Los contadores no se registran de forma manual en el concentrador
PLC, sino que el sistema PLC de CIRCUTOR, ofrece la funcionalidad llamada
Plug&Play, que permite que de forma automática y autónoma por parte del
concentrador y del contador, el contador busque el mejor camino (mejor señal
de comunicaciones PLC) para llegar al concentrador, ya sea de forma directa o
a través de otros contadores (repetidores).
El proceso para el registro en la base de datos de un concentrador es el
siguiente. Disponemos de un concentrador PLC ya instalado en la red, y se
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
246
instala un nuevo contador. Éste último buscará en el momento de alimentarse, un
concentrador PLC. Si la comunicación, distancia y otros factores lo permiten, éste
se conectará al concentrador y se añadirá a la base de datos del concentrador
PLC automáticamente, y también de forma automática el concentrador PLC
empezará la rutina de descarga y exportación de datos. Si no es así, el nuevo
contador conectado a la red, buscará otros contadores cercanos a él, para
definirlos como repetidores de su señal, para que a través de éstos pueda llegar
a conectar con el concentrador.
El proceso automático de conexión a la red (alta en la base de datos del
concentrador PLC) establece a qué nivel pertenecerá un nuevo contador, así
como el número de repetidores que se utilizará para acceder a él. Para ello, el
nuevo contador evalúa una serie de parámetros de calidad del enlace.
7.11.4 Enrutamiento dinámico
Cuando las comunicaciones con un contador fallan, el concentrador PLC o el
propio contador lo detecta, iniciándose la búsqueda de una nueva ruta. Esto es
lo que en el sistema PLC de CIRCUTOR, denominamos enrutamiento dinámico.
El sistema es capaz de buscar de forma dinámica y automática un nuevo camino
para acceder a un contador en el caso de que el enrutamiento establecido
inicialmente no sea el correcto.
El enrutamiento con mejor calidad, será el que se establezca como comunicación
con el concentrador. Resumiendo, la ruta que inicialmente se determine para
comunicar, no significa que sea la definitiva, ya que el sistema permite el cambio
del enrutamiento debido a cambios en la calidad de las comunicaciones PLC.
Por ejemplo en la siguiente Fig. 7.24, podemos ver que aunque normalmente
la forma de acceder al contador A es vía el contador B, en caso de fallar este
camino, será posible establecer una nueva ruta con el contador C.
7
Fig. 7.24 - Enrutamiento dinámico
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
247
7.12 Especificaciones funcionales del sistema de telegestion
En éste apartado ser tratarán algunos de los aspectos más funcionales de la
comunicación PLC, es decir, el funcionamiento global de todos los componentes
de un sistema de telegestión: equipo de medida, concentrador PLC y software
de gestión.
7.12.1 Sistema automático
Una de los requerimientos básicos de un sistema de telegestión es que sea un
sistema de medida y comunicación bidireccional. Además debe ser un sistema
automático, es decir, que no sea necesaria la intervención de ningún agente,
para el alta de un contador, más que los necesarios y obligatorios trámites
administrativos de la empresa distribuidora, en el alta de u nuevo suministro. Los
equipos de medida para suministros inferiores a los 15 kW , tipo de cliente que
agrupa el mayor numero de suministros, en todo el parque de contadores, deben
satisfacer obligatoriamente las dos condiciones antes citadas.
El sistema CIRCUTOR basado en el concentrador PLC-800 es un sistema
totalmente automático, ya que en el momento de la instalación de un nuevo
contador en la red, éste se conecta automáticamente al concentrador, que se
encarga de:
• Descargar información relativa al propio equipo de medida.
• Actualizar la curva de energía horaria hasta la fecha actual, de forma que en la
próxima exportación, que se realiza de forma diaria a los servicios centrales de la
empresa distribuidora, se enviarán los nuevos datos del nuevo contador instalado
en la red.
La comprobación de que un equipo se ha conectado y comunica correctamente
con el concentrador PLC-800, se puede hacer mediante el software PowerPLC®
o bien des del propio concentrador PLC-800, observando la lista de contadores
conectados, y mirando la última fecha de comunicación.
7.12.2 Control de potencia integrado en el contador
Cabe destacar, por su relevancia, el sistema de corte y reconexión ofrecido por
CIRCUTOR en sus contadores de energía. Éste control de potencia permite
programar la corriente contratada, es decir, la potencia contratada en cada
suministro, de forma que actúa como un limitador de corriente. El limitador de
corriente, integrado dentro del contador, no sustituye, al IGA ni al ICP, que se
establecen como obligatorios en cada punto de suministro.
7
Éste control de la potencia, permite ser programado y maniobrado (corte y
reconexión) a través de comunicaciones PLC, aunque el abonado debe saber el
funcionamiento en la reconexión, ya que debe seguir unos pasos para restablecer
el suministro.
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
248
Pasos en la reconexión:
En el caso de que el abonado se quede sin suministro, éste debe saber que no
volverá a tener corriente, hasta que no abra el circuito, es decir, hasta que no
abra el magnetotérmico general (ICP o IGA). En el momento de abrir el circuito,
el control de potencia integrado en el contador devolverá el suministro, ya que
detecta la apertura del circuito, de forma que cuando cierre el magnetotérmico
(ICP o IGA), ya tendrá restablecido el suministro.
Puede darse el caso que la compañía distribuidora decida, por el motivo que crea
oportuno, cortar el suministro de un abonado, entonces, éste no tendrá tensión,
aunque haga la maniobra de abrir y cerrar el magnetotérmico general, hasta
que la distribuidora, no de la orden de restablecer el suministro, por telemedida.
En éste momento el abonado ya puede realizar la maniobra de abrir y cerrar el
magnetotérmico general (ICP o IGA).
El elemento de corte tendrá tres funciones principales:
Corte programado: En éste caso el elemento de corte, cortará el suministro, por
un comando enviado por comunicaciones PLC, desde el centro de transformación
(Concentrador PLC-800), a través del puerto óptico, o bien desde las oficinas de
la empresa distribuidora (PowerPLC))
Reconexión programada/automática: El rearme después de un corte
programado, será indicado desde el centro de transformación, por comando
PLC (Concentrador PLC-800), a través del puerto óptico, o desde el PowerPLC.
El contador no reconectará en el mismo instante del comando por temas de
seguridad. Sólo se rearmará en el momento en el que el abonado, abra el circuito
(abriendo el térmico principal), y lo vuelva a cerrar. En el momento en que se le
indica al contador que puede cerrar el elemento de corte, éste mide la potencia
que se está consumiendo, de forma que detecta si el circuito está abierto o no.
En el momento en el que el abonado abre el circuito, el contador lo detecta, éste
cierre el elemento de corte, y cuando se cierre el magnetotérmico, ya vuelve a
tener suministro.
Corte por sobrecorriente: El elemento de corte estará programado con una
corriente máxima, que debería corresponder con la potencia contratada. Existe la
posibilidad de que el contador tenga dos tarifas, por lo tanto existe la posibilidad
de que el elemento de corte tenga dos corrientes programadas (p.ej. 15 A durante
el día y 40 A durante la noche). Para la reconexión, se trata de seguir el mismo
procedimiento descrito anteriormente.
7.13 Capacidad de gestión de cargas
7
Mediante el elemento de corte y la herramienta de informática PowerPLC, es
posible hacer una gestión activa de la demanda, actuando sobre un grupo de
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
249
contadores, reduciendo el consumo global a base de cortes programados de
suministro a ciertas secciones o partes de una planta, proceso, línea o sector.
En definitiva se trata de controlar las puntas de consumo y de conseguir una
curva de carga lo más plana posible
El sistema ofrece multitud de posibilidades, ya que la instalación de un contador
trifásico en la cabecera de una instalación, como totalizador de la instalación
(o centro de transformación) nos permitirá conocer en todo momento el nivel
de carga del transformador, y en caso de situación crítica, actuar, mediante el
software PowerPLC, con el fin de desconectar cargas no críticas, reduciendo
consumos hasta conseguir salir de la situación peligro potencial por exceso de
carga del transformador.
Otro de los beneficios posibles que nos ofrecería la instalación de un contador en
cabecera, sería el conocer el nivel de pérdidas de las cargas de un determinado
centro de transformación, simplemente comparando las medidas del totalizador
y la suma de todos los consumos parciales.
7.14 Resumen
A lo largo del capítulo, hemos desarrollado una serie de conceptos cada vez
más ligados al mundo de la distribución de energía eléctrica. Hemos puesto el
énfasis en demostrar los beneficios que puede aportar al usuario un sistema
de instrumentos distribuidos y conectados en red. Básicamente esto permite el
control de flujos energía en las plantas industriales, el control de la calidad de
suministro y la gestión de la demanda.
Conceptos como el de productividad y control de costes, están estrechamente
ligados a la instalación de sistemas que garanticen un buen funcionamiento
de las instalaciones y que sirva como una herramienta de gestión energética
para conocer en todo momento el consumo global y específico (por pieza o por
tonelada, etc).
Así pues las que hemos denominado herramientas para la gestión energética son
fundamentales para valorar la productividad y para valorar el impacto del coste
energético sobre el coste total de un determinado bien o servicio.
A lo largo del capítulo se han descrito cuales eran estas herramientas y se ha
visto que para la recogida y procesado de datos es fundamental disponer de tres
elementos: Instrumentos de medida y control, un sistema de comunicaciones que
permita la lectura de datos en cualquier punto de una planta y un software que
permita la centralización de estos datos y su procesado.
7
comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico
8 SEGURIDAD EN LA RED: PROTECCIÓN DIFERENCIAL
8.1 Introducción
Una de las principales preocupaciones en el funcionamiento de una instalación
eléctrica es sin duda la seguridad, tanto de la propia instalación como de las
personas y bienes relacionados con dicha instalación .
El término seguridad comprende básicamente dos aspectos:
• La protección contra defectos de aislamiento en condiciones normales de uso de
la instalación.
• La protección en caso de condiciones accidentales o anómalas: Básicamente
sobretensiones y cortocircuitos.
En este capítulo nos centraremos básicamente en el primero de estos aspectos,
es decir, el aspecto de aislamiento entre partes conductoras de una instalación
sometidas a tensión de fases distintas o entre éstas, masa y tierra. En este libro
no trataremos de los temas de protección de sobretensiones o protección de
cortocircuitos.
Los defectos de aislamiento pueden producir dos tipos de problemas:
• Peligro de electrocución para las personas, por contacto directo con partes
conductoras del propio sistema eléctrico o por contacto indirecto a través de
las envolventes. Corrientes del orden de 5 a 10 mA pueden ser suficientes para
provocar una fibrilación cardíaca si en el camino de paso de la corriente se ven
afectados los músculos del corazón. Corrientes del orden de 30 mA se consideran
peligrosas en cualquier caso.
• Peligro de incendio en caso de corrientes de fuga importantes a través de caminos
resistivos con resistencias relativamente grandes o por cortocircuito a través del
conductor de tierra. De hecho, se ha comprobado que corrientes del orden de 300
mA, circulando entre piezas conductoras con elevada resistividad, como puede ser
el caso de hierro oxidado, pueden llegar a producir pérdidas suficientes para poner
el óxido incandescente e iniciar un incendio.
Las medidas de protección para evitar este tipo de problemas son esencialmente
de dos tipos:
• Aislamiento entre partes envolventes y partes sometidas a tensión. Esto significa
que las envolventes de los equipos eléctricos deben diseñarse de tal forma que
cualquier parte conductora accesible al tacto esté debidamente aislada de las
partes sometidas a tensión.
8
• Conexión de las envolventes a tierra y protección de las instalaciones en caso de
fuga mediante relés diferenciales o relés de vigilancia de aislamiento.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
252
En este capítulo, daremos una breve descripción de las causas que pueden
provocar pérdida de aislamiento y clasificaremos las envolventes según
su capacidad de mantener el aislamiento ante determinadas condiciones
ambientales externas. Por otro lado se hará una descripción de los distintos
regímenes de conexión del neutro a tierra y de las ventajas e inconvenientes de
cada uno, desde el punto de vista de la seguridad y de la facilidad de protección.
Por último, haremos una descripción más detallada de la protección diferencial
en instalaciones con distintos regímenes de conexión del neutro y de las masas.
8.2 Definiciones
Antes de proseguir con la descripción de los métodos de protección diferencial
vamos a dar una serie de definiciones relativas a aislamiento entre partes
conductoras de una instalación eléctrica.
La mayoría de las definiciones están basadas en las normas IEC-61008 e
IEC-60364, aunque no se ha hecho una traducción literal.
• Partes conductoras activas: Partes conductoras directamente conectadas a uno de
los conductores de fase o al neutro.
• Masa: Partes conductoras envolventes de un equipo eléctrico que accidentalmente
pueden tener contacto con partes conductoras activas.
• Clase de protección IP de una envolvente: La clase de protección se define por la
capacidad de la envolvente de proteger las partes interiores contra la penetración
de partículas sólidas de diverso tamaño o contra penetración de líquidos en
diferentes circunstancias.
• Tierra: Parte o conjunto de partes conductoras en contacto con el suelo, destinadas
a ser utilizadas como potencial cero de referencia de cualquier instalación eléctrica.
• Conductor de tierra: Conductor unido al potencial de tierra, con una resistencia
suficientemente baja para que no existan diferencias de potencial significativas,
incluso en caso de circular las corrientes de defecto previstas en la instalación.
• Régimen de conexión del neutro a tierra (IEC 60364-3): Indica la configuración de
una determinada instalación por lo que se refiere a la conexión a tierra del neutro
y de las masas. (Véase apartado 8.4)
• Contacto directo: Contacto de una persona directamente con una parte activa
sometida a tensión. (Ver la Fig. 8.1)
• Contacto indirecto: Contacto de una persona con una parte conductora no activa
sometida a tensión solo en caso de defecto. (Ver la Fig. 8.2)
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
L1
L1
L2
L2
L3
L3
253
N
Fig. 8.1 - Electrocución por contacto directo
L1
L1
L2
L2
L3
L3
N
Fallo de
Aislamiento
Carga
eléctrica
Fig. 8.2 - Electrocución por contacto indirecto
• Corriente de defecto a tierra: Corriente que circula desde las partes activas hacia
el tierra debida a un defecto de aislamiento.
• Corriente de fuga: Corriente que circula desde las partes activas hacia el tierra en
ausencia de cualquier defecto de aislamiento.
• Corriente diferencial residual, I∆: Valor eficaz de la corriente resultante de la suma
vectorial de los valores instantáneos de las corrientes de todos los conductores
activos.
8
• Interruptor diferencial I D (En la denominación inglesa RCCB, Residual Current
Circuit Breaker). Dispositivo electromecánico destinado a cortar la corriente de un
determinado circuito, en caso de que la corriente diferencial supere un determinado
valor umbral de disparo. Si el dispositivo, además, proporciona protección contra
cortocircuitos, se denomina interruptor diferencial con protección de sobrecarga
(RCBO, en inglés).
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
254
• Relé diferencial: Relé que detecta la corriente residual. En realidad es una parte
del interruptor diferencial, sin el dispositivo de corte.
• Corriente residual, de funcionamiento: Valor de la corriente diferencial residual que
causa el disparo de un ID.
• Corriente residual, de no funcionamiento: Valor de la corriente diferencial residual
por debajo de la cual un ID no dispara.
• Interruptor diferencial independiente de la tensión: Interruptor diferencial que NO
NECESITA tensión de alimentación para funcionar..
• Interruptor diferencial dependiente de la tensión: Interruptor diferencial que
NECESITA tensión de alimentación para funcionar.
• Interruptor con seguridad positiva: Se dice de aquel que incluso en ausencia de
alimentación (falta de una fase) continúa siendo capaz de disparar la protección.
En caso de ID que requieren alimentación para su funcionamiento, deben abrir
automáticamente cuando falta la tensión de alimentación para que puedan ser
considerados de seguridad positiva.
• Interruptor diferencial tipo AC: Interruptor diferencial que funciona correctamente
cuando detecta corrientes diferenciales residuales alternas sinusoidales, ya sean
aplicadas bruscamente o de forma gradual.
• Interruptor diferencial tipo A: Interruptor diferencial que funciona correctamente
tanto si detecta corrientes diferenciales residuales alternas sinusoidales como
cuando detecta corrientes diferenciales continuas pulsadas, ya sean aplicadas
bruscamente o de forma gradual.
8.3 Efectos de la corriente eléctrica en las personas
En el estudio técnico publicado en la norma IEC-479-1 se indican los efectos
de la corriente eléctrica en el hombre y los animales domésticos en la gama
de frecuencias de 15 Hz a 100 Hz, y que sirven de guía para establecer las
prescripciones de seguridad eléctrica. En caso de un contacto directo, el peligro
para la persona, de la corriente que pasa a través de su cuerpo, depende
esencialmente del valor de dicha corriente y del tiempo que dura.
Principalmente, el riesgo de fibrilación ventricular del corazón se considera una
de las causas mayores de accidentes mortales por choque eléctrico.
En la Fig. 8.3 se resumen los efectos de la corriente alterna en el cuerpo humano
en función del valor de corriente (valor eficaz en mA) y su duración en tiempo
(ms).
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
255
Fig. 8.3 - Zonas tiempo/corriente de los efectos corriente alterna de 15 Hz a 100 Hz
El resumen de las distintas zonas es el siguiente:
• Zona 1: No se produce ninguna reacción. Se considera el umbral de percepción y
reacción a un valor de 0,5 mA.
• Zona 2: De 0,5 mA hasta el límite de la curva B, hay percepción, pero no se
produce ningún efecto peligroso. La curva B empieza a unos 10 mA, y corresponde
al umbral de no soltar, de contracción muscular.
• Zona 3: Es la zona limitada por la curva B hasta C1. Se produce contracción
muscular y dificultades de respiración, aunque no suele producirse daño orgánico.
La curva C1 es el umbral de fibrilación ventricular. Este umbral depende tanto de
los parámetros (anatomía del cuerpo, estado de las funciones cardíacas) como de
los parámetros eléctricos (duración, recorrido de la corriente, valor de corriente,
etc.). Los 30 mA están justo por debajo de este umbral.
• Zona 4: A parte de los efectos de la zona 3 se puede producir parada del corazón,
parada de la respiración y quemaduras graves. La probabilidad de fibrilación
ventricular es de un 5 % entre C1-C2, de un 50 % entre C2-C3 y de más de un 50
% por encima de la curva C3.
Estos valores son los que permiten establecer el umbral de las distintas
protecciones diferenciales normalizadas.
8.4 Tensiones de seguridad
El valor límite de la tensión de seguridad debe ser tal que aplicada al cuerpo
humano el valor de corriente que se deriva por la resistencia que presenta no
suponga riesgos para el individuo.
8
La norma UNE 20460 define unos valores de seguridad para protección de personas
que en función de la tensión de contacto Uc nos dan el tiempo máximo de corte en caso
de defecto. Estos tiempos también son función del tipo de ambiente: seco o húmedo.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
256
La norma UNE 20460-4-41 establece los siguientes valores de tensión límite
convencional de contacto, con respecto a tierra:
• UL ≤ 50 V para locales secos
• UL ≤ 25 V para locales húmedos
A estos valores de tensión, la resistencia que presenta el cuerpo humano es tal
que en el caso de contacto las corrientes que se derivan están por debajo de los
umbrales que presentan peligro.
8.5 Envolventes y grados de protección de equipos de BT
Las funciones básicas de las envolventes de los equipos eléctricos son las
siguientes:
• Impedir el contacto directo de personas con las partes conductoras activas.
• Impedir la penetración de cuerpos sólidos extraños (arena, polvo, insectos,
roedores, etc.)
• Impedir la penetración de líquidos.
• Impedir la penetración de gases corrosivos o de radiaciones electromagnéticas o
nucleares (luz, partículas nucleares, etc.)
• Proteger contra choques.
8.5.1 Grados de protección IP
Para caracterizar el comportamiento de las envolventes en equipos de baja
tensión se codifican mediante una siglas que se conocen como “grado de
protección IP” o “código IP” , definido en las normas EN-60.529 y EN 60947-1.
El grado de protección se caracteriza mediante dos cifras características: La
primera (a veces seguida de una letra) designa la estanqueidad de la envolvente
frente a penetración de objetos o partículas sólidas. La segunda define la
estanqueidad de la envolvente ante la penetración de líquidos. Las Tablas 8.1 y
8.2 detallan los significados de cada una de las citadas cifras.
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
257
Tabla 8.1. Significado de la primera cifra del código IP
(*) La sigla “x” designa una segunda cifra cualquiera, ver Tabla 8.2
8
Código (*) Descripción abreviada
Observaciones
IP 1x
Protección contra
penetración de objetos
sólidos de Ø > 50 mm
Impide el contacto directo
de una gran superficie del
cuerpo humano, tal como la
mano, con las partes activas
y piezas en movimiento
IP 2x
Protección contra
penetración de objetos
sólidos de Ø > 12,5 mm
IP 2Lx ó
IP 2xB
Protección contra penetración
de objetos sólidos de
Ø > 12,5 mm y contra contactos
con el dedo de prueba estándar
IP 3x
Protección contra
penetración de objetos
sólidos de Ø > 2,5 mm
IP 3Lx ó
IP3xC
Protección contra penetración
de objetos sólidos de
Ø > 12,5 mm y contra
contactos a través de una
varilla de Ø = 2,5 mm y
longitud inferior a 100 mm
IP 4x
Protección contra penetración
de objetos sólidos de Ø > 1 mm
IP 4Lx ó
IP4xD
Protección contra penetración
de objetos sólidos de Ø > 1
mm y contra contactos a través
de una varilla de Ø = 1 mm y
longitud inferior a 100 mm
La sigla “L” añadida tras la
primera cifra o “D” al final,
indica que se distingue entre
penetración y contacto con la
varilla, simulando lo que podría
ser un alambre o cable rígido.
IP 5x
Protección contra el polvo
Permite su penetración en
tanto que no se deposite
sobre partes donde se
comprometa el aislamiento.
IP 6x
Estanqueidad total
contra el polvo
seguridad en la red: Protección diferencial
La sigla “L” añadida tras la
primera cifra o “B” al final
indica que se distingue entre
penetración y contacto con un
dedo articulado estándar de 80
mm de longitud,
Ø =12 mm y con punta
biselada. (Forma
definida en la norma)
La sigla “L” añadida tras la
primera cifra o “C” al final,
indica que se distingue entre
penetración y contacto con
la varilla, simulando lo que
podría ser un destornillador.
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
258
Tabla 8.2.- Significado de la segunda cifra del código IP
(*) La sigla “x” designa una primera cifra cualquiera, ver Tabla 8.1
Código (*) Descripción
IP x1
Protegido contra goteo de agua en dirección vertical
IP x2
Protegido contra caída de agua con una
inclinación máxima de 15º
IP x3
Protegido contra caída de agua con una
inclinación máxima de 60º
IP x4
Protegido contra proyección de agua en cualquier dirección
IP x5
Protegido contra chorro de agua proyectado
a presión en cualquier dirección
IP x6
Protegido contra golpes de mar. Agua
proyectada en cualquier dirección
IP x7
Protegido contra los efectos de la inmersión.
(Presión y tiempo limitados)
IP x8
Protegido contra los efectos de la inmersión.
(Presión y tiempo especiales)
8.6 Regímenes de conexión de neutro y tierra
Para asegurar la protección de personas y bienes contra los posibles fallos de
aislamiento en una instalación eléctrica , es conveniente que las envolventes de
los equipos eléctricos estén conectados a un potencial de tierra de referencia.
Por otro lado, la continuidad de servicio y la seguridad de instalaciones con
partes sometidas a descargas atmosféricas, hacen aconsejable que la instalación
eléctrica esté protegida contra posibles diferencias de potencial excesivas entre
los conductores activos y tierra.
Todas las consideraciones anteriores hacen plantear la pregunta de cómo
deben referirse a tierra las partes activas y las envolventes de los sistemas de
distribución de energía eléctrica. Para el caso de instalaciones de baja tensión ,
alimentadas siempre a través de un transformador MT/BT , los puntos de interés
son dos:
• ¿Hay o no neutro en el secundario del transformador?, y en caso de existir, ¿cómo
se refiere el conductor neutro a tierra?
• ¿Cómo se conectan las masas de la instalación de BT a tierra?
8
La respuesta a estas preguntas no es única y dependiendo de cual sea el interés
principal (protección de personas, protección de riesgo de incendio, protección
contra descargas atmosféricas, etc.) puede dar lugar a distintos esquemas de
conexión, que han sido descritos por la norma IEC 60364 y que resumimos en
las tablas 8.3 y 8.4. La designación estándar de las distintas formas de conexión
se codifica mediante dos letras básicas según IEC 60364.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
259
Algunas normas (NFC13-100) añaden una letra suplementaria para designar
como están relacionados el tierra de BT con los herrajes de MT. Los significados
de la letra suplementaria se detallan en la Tabla 8.5.
Tabla 8.3.- Significado de las dos letras de designación de régimen de neutro
según IEC 60364
Código
Significado
Variantes
T: neutro unido
directamente a tierra
Primera letra
Indica como se hace la
conexión del secundario
del transformador
MT/BT a tierra.
Segunda Letra
Indica la forma de
conexión de las
masas a tierra
I: Neutro aislado de tierra.
Existen variantes en que la
conexión se hace a través de
una impedancia, otras en que
el aislamiento es total o incluso
puede no existir el neutro
T: Masas unidas
directamente a tierra.
N: Masas conectadas a
neutro. (Solo tiene sentido
si la primera letra es T)
Notas: La primera letra I sólo admite como segunda letra T.
Así pues las configuraciones posibles son TT, TN , IT.
La configuración TN tiene diversas variantes (ver Tabla 8.4)
Descripción de los sistemas posibles:
• TT: Neutro del transformador unido a tierra de la ET (Estación Transformadora)
y masas de la instalación unidas al tierra local. En caso de cortocircuito fase a
masa, las resistencias de las tomas de tierra limitan la corriente de cortocircuito,
pero pueden aparecer tensiones peligrosas entre las masas y tierra. Por ello, se
requiere una protección diferencial con actuación instantánea. Esto causa a veces
problemas de poca selectividad y de interrupciones de partes de la instalación muy
alejadas del defecto.
• TN: Neutro del transformador unido a tierra de la ET y masas de la instalación
unidas al mismo punto a través de un conductor (caso de TNC) o de dos
conductores (caso de TNS). En caso de cortocircuito fase – masa las corrientes de
defecto son muy grandes y pueden aparecer también tensiones peligrosas entre
las masas y el tierra local de la instalación.
8
• IT: En la conexión IT , el neutro del transformador no se pone a tierra
directamente. Algunas veces se mantiene totalmente aislado y otras veces se
une a tierra a través de una impedancia de valor relativamente alto (conexión
conocida como neutro impedante). Este tipo de conexión debe protegerse con un
relé vigilante de aislamiento y es más robusta en cuanto a que no genera disparos
intempestivos de los relés diferenciales. En caso de pérdida de aislamiento por un
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
260
punto no existe disparo, sino solo aviso de pérdida de aislamiento. Solo en caso
de defecto doble dispara la protección de sobrecarga.
Tabla 8.4.- Configuraciones posibles del régimen de neutro en BT
Conexión / Esquema
TT
Características
• En teoría un solo diferencial en cabecera
protege cualquier fuga en cualquier punto.
• El método es poco selectivo. En caso de fuga
en una derivación puede disparar el total.
• Para una buena continuidad de servicio
deben escalonarse los tiempos de disparo..
• Corriente de defecto moderada en caso
de cortocircuito directo fase - masa,
IT
• Los relés diferenciales en las derivaciones
disparan solo si hay un doble defecto
• A veces se requiere un controlador
permanente de aislamiento
(CPA) en el transformador.
• Es más robusto desde el punto de vista
de la disponibilidad de energía. Un
pequeño defecto no causa interrupción
TN-C
• Corriente de defecto alta en caso de
cortocircuito directo fase – masa
• Tensiones peligrosas en caso
de cortocircuito directo.
• Prohibido seccionar el neutro
en este tipo de conexión
TN-S
• Corriente de defecto alta en caso de
cortocircuito directo fase – masa
• Tensiones peligrosas en caso
de cortocircuito directo.
8
• Peligro de pérdida de protección
si se corta el conductor PE
TN-C-S: TNC seguido de TNS
seguridad en la red: Protección diferencial
• Este sistema consiste en utilizar el
sistema TNS aguas debajo de un TNC.
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
261
Tabla 8.5.- Significado de la tercera letra en la designación del régimen de neutro
según norma francesa NFC13-100.
Tercera
letra
Tierra de herrajes
de la ET
Tierra de BT del
transformador
Masas de BT
R
Conectado
Conectado
Conectado
N
Conectado
Conectado
Aislado
S
Aislado
Aislado
Aislado
8.7 Protección diferencial
La protección de personas contra el riesgo de electrocución por contacto directo
y la protección contra incendios en caso de derivaciones fortuitas a masa , exigen
el empleo de dispositivos de desconexión que actúan cuando se produce una
corriente de defecto a tierra. Estos dispositivos se denominan generalmente relés
diferenciales o interruptores diferenciales. La diferencia entre ambos está en el
hecho de que tengan o no incorporado el dispositivo de corte, tal como se ha
indicado en el apartado de definiciones (Véase la definición de relé diferencial).
Los niveles de corriente de disparo admitidos, son distintos según se trate
de protección de personas o de bienes (generalmente 30 mA para protección
de personas y 300 mA o más para el caso de protección de instalaciones
industriales).
El empleo de dispositivos diferenciales de valor igual o inferior a 30 mA son
siempre una medida de protección complementaria a otras medidas de protección
contra los contactos directos. Los diferenciales se usan como protección adicional
pero nunca como única protección contra los contactos directos.
8.7.1 Principio de funcionamiento
El empleo de los relés diferenciales o interruptores diferenciales está pensado
básicamente para instalaciones con régimen de neutro TT o con ciertas
condiciones el régimen TN (solo tipo TN-S). La detección de la corriente
diferencial se realiza mediante un transformador de corriente , generalmente
con núcleo toroidal de baja dispersión y alta sensibilidad. A través del hueco del
núcleo se hacen pasar todos los conductores activos, según muestra el esquema
de principio de la Fig. 8.4.
8
Si la suma de las corrientes de todos los conductores activos (fases y neutro) es
cero el flujo creado en el transformador será nulo y por tanto la señal que éste
dará en el secundario será también nula. Esto significa que las corrientes que
entran por alguno de los conductores activos retornan por otro conductor activo,
de tal forma que la suma es cero en todo momento y por tanto no hay retorno de
corriente por otros caminos, es decir no hay fuga.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
262
En caso de fuga, la suma de corrientes en los conductores activos no es cero,
debido a la corriente de fuga que retorna por el tierra. Esto causa una tensión
en el secundario del transformador diferencial, que debidamente amplificada y
tratada hace disparar el relé diferencial y éste a su vez activa el dispositivo de
corte.
Fig. 8.4.- Principio de funcionamiento de un interruptor diferencial
8.7.2 Tipos de dispositivos diferenciales
Las tres partes básicas de todo interruptor diferencial pueden estar juntas en un
solo dispositivo o pueden ser partes separadas. Según esto podemos distinguir
varios tipos de interruptores diferenciales:
• Interruptor diferencial completo. Incluye el transformador de medida, el relé de
detección y el dispositivo de corte. Esta configuración suele emplearse para
pequeñas potencias o en interruptores domésticos.
• Relé diferencial + interruptor: El relé incluye el transformador de medida y el relé
de detección, con un contacto de salida de baja potencia. Este contacto está
pensado para actuar sobre un interruptor automático convencional, ya sea a través
de la bobina de mínima o de la bobina de emisión..
• Transformador + relé detector + interruptor: Esta modalidad es análoga a la
anterior, pero el transformador de medida es una pieza aparte del relé de
detección.
8
Fig. 8.5.- Distintas ejecuciones del conjunto transformador de medida y relé diferencial
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
263
8.7.3 Aplicación de interruptores automáticos y contactores como
dispositivos de corte de la protección diferencial.
En instalaciones industriales de potencia media y alta, el relé diferencial
no puede cortar la potencia total. Por ello se suelen emplear interruptores
automáticos o contactores, con el poder de corte adecuado para realizar dicha
función de corte. Al utilizar interruptores automáticos como dispositivos de corte
por corriente de defecto , podemos adoptar dos tipos de esquema de disparo,
cada uno con ciertas ventajas e inconvenientes que se comentan a continuación:
• Disparo por bobina de mínima: Un interruptor automático con bobina de mínima,
dispara en el caso de que dicha bobina se quede sin alimentación. La aplicación
como elemento de corte de un sistema de protección diferencial puede hacerse de
dos formas distintas, según puede verse en los esquemas de las figuras 8.6 y 8.7.
En la Fig. 8.6, la alimentación del relé se toma aguas arriba del interruptor y esto
permite un rearme eléctrico del sistema. Algunas veces se emplea un contactor
en vez de un interruptor con bobina de mínima, de forma que al rearmar el relé
diferencial automáticamente vuelve a alimentarse el sistema. En tal caso, si el
defecto persiste, el relé vuelve a disparar inmediatamente al intentar rearmarlo.
En la Fig. 8.7, la alimentación se toma aguas abajo del interruptor, lo cual quiere
decir que el relé diferencial se queda sin alimentación al disparar y normalmente
esto supone un rearme automático.
8
Fig. 8.6.- Disparo por bobina de mínima con rearme manual
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
264
Fig. 8.7.- Disparo por bobina de mínima con rearme automático.
• Disparo por bobina de emisión: Un interruptor automático con bobina de emisión,
dispara en el caso de que dicha bobina reciba tensión de alimentación. La
aplicación de este tipo de disparo para el corte de un sistema de protección
diferencial puede hacerse también de dos formas distintas, según puede verse en
los esquemas de las figuras 8.8 y 8.9.
En la Fig. 8.8. la alimentación se toma aguas arriba del interruptor, con lo cual, al
producirse el disparo queda enclavado el sistema y no es posible el rearme del
interruptor hasta haber rearmado el relé. Debe tenerse precaución al utilizar este
método, pues algunos interruptores automáticos no admiten tener la bobina de
emisión alimentada durante largo tiempo.
En la Fig. 8.9, la alimentación se toma aguas abajo, con lo cual el rearme del relé
diferencial es automático, pero hay que rearmar el interruptor de forma manual.
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 8.8.- Disparo por bobina de emisión con rearme manual.
8
Fig. 8.9.- Disparo por bobina de emisión con rearme automático.
seguridad en la red: Protección diferencial
265
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
266
8.7.4 Clasificacion de los diferenciales según el tipo de corriente de defecto
a tierra
Los diferenciales se clasifican en diferentes tipos, según su capacidad para
garantizar la protección contra varios tipos de corriente de defecto a tierra.
a) Diferenciales tipo AC
Son los diferenciales que garantizan el disparo para corrientes de fuga alternas
sinusoidales, tanto aplicadas bruscamente como de aumento progresivo.
Se marcan con el símbolo
b) Diferenciales tipo A
Estos diferenciales garantizan el disparo para las siguientes corrientes de fuga:
• Corrientes alternas sinusoidales
• Corrientes continuas pulsantes
• Corrientes continuas pulsantes, superpuestas sobre corrientes continuas lisas de
0,006 A, con o sin control de ángulo de fase, independiente de la polaridad, tanto
aplicadas bruscamente como de aumento progresivo.
Se marcan con el símbolo
c) Diferenciales tipo B
Estos diferenciales están de acuerdo con la norma IEC-62423. Son diferenciales
que garantizan el disparo como el tipo A, y además para estas corrientes de fuga:
• Corrientes sinusoidal alterna hasta 1000 Hz.
• Corrientes continuas lisas de 0,4 veces la corriente residual asignada o 10 mA,
el que sea el valor más elevado de los dos superpuestos a una corriente alterna.
• Corriente continuas lisas de 0,4 veces la corriente residual asignada o 10 mA, el
que sea el valor más elevado de los dos superpuestos a una corriente continua
pulsante.
• Para corrientes continuas pulsantes rectificadas provenientes de dos o más fases.
• Para corrientes continuas lisas provenientes de circuitos multifase.
Se marcan con el doble símbolo
8
seguridad en la red: Protección diferencial
o alternativamente
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
267
8.8 Selectividad de la protección diferencial
Uno de los aspectos importantes en una instalación eléctrica es que los
elementos de protección deben interrumpir el servicio solo en las secciones o
partes defectuosas, manteniendo la alimentación en las partes que no tengan
ningún defecto. Para ello, se suele subdividir la instalación en partes o líneas
independientes y se utiliza un relé diferencial individual para cada línea. Aun así,
para proteger las líneas que enlazan la acometida con los cuadros de distribución,
se suele poner un diferencial en cabecera. Debe garantizarse, sin embargo, que el
sistema tenga la suficiente selectividad para que un defecto en una línea individual
no provoque el disparo del diferencial general (véase Fig. 8.10)
Fig. 8.10.- Esquema unifilar de protección de varias líneas
8.8.1 Métodos para obtener selectividad de los diferenciales
Cuando se instala un diferencial aguas arriba de otros hay que procurar que
una corriente de defecto en un subcircuito dé lugar al disparo del diferencial que
protege este subcircuito, y no dispare el diferencial aguas arriba a menos que
persista el defecto.
Los métodos para asegurar la selectividad en un esquema de protección como el
de la Fig. 8.10. se basan generalmente en los siguientes principios:
• Retardo del disparo aguas arriba.
• Disminución de la sensibilidad aguas arriba.
• Filtrado de perturbaciones aguas arriba.
• Combinación de los anteriores
8
En general, el sistema más seguro es una combinación de la sensibilidad y del
retardo de disparo.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
268
Según la guía IEC/TR 62350, la regla general para asegurar la selectividad se
basa en dos ajustes:
• La corriente de disparo asignada al diferencial aguas arriba debe ser al menos
unas 3 veces la corriente de defecto asignada al diferencial aguas abajo.
Normalmente esta relación es entre dos y tres veces.
• El tiempo mínimo de no actuación del diferencial aguas arriba debe ser superior al
tiempo de disparo máximo del conjunto diferencial instalado aguas abajo.
Otra de las propiedades que debe exigirse al diferencial general es que sea
relativamente insensible a las perturbaciones, es decir que tenga un filtrado
adecuado de las señales espúreas generadas por fugas a través de capacidades
parásitas durante la conexión o desconexión de cargas pesadas.
8.8.2 Ajuste de los retardos de los diferenciales
Para determinar los tiempos de disparo y asegurar la protección por diferencial
se tienen en cuenta los estudios realizados y plasmados en la norma IEC-60479,
que hacen referencia a los efectos de la corriente en el hombre.
La apertura automática de la instalación se realiza en base a un umbral de
corriente de defecto y unos tiempos de respuesta o funcionamiento.
a) Para los interruptores diferenciales domésticos o usos análogos, la norma
UNE-EN-61008 / IEC-61008 define los tiempos de funcionamiento y de no
actuación para dos tipos:
• Diferenciales instantáneos (tipo General)
• Diferenciales selectivos (tipo S)
Tabla 8.6 : Valores según UNE EN-61008 para los tipo AC.
TIPO
INSTANTÁNEO
SELECTIVO
In (A)
CUALQUIER
VALOR
> 25
IΔn (A)
TODOS LOS
VALORES
> 0,03
VALORES NORMALIZADOS DE TIEMPO DE
FUNCIONAMIENTO(s) CON UNA CORRIENTE
DIFERENCIAL (IΔ):
IΔn
2IΔn
5IΔn
500 A
0,3
0,15
0,04
0,04
TIEMPO DE
FUNCIONAMIENTO
MÁXIMO
0,5
0,2
0,15
0,15
TIEMPO DE
FUNCIONAMIENTO
MÁXIMO
0,13
0,06
0,05
0,04
TIEMPO DE NO
ACTUACIÓN MÍNIMO
Para lograr una selectividad pueden instalarse diferenciales selectivos aguas
arriba de diferenciales de tipo general instantáneos.
8
b) Para los interruptores automáticos con protección por corriente diferencial
incorporada de potencia es la norma UNE-EN 60947-2 / IEC-60947-2 la que
define los tiempos de disparo.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
269
Tipo no temporizado (instantáneo):
Tabla 8.7: Características de funcionamiento para el tipo no temporizado.
Para 30 mA siempre tienen que ser del tipo no temporizado.
Tipo temporizado (selectivo):
Para un tipo temporizado, la norma indica que el tiempo límite de no respuesta se
define a 2 I∆n,siendo 0,06 s el tiempo mínimo de no respuesta permitido.
Tabla 8.8: Características de no funcionamiento para el tipo temporizado que
tiene un límite de no respuesta de 0,06 s.
Otros tiempos límite de no respuesta recomendados por la norma son 0,1 s – 0,2
s – 0,3 s – 0,4 s – 0,5 s – 1 s.
Para estos tiempos límite de no respuesta superiores a 0,06 s el fabricante tiene
que declarar los tiempos de funcionamiento.
En el caso de que de un interruptor de característica tiempo/corriente inversa el
fabricante tiene que indicar la relación corriente diferencial residual/ tiempo de
corte.
c) Los diferenciales electrónicos asociados a interruptores son normalmente
regulables en tiempo y sensibilidad, y están sujetos a los valores anteriores,
según la norma IEC-60947-2.
Además para permitir la selectividad, la norma IEC-60364-4-41 de instalaciones
eléctricas de baja tensión definen para la protección contra contactos indirectos
los tiempos máximos de desconexión del dispositivo de protección. Admite para
circuitos de distribución (que no sean circuitos finales):
• En sistemas TT un tiempo de desconexión hasta 1 s.
• En sistemas TN este tiempo aumenta hasta 5 s.
8.9 Disparos intempestivos en los relés diferenciales
8
Determinadas perturbaciones y/o determinados vicios de instalación provocan a
veces disparos intempestivos de los dispositivos de protección diferencial. Las
causas principales de disparo pueden agruparse en dos grandes grupos:
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
270
• Disposición de cables muy asimétrica en el transformador de medida.
• Presencia de perturbaciones en la red.
La disposición muy asimétrica de cables o pletinas en un transformador de
medida diferencial, causa flujos de dispersión que provocan detección de
defecto incluso en caso de que las corrientes sumen cero. Este fenómeno es
más frecuente en tamaños grandes de transformadores de medida y puede
solventarse con la utilización de transformadores con un diámetro más grande
del necesario , procurando centrar los conductores , o puede también mejorarse
con el empleo de un accesorio en forma de tubo de hierro dulce como indica la
Fig. 8.11
Fig. 8.11.- Transformador toroidal de medida con tubo de compensación de dispersión
En cuanto al disparo por perturbaciones, podemos distinguir dos posibles causas
de dichos disparos:
• Perturbaciones que originan fuga transitoria.
• Perturbaciones que interfieren en el sistema electrónico de detección.
El primer grupo de perturbaciones causan una corriente de fuga de corta
duración a pesar de que el sistema no tiene ningún defecto permanente a tierra.
Generalmente este tipo de fugas se producen a través de los condensadores de
filtro, en modo común para perturbaciones EMI o a través de las capacidades
parásitas del propio sistema (cables enterrados o distribuidos a través de
bandejas metálicas con recorridos largos).
El segundo grupo de causas de disparo intempestivo, es decir, los disparos
producidos por interferencia del sistema electrónico de detección se evitan
utilizando relés que hayan superado las pruebas de inmunidad, según ensayos de
Compatibilidad Electromagnética, exigidos por la directiva Europea y las normas
específicas de producto (por ejemplo según norma IEC 61543 / UNE-EN61543).
La Tabla 8.9 da una serie de posibles causas de disparo intempestivo y algunos
consejos para evitar dichos disparos.
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
271
Tabla 8.9.- Posibles causas de disparo intempestivo de relés diferenciales
Causas de disparo
Posibles soluciones
A) Cables o barras muy descentrados Colocar tubo de guía para
en el transformador de medida
evitar la dispersión.
B) Presencia en la red de equipos
de tiristores conmutando por
control de fase (arrancadores
estáticos, rectificadores
controlados) causando altos dU/dt
Colocar reactancias en serie
con el equipo que interfiere.
C) Conexión por arranque
directo de grandes motores,
causando altos dU/dt
Prever arranque escalonado o
arrancador estático con reactancia
de choque a la entrada.
D) Presencia en la red de alguna
carga protegida con filtro EMI
de gran potencia (grandes
arrancadores o grandes equipos
de tiristores). Los filtros de
EMI incorporan condensadores
entre fases y tierra.
Subir el nivel de disparo del
relé diferencial en la línea que
incluye dichas cargas.
E) Presencia en la red de múltiples
cargas de pequeña potencia con
filtro EMI incorporado (balastos
electrónicos, ordenadores,
impresoras, fax, etc.). Los filtros
de EMI incorporan condensadores
entre fases y tierra.
Subdividir el consumo de la línea
en varias líneas con protección
diferencial individual.
F) Causas enumeradas en C) o
D) agravadas por la presencia
de altos niveles de armónicos
y líneas de distribución largas
y muy acopladas a tierra.
Filtrar armónicos en las cargas
o reducir su contenido con
reactancias o transformadores
de aislamiento TSA.
G) Unión entre neutro y tierra
por error en alguna parte
de la instalación.
Debe buscarse y eliminarse toda
unión de neutro a tierra que no sea
la del transformador en sistemas TT.
Subdividir la línea en varias.
8.10 Relés diferenciales de alta inmunidad a las perturbaciones
8
Una de las características más importantes de cualquier sistema de protección
es que solo debe disparar si existe realmente defecto y además debe interrumpir
solo la parte defectuosa, o el mínimo de partes no defectuosas , garantizando
por tanto una máxima continuidad de servicio. Para garantizar estas prestaciones
puede optarse por dos soluciones o por una combinación de ambas: El uso
de relés de alta inmunidad a perturbaciones y el uso de relés con reconexión
automática.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
272
8.10.1 Relés diferenciales inmunizados
Los relés diferenciales inmunizados consisten básicamente en relés que filtran las
perturbaciones de alta frecuencia y solo son sensibles a la fuga de 50 ó 60 Hz.
Este tipo de relés ignoran las fugas de alta frecuencia y por tanto pueden resultar
adecuados en el caso de cargas como variadores de frecuencia, hornos de
inducción a alta frecuencia, SAI, etc. De hecho, estos relés detectan la pérdida de
aislamiento pero son prácticamente insensibles a las fugas provocadas a través
de las capacidades parásitas.
Fig. 8.12.- Relé superinmunizado
Algunas de las características de estos diferenciales inmunizados son :
• Comportamiento de no disparo frente a perturbaciones transitorias. Tienen que
superar las pruebas de compatibilidad electromagnética que se indican en la
norma UNE EN 61543 / IEC 61543 en el caso de interruptores diferenciales, o la
IEC 947-2.
• Filtrado de corrientes armónicas y fugas de alta frecuencia, corrientes no
peligrosas.
• Medida de señales normalmente no sinusoidales. Medida de la corriente de defecto
en verdadero valor eficaz, aun con distorsiones importantes.
• Orden de desconexión a partir, por ejemplo, del 80 % del umbral de disparo
ajustado (la norma indica que tienen que disparar entre el 50 y el 100 %).
• Curvas de disparo seleccionables tipo instantáneas, selectivas o inversas.
8.10.2 Relés diferenciales con reconexión automática
8
Otra posible solución para garantizar una buena continuidad de servicio y a
la vez tener una protección contra todo tipo de fugas es la utilización de relés
inteligentes con reconexión automática. Estos relés disparan cuando existe una
fuga, pero se rearman automáticamente al cabo de unos segundos. Se intenta el
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
273
rearme varias veces y si persiste la falta a cada intento de rearme el relé queda
definitivamente desconectado. La Fig. 8.13 muestra un conjunto de relé con
reconexión automática y un interruptor con mando eléctrico.
Fig. 8.13.- Relé diferencial con reconexión automática con interruptor con mando eléctrico
La reconexión automática es una buena solución para aquel tipo de instalaciones
en que es necesario un suministro continuado de energía eléctrica sin personal
de mantenimiento:
• Instalaciones rurales
• Cámaras frigoríficas
• Alumbrado público
• Repetidores de telefonía móvil
• Cuadros de semáforos
• Iluminación túneles
• Cajeros automáticos
En todo sistema de reconexión automática hay que conocer que tipo de
protecciones hay instaladas, que protecciones pueden reconectarse y en que
condiciones.
8.11 Seguridad en centrales, parques de alta tensión y estaciones
transformadoras
8
La seguridad en instalaciones de alta tensión depende en gran medida de
que las puestas a tierra de los generadores , transformadores y herrajes sean
correctas. El reglamento de alta tensión establece la obligatoriedad de una serie
de ensayos como los de tensión de paso y contacto (véase apartado siguiente)
así como, la necesidad de efectuar revisiones periódicas de la puesta a tierra
cada 3 años como máximo. A continuación definiremos los principales ensayos
y parámetros a controlar. El tipo de instrumento a utilizar para realizar dichos
ensayos debe permitir la inyección de corrientes elevadas en la instalación de
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
274
tierra, no siendo válidos los clásicos instrumentos que comprueban resistencias
de tierras mediante la inyección de corrientes débiles.
8.11.1 Tensión de paso
Es la tensión que puede resultar aplicada entre los pies de una persona, a la
distancia de un paso, durante el funcionamiento de una instalación y en caso de
una corriente de defecto.
El motivo por el cual interesa la medida de esta tensión es el de velar por la
seguridad de una persona que pudiera estar caminando en las proximidades
del electrodo de puesta a tierra, en el momento de producirse una corriente
de defecto elevada. La medida estándar se realiza con dos electrodos de una
superficie de 200 cm2, separados 1 m, para simular los pies. El peso de cada
electrodo según norma es de 250 N (aproximadamente 25 kg)
8.11.2 Tensión de contacto
Es la tensión a la cual puede estar sometido el cuerpo humano estando en
contacto con las carcasas y las estructuras metálicas de máquinas y aparellajes
que normalmente no están bajo tensión.
El motivo por el cual interesa la medida de esta tensión es el de prevenir la
electrocución de una persona que con la mano estuviera tocando una parte
metálica de la instalación, que pudiera recibir tensión en caso de defecto de
aislamiento, teniendo por otra parte los pies en contacto con el suelo.
La Fig. 8.14 muestra el MPC-GETEST, aparato especialmente diseñado para la
medida de las tensiones de paso y contacto y para la medición de la resistencia
del terreno con corrientes elevadas.
8
seguridad en la red: Protección diferencial
Fig. 8.14.- Medidor MPC-GETEST
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
275
8.12 Medida de las tensiones de paso y contacto
La Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT-13 publicada en el BOE 183
de 1 de agosto de 1984, en su apartado 1.1. determina las tensiones máximas
de paso y contacto admisibles para instalaciones de puesta a tierra en centrales,
parques de AT y estaciones de transformación. Concretamente en los apartados
8.1 y 8.2 establece la obligatoriedad de verificar dichas tensiones de paso y de
contacto.
8.12.1 Medida de la tensión de paso
Para efectuar correctamente la medida de la tensión de paso
medidor (GETEST por ejemplo) a una distancia suficientemente
a medir (20 ó más metros), procurando no colocarlo encima de
por los electrodos que componen el tierra. La Fig. 8.15 muestra
los electrodos y de la toma de tierra auxiliar.
debe situarse el
alejada del tierra
la zona ocupada
la disposición de
Fig. 8.15.- Medida de la tensión de paso
La prueba consiste en hacer circular una corriente de defecto a través del tierra
y medir la tensión entre las dos pesas de 25 kg. Para poder inyectar la corriente
de defecto a través del tierra a medir, es necesario disponer de un electrodo
auxiliar de tierra suficientemente alejado del que se desea medir, de forma que
los gradientes de tensión que se producen alrededor de los electrodos no se
influyan mutuamente. En la práctica se aconseja una separación mínima entre el
electrodo auxiliar y el que se mide, de unos 20 metros. Esta distancia debe ser
mayor en proporción a la profundidad de la toma de tierra y a la extensión de su
zona de influencia. La resistencia del tierra auxiliar, sumada a la del tierra a medir
no debe sobrepasar el valor de 100 W.
8
Para efectuar el ensayo se inyecta una corriente de 5 A para estaciones
transformadoras (50 A, para parques de AT o centrales) a través del circuito
principal formado por el tierra a medir y el tierra auxiliar y se mide la tensión entre
las pesas de 25 kg, situadas a 1m.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
276
8.12.2 Medida de la tensión de contacto
Al igual que para la tensión de paso, para efectuar correctamente la medida de la
tensión de contacto debe situarse el medidor a una distancia de unos 20 ó más
metros del punto de medida. La Fig. 8.16 muestra la disposición de los electrodos
y de la toma de tierra auxiliar.
Fig. 8.16.- Medida de la tensión de contacto
Las pesas se colocan juntas, unidas eléctricamente mediante un cable puente
(simulan los pies de la persona que puede estar sometido a la tensión de
contacto). Se conectan a un solo borne de entrada del medidor de tensión. El
otro borne de entrada del voltímetro se conecta al PUNTO DE CONTACTO a
ensayar (parte metálica, valla, aparellaje, carcasa, etc.). La distancia entre los
dos electrodos y dicho punto de contacto, objeto de medida, es de un metro. Esta
medida debe efectuarse en cada una de las partes metálicas que contenga la
instalación, aunque estén unidas todas ellas a tierra por una red equipotencial,
ya que puede ocurrir que el tierra tenga gradientes de potencial importantes a lo
largo y ancho de todo el mallado, presentando por tanto distintas diferencias de
potencial frente a cada parte metálica.
8.12.3 Valores admisibles de las tensiones de paso y contacto
La instrucción técnica complementaria MIE-RAT-13, BOE.183 de 1-08-1984,
en su apartado 1.1 indica las tensiones de paso y de contacto admisibles para
instalaciones de puesta a tierra.
Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles según las Instrucciones
complementarias del Ministerio de Industria BOE. 291 DE 5-12-87 vienen
determinadas por las siguientes fórmulas aproximadas:
8
Vp =
10.K
tn
K
Vc = n
t
seguridad en la red: Protección diferencial
(8.1)
(8.2)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
277
Donde:
K=72 y n=1 para tiempos inferiores a 0.9 s.
K=78.5 y n=0.18 para tiempos entre 0.9 y 3 s.
t = duración de la falta, en segundos.
El reglamento establece, además que para tiempos comprendidos entre 3 y 5
segundos, la tensión de paso no debe sobrepasar los 640 V y la de contacto
los 64 V y para tiempos superiores a 5 segundos, la tensión de paso no debe
sobrepasar los 500 V y la de contacto los 50 V. La Tabla 8.7 muestra un resumen
de las tensiones máximas admisibles.
Tabla 8.10.- Máximas tensiones de paso y de contacto admisibles según
reglamento de AT.
La medición de tensiones de paso y de contacto puede resultar falseada debido
a la existencia de corrientes erráticas, vagabundas o parásitas circulantes por el
terreno. El BOE 291, de 5 de diciembre de 1987, establece la forma de corregir
las medidas en caso de que dichas corrientes erráticas sean significativas.
8.13
Medida de la resistencia de una toma de tierra
En muchos casos es necesaria la medición de la resistencia de las conexiones
a tierra, incluyendo las características del terreno donde está implantada.
Esta medida debe hacerse con corrientes relativamente altas para obtener los
resultados en condiciones reales de defecto. Para ello, se utiliza el mismo tipo
de instrumentos empleados para la medida de las tensiones de paso y contacto,
ya que estos permiten inyectar corrientes altas. Se evitan así los errores de los
medidores que funcionan con corrientes muy débiles debidos, por ejemplo, a
Tiempo
Tension paso máxima
Tension contacto máxima
Más de 5 s
500 V
50 V
De 3 a 5 s
640 V
64 V
2s
690 V
69 V
1s
785 V
78.5 V
0.9 s
800 V
80 V
0.7 s
1020 V
102 V
0.5 s
1440 V
144 V
0.2 s
8
0.1 s ó menos
3600 V
360 V
7200 V
720 V
la humedad superficial del terreno o a un cable de tierra muy afectado por la
corrosión o por una conexión defectuosa.
seguridad en la red: Protección diferencial
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
278
El método de medida consiste en hacer circular una corriente de 5 A ajustable
entre el tierra a medir y un electrodo de tierra auxiliar, separados como mínimo
20 metros. Alrededor de cada tierra aparece una zona de gradiente de potencial
y debe procurarse que las zonas de ambos tierras no se solapen. Si esto es así,
aparece en la zona mitad de distancia, entre ambas tierras, una zona neutra de
potencial cero en la cual conectaremos un electrodo de tierra auxiliar. Midiendo
la tensión entre el tierra a medir y el tierra auxiliar y dividiéndola por la corriente
inyectada obtenemos una medida real de la resistencia del tierra, incluyendo la
influencia del terreno. La Fig. 8.17 muestra un esquema del método de medida.
Fig. 8.17.- Medición de la resistencia de la toma de tierra, incluyendo la del terreno
8.14 Resumen
En este capítulo se han revisado algunos aspectos relacionados con la seguridad
en las instalaciones eléctricas. Ciertamente esta seguridad es un aspecto
importante, puesto que las instalaciones entrañan riesgos, tanto para las
personas que utilizan o manipulan dichas instalaciones, como riesgos de daños
materiales (sobre todo por incendio).
Hemos visto las formas de proteger dichos riesgos, a base de dispositivos de
protección diferencial y a base de controlar las tomas de tierra en instalaciones
de AT.
8
Hemos visto también que algunos fenómenos transitorios o algunos receptores
con filtros EMI pueden provocar disparos intempestivos, generando esto un
compromiso entre seguridad y protección por un lado y continuidad de servicio
por otro. En tales casos hemos visto que se dispone de algunas soluciones que
permiten paliar el problema. En cualquier caso la máxima final debe ser que
nunca debe sacrificarse la seguridad a cambio de ninguna otra exigencia.
seguridad en la red: Protección diferencial
9 TÉCNICAS DE COMPENSACIÓN Y FILTRADO DE
PERTURBACIONES
9.1 Introducción
En el capítulo 3 se hizo una amplia descripción de las técnicas de compensación
de energía reactiva en redes con baja distorsión por armónicos. La presencia
de armónicos y de desequilibrios, descrita en el capítulo 4, hace que la
compensación convencional a base de simples condensadores, no sea apropiada
en muchos casos a causa de los fenómenos de resonancia que ocurren en las
redes industriales y que se describirán más adelante.
En este capítulo dedicaremos la atención fundamentalmente a dos temas:
a) Compensación de energías fluctuantes en redes distorsionadas por
los armónicos. Es decir, compensación de reactiva y filtrado de dichos
armónicos.
b) Estudio de penetración de armónicos y otras perturbaciones en redes de baja
y media tensión.
En el capítulo 4 hemos descrito el origen de las perturbaciones y algunas de sus
consecuencias a nivel de sobrecargas en la red, pero no hemos descrito como se
propagan a través de la red ni como pueden evitarse los efectos de polución que
producen sobre dicha red las cargas no lineales. Este va a ser el tema central
de este capítulo, en el que intentaremos dar algunos criterios de elección de
filtros para instalaciones a nivel global. El capítulo próximo se va a dedicar más
específicamente a filtros para la compensación individual de algunas cargas,
principalmente cargas alimentadas por convertidores conectados a red a través
de un rectificador.
9.2 Modelo de la red: armónicos de tensión
9
En el capítulo 4 hemos justificado el origen de las corrientes armónicas por la
no linealidad de ciertos receptores. Cabe preguntarse ahora, como afectarán
estas corrientes a otros receptores conectados en paralelo en la misma red.
Considerando en principio sólo sistemas equilibrados, podemos razonar la
respuesta considerando que en el punto de conexión común de varios receptores,
PCC , cada fase se puede representar por un esquema unifilar equivalente como
el de la Fig. 9.1, formado por una fuente ideal de tensión senoidal (U50) , de 50
Hz (o 60 Hz en redes cuya frecuencia fundamental sea esta), entre fase y neutro
con una impedancia interna Z = R + jX .
i
i
i
Para el estudio de penetración de armónicos, utilizaremos este esquema
equivalente, pero deberemos tener en cuenta que tendremos que modificar dicho
esquema equivalente para cada una de las frecuencias armónicas que queramo
s
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
280
estudiar. Concretamente, para las frecuencias de los armónicos, la fuente de
tensión que representa la red se debe anular (cortocircuitar) y en cambio la fuente
de corriente In es la que alimenta el circuito. El cálculo de penetración consistirá
en determinar como se reparte dicha corriente en el nudo PCC.
FASE
Zi = Ri + jXi
PCC
ZL = RL + jXL
PCC
Ign
Ign
U50
(50 Hz)
Otros
abonados
In
M
3
In
Irn
Zr
NEUTRO
Fig. 9.1.- Circuito equivalente en PCC
Analizando el esquema equivalente vemos que conectadas al punto PCC se
encuentran cargas lineales representadas por la impedancia Z r y cargas no
lineales representadas en parte por Z r y en parte por la fuente de corrientes
armónicas In y que presentan una impedancia interna Z L = RL + jX L. Nótese
que Z i incluye tanto el sistema de alimentación como las cargas de otros
abonados.
En el nudo PCC habrá un reparto de corrientes armónicas entre la red y las
cargas que se podrá calcular a partir del circuito equivalente. Recordando que
la fuente U50 interviene sólo a 50 Hz y que debe sustituirse por un cortocircuito
a las frecuencias de los armónicos. La fracción de corrientes armónicas que se
derivará hacia la red vendrá dada por la ecuación (9.1)
I
gn
=I
Z
r
n Z +Z
r
i
(9.1)
La tensión de red en el punto PCC ya no será por tanto senoidal, sino que
resultará distorsionada por la caída de tensión que las corrientes armónicas
produzcan sobre la impedancia interna de la red.
Z .Z
i r
U = U − Z .I = U − I
x
50
i gn
nZ +Z
i
r
9
(9.2)
Así pues la tensión en el punto PCC contiene ciertas componentes armónicas,
tanto más cuanto mayor sea la impedancia interna de la red comparada con
la del resto de carga. Hay que recordar una vez más, que cualquiera de las
impedancias que manejamos en el cálculo de armónicos, Z i, Z L y Z r, deben
calcularse o medirse a la frecuencia de dicho armónico para aplicarlas a la
ecuación (9.2), teniendo en cuenta las observaciones que se dan a continuación.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
281
9.2.1 Observaciones importantes sobre el circuito equivalente:
• La red presentará, en general, una estructura más compleja que la que hemos
considerado, con inductancias (dispersión de transformadores) y condensadores
(compensación de reactiva), dando lugar a resonancias entre estos elementos.
El circuito equivalente de dicha red no será por tanto tan simple como lo hemos
considerado.
• De hecho, el conocimiento del circuito equivalente de la red y las cargas
es uno de los puntos clave para conocer los armónicos de tensión y a la vez
uno de los datos más difíciles de obtener. Téngase en cuenta que hay cargas
y condensadores que se conectan y se desconectan y mallas que cambian
de configuración, lo cual hace que dicho circuito equivalente sea cambiante,
debiéndose considerar al menos los valores extremos de cada una de las
impedancias.
• Las resistencias R de cualquiera de los circuitos aumentan con la frecuencia
debido al efecto de resistencia equivalente de pérdidas en el hierro y en menor
cuantía por efecto pelicular o efecto "skin".
• Las inductancias con núcleo pueden aumentar su impedancia en proporción
no lineal con la frecuencia, debido a fenómenos de saturación y pérdidas
(Recuérdese que las pérdidas en el hierro son aproximadamente proporcionales
a f 1,8).
• Los condensadores pueden no variar linealmente su impedancia con la
frecuencia debido a pérdidas en los dieléctricos y a su forma constructiva
en forma de láminas enrolladas, que hace que presenten una inductividad
parásita.
• Para conocer el valor de los armónicos de tensión en un punto cualquiera de la
red deben conocerse las impedancias de ésta y de las cargas a la frecuencia de
cada armónico y estos datos suelen ser difíciles de obtener por cálculo o a través
de modelos. Esto hace que sea difícil hacer predicciones con precisión y que el
problema completo deba abordarse en dos fases: Un diseño previo aproximado,
mediciones con un analizador de red y reajuste del diseño final.
• Existen programas de simulación para modelar de forma más precisa el
comportamiento de la red, como los basados en EMTP [1] o los basados en
Matlab – Simulink utilizando la librería Power Systems Toolbox [2]
• Obsérvese que como consecuencia de los distintos valores de impedancia a
cada frecuencia, el espectro de armónicos de tensión en un determinado punto de
la red puede resultar muy distinto del espectro de corrientes armónicas generadas
por las cargas no lineales de la red. Esta diferencia puede ser especialmente
importante si aparecen resonancias paralelo a alguna de las frecuencias de los
armónicos, tal como se verá a continuación.
9
9.3 Resonancias en las instalaciones industriales
En la figura 9.2 hemos representado el esquema unifilar y el equivalente de
una red industrial con estación transformadora propia. En dicho esquema
aparecen una bobina y un condensador en paralelo. Según el apartado 2.14,
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
282
en este tipo de circuitos y a determinadas frecuencias puede producirse una
resonancia en paralelo. Así pues, en la citada instalación puede presentarse
dicha resonancia y como se ha visto en el citado apartado 2.14, esto podría
generar fuertes sobrecargas, tanto en la batería de condensadores como en el
propio transformador.
Es posible también que se produzcan resonancias serie si el origen de los
armónicos es la red de media tensión, no obstante estos casos no los trataremos
en detalle, por cuanto requieren modelos de simulación de redes más potentes
que los que venimos utilizando en este texto.
En lo que sigue daremos algunos ejemplos de cálculo de los parámetros
en circuitos equivalentes simples y mostraremos los posibles efectos de la
resonancia en los mismos.
9.3.1 Cálculos aproximados de resonancia paralelo en caso de carga débil
Consideremos nuevamente un esquema unifilar equivalente parecido al que se
propuso como esquema tipo en el apartado 2.14. Para situaciones en que la
carga es muy débil (Rp y XQ de valor elevado), puede darse una resonancia en
paralelo entre la reactancia del transformador, Xt en paralelo con la propia de
la carga XQ, y el condensador de compensación de reactiva, XC (consideramos
XCC<< Xt).
Scc =
˜∞
Xt Transformador
S (kVA)
Up / Us
ucc
Xcc =
˜0
XC
RP
XQ
In
M
P y Q equipos
RED
con y sin distorsión
Equipos con Baterías de
Equipos sin
Distorsión
condensadores Distorsión
Distorsión
Baterías de
P1 (kW)
QC (kvar)
P2 (kW)
Armónicos
condensadores
Q1 (kvar)
Q2 (kvar)
Fig. 9.2.- Circuito equivalente y posible resonancia en
una red con compensación de reactiva.
9
El valor X tω (reactancia a la frecuencia fundamental (50 Hz ó 60 Hz) puede
calcularse según se indicó en (2.44) , aunque generalmente se supone que en
vacío la parte resistiva de la impedancia del transformador es despreciable con
lo que Xtω vendría dada por (9.3) , que se deduce directamente de (2.48). El
valor de XCω, también a frecuencia fundamental, viene dado por (9.4) y la relación
entre la frecuencia de resonancia y la fundamental puede calcularse a partir de
las ecuaciones anteriores, según la ecuación (9.5).
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
X
X
t

U2
c
U 2 .u
 c cc
S cc
100 .S
%
(9.3)
U2
C
R
 c
Q
= X
C
283
(9.4)
/X
t
= Scc / Q
(9.5)
donde Scc es la potencia de cortocircuito del transformador (ver capítulo 2) y
Q la potencia reactiva de la batería de condensadores.
En caso de que ωR / ω coincida con el orden de algún armónico generado por el
equipo perturbador, se presentarían fuertes sobreintensidades en la batería de
condensadores y en el transformador debidas a la resonancia, tal como se dijo
en el apartado 2.14.2. La protección de este tipo de sobreintensidades merece
una atención especial y se discutirá en un apartado posterior.
Ejemplo: Supóngase un transformador de S = 1000 kV·A con una tensión
porcentual de cortocircuito ucc% = 5%. Supóngase que para compensar reactiva
se colocase una batería de Q = 800 kvar. La frecuencia a la cual podría entrar
en resonancia, si se conecta la batería completa, sería de:
S
cc
R
=
100.S 100.000
=
= 20.000 kVA
5
u %
cc
= S
cc
/Q=
20000
=5;
800
f R = 5.50 Hz = 250 Hz
Vemos que la resonancia se produce justo en el 5° armónico, que suele ser uno
de los característicos. Pero normalmente la batería conectará por escalones, por
lo cual el peligro de resonancia existe a otras frecuencias. Por ejemplo, si sólo se
encuentran conectados 400 kvar de la batería y repetimos el cálculo , se obtiene
una resonancia próxima al 7° armónico , que es otro de los más significativos que
suelen aparecer en las redes industriales.
R
= S
cc
/Q=
20000
= 7 ,07 ;
400
f R = 7 ,07.50 Hz = 353 Hz
9.3.2 Casos prácticos de resonancia paralelo
9
En el apartado anterior hemos supuesto una situación algo anómala en que la
resonancia se producía si los condensadores estaban conectados incluso en
ausencia de carga. Esto sólo puede ocurrir en caso de una mala regulación de
la compensación de reactiva o en situaciones transitorias. En casos prácticos
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
284
lo que suele ocurrir es que la red alimenta, de forma permanente, cargas que
tienen un factor de potencia muy bajo, tal es el caso en accionamientos donde
hay motores que van arrastrados y por tanto devuelven potencia activa a la
red, pero en cambio consumen potencia reactiva o el caso de instalaciones con
cogeneración con máquinas asíncronas. Un ejemplo es el que muestra la figura
9.3.a, cuyo circuito equivalente se ha representado en la figura 9.3.b.
S, Xcc
ucc%
Qtot
In
In
Xeq
+Q1
XC
RP
In
Qc
M
M
+Q2
Ptot
Estiraje
+P2 , +Q2
Freno
-P1 , +Q1
+P2
-P1
Diagrama Vectorial
a) Accionamiento
Batería de
condensadores
Transformador +
reactiva cargas
Distorsión
Armónicos
P activa total
b) Circuito equivalente
Fig. 9.3.- Accionamiento con bajo factor de potencia, propenso a resonancia
En conjunto la instalación de la figura 9.3 tendría una potencia activa muy baja y
en cambio una potencia reactiva muy alta. La parte inductiva proviene, por tanto,
de la Xt en paralelo con una XQ debida a la reactiva consumida por las cargas. Rp,
por otro lado, es la resistencia equivalente debida a la potencia activa consumida.
Los cálculos de una y otra se dan en las ecuaciones siguientes.
X
t
X
Q
X
eq
U 2 U 2 .u %
= c = c cc
S
100.S
cc
U2
= c
Q
=
X
X
t
(9.7)
t
.X
Q
+X
Q
U2
R = c
P
P
9
X
C
(9.6)
U2
= c
Q
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
(9.8)
(9.9)
(9.10)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
285
La impedancia equivalente vista por la fuente de armónicos es:
Z
n
=
nX
R2( 1 − n2 X
eq
R
(9.11)
Y )2 + n 2 X 2
eq C
eq
Obsérvese que se trata de un circuito L-C paralelo, donde Rp tiene un papel de
amortiguación. Por tanto, cuanto mayor sea la potencia activa consumida (menor
valor de Rp) más amortiguado es el circuito y la resonancia no es tan fuerte, pero
aún así, pueden darse situaciones con resonancias amortiguadas que generan
fuertes oscilaciones en el sistema. Un ejemplo práctico de resonancia podemos
verlo en la figura 9.4. En la Fig. 9.4.a vemos las formas de onda del sistema
cuando no se conecta la batería de condensadores de compensación de factor
de potencia. Cuando se van conectando pasos y próximo al cos = 1 se produce
una resonancia a la frecuencia del armónico 11, tal como puede verse en la
Fig.9.4.b y en la tabla 9.1.
FORMA DE ONDA (resonancia.STD)
13/02/2007 16:37:36
Vn F1: 227 (V)
THD: 2.6 %
Máx: 324 (V)
Mín: -323 (V)
Vn F3: 228 (V)
THD: 2.6 %
Máx: 325 (V)
Mín: -322 (V)
Vn F2: 226 (V)
THD: 2.2 %
Máx: 323 (V)
Mín: -321 (V)
0.0
0.0
In F1: 316.698 (A)
THD: 6.6 %
Máx: 467.600 (A)
Mín: -468.800 (A)
Act: -288 (V)
In F2: 352.829 (A)
THD: 7.9 %
Máx: 520.800 (A)
Mín: -513.200 (A)
In F3: 344.409 (A)
THD: 5.6 %
Máx: 496.800 (A)
Mín: -504.400 (A)
Máx: 324 (V)
Mín: -323 (V)
a) Tensiones y corrientes sin la batería de condensadores
FORMA DE ONDA (resonancia.STD)
13/02/2007 16:40:16
Vn F1: 229 (V)
THD: 17.3 %
Máx: 365 (V)
Mín: -377 (V)
Vn F3: 230 (V)
THD: 22.8 %
Máx: 395 (V)
Mín: -389 (V)
Vn F2: 229 (V)
THD: 20.5 %
Máx: 393 (V)
Mín: -373 (V)
0.0
0.0
In F1: 212.417 (A)
THD: 81.9 %
Máx: 729.600 (A)
Mín: -768.400 (A)
In F3: 123.567 (A)
THD: 85.9 %
Máx: 454.000 (A)
Mín: -440.000 (A)
Máx: 365 (V)
Act: -193 (V)
9
In F2: 127.931 (A)
THD: 83.9 %
Máx: 456.400 (A)
Mín: -372.000 (A)
Mín: -377 (V)
b) Tensiones y corrientes con la batería de condensadores
Fig. 9.4.- Tensión y corriente en una instalación con bajo consumo de potencia
activa. Provoca resonancia al armónico 11 al conectar el equipo de compensación
(Medida efectuada con AR.5 de CIRCUTOR y software POWERVISION)
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
286
Tabla 9.1.- Valores numéricos de los armónicos correspondientes a la Fig. 9.4.b, fase 1.
Tabla de armónicos fase 1 (resonancia.STD)
Fecha 13/02/2007 16:40:16
Tensión fase 1
Corriente fase 1
Vrms (V):232
THD (%):17.3
Irms (A):369957.275
Fundamental (V):229
Desfase (º):0.0
Fundamental (A):212.417
THD (%):81.9
Desfase (º):315.8
Armónico
Amplitud (%)
Desfase (º)
Armónico
Amplitud (%)
Desfase (º)
2(+)
0.065
239.1
2(+)
1.239
323.2
3(-)
0.213
358.4
3(-)
0.730
55.5
4(+)
0.200
275.9
4(+)
1.147
240.1
5(-)
0.383
353.1
5(-)
0.862
88.3
6(+)
0.271
195.6
6(+)
2.608
192.4
7(-)
0.206
16.8
7(-)
2.788
61.0
8(+)
2.341
169.1
8(+)
10.396
244.7
32.4
9(-)
1.620
285.5
9(-)
10.787
10(-)
4.616
243.0
10(-)
32.169
49.7
11(+)
16.609
48.1
11(+)
137.115
257.4
12(-)
0.417
172.9
12(-)
3.372
66.4
13(+)
1.281
268.6
13(+)
13.477
212.3
14(+)
0.269
127.4
14(+)
1.857
108.1
15(-)
0.503
279.7
15(-)
2.594
290.9
16(+)
0.338
34.8
16(+)
1.737
107.5
9.3.3 Casos prácticos de resonancia serie
Puede darse el caso de instalaciones con transformador y una determinada
compensación de reactiva fija en el secundario del mismo. Esta situación,
representada en la figura 9.5 , puede dar lugar a resonancia serie entre la Xt
del transformador y XC del condensador si la tensión en el lado de alta presenta
armónicos significativos.
Obsérvese que la frecuencia de resonancia en el caso ideal puede calcularse por
la misma ecuación 9.5. No obstante es mucho más difícil de predecir este tipo de
resonancias, puesto que no se dispone habitualmente de valores que permitan
modelar la red de AT con todos sus transformadores y líneas. En cualquier caso
para evitar este tipo de resonancias se recomienda el empleo de filtros de
rechazo, según norma IEC-61.642, que se describen a continuación.
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
In
TR1
Un
287
AT
TR2
In
BT
C
M
Sin cargas
Condensadores
fijos
Transformador TR2
Xt
~0
Xcc =
Un
XC
Condensadores
fijos
Fig. 9.5.- Resonancia serie debida a la presencia de armónicos en AT
9.3.4 Solución a los problemas de resonancia
La solución práctica, tanto para el caso de resonancia paralelo, como para
resonancia serie, recomendada por la norma EN-61642, es utilizar filtros
desintonizados, también llamados de rechazo. Esto consiste en incorporar
reactancias en serie con cada uno de los condensadores, formando un conjunto
L-C serie cuya frecuencia de resonancia sea inferior y esté suficientemente
alejada de la del armónico que origina la perturbación.
9
En algunos manuales o catálogos de condensadores se propone como solución
el empleo de condensadores que se denominan erróneamente resistentes a
armónicos. Esta solución es ineficaz y no evita la resonancia a menos que se
incrementen significativamente las pérdidas de los condensadores, es decir,
a menos que se utilicen condensadores con una gran resistencia de pérdidas
Rs (ver apartado 2.14, Fig. 2.31). En tal caso el aumento de pérdidas provoca
grandes calentamientos y anula los beneficios de la compensación. La solución
ideal, según la norma EN-61642 es el empleo de filtros como los que se describen
en el apartado siguiente.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
288
9.4 Filtros
La mayor parte de los problemas de perturbaciones que hemos indicado
anteriormente pueden ser corregidos mediante filtros. Lógicamente, cada tipo
de problema requiere un estudio de las cargas que pueden ser el origen de las
perturbaciones y, en la medida de lo posible, mediciones de corrientes y tensiones
con análisis de armónicos para poder elegir el filtro adecuado. La tabla 9.2 da un
resumen de las posibles soluciones a distintos tipos de problemas que pueden
presentarse en las redes industriales.
Tabla 9.2 - Tipos de filtros y su aplicación
PROBLEMA
TIPO DE FILTRO
Corrección de problemas de resonancia
en equipos de corrección de FP
Filtros de rechazo o "desintonizados"
Absorción de armónicos para reducir el
THD de la instalación.
Filtros de absorción parcial, tipo FAR-Q o de
absorción sintonizados, tipo FAR-H
Filtros activos AF y APF
Corriente de línea de convertidores con
alto contenido de armónicos
Reactancias en serie con la entrada de red
Filtros LCL
Reactancias en el lado de continua.
Perturbaciones EMI en la red de
convertidores CA/CC y CA/CA con
modulación PWM
Filtros EMI en el lado de red
Perturbaciones EMI en el lado de carga Filtros du/dt en el lado de carga
de convertidores CC/CA y CA/CA con Filtros “Sinus” en el lado de carga
modulación PWM
Rechazo de frecuencias de telecontrol.
Filtros de rechazo de banda
9.5 Filtros de rechazo o desintonizados
El objetivo del filtro de rechazo es evitar la amplificación de armónicos
causada por las resonancias entre transformador y condensadores y evitar
la sobrecarga de armónicos en las baterías de condensadores. En realidad,
debería utilizarse un filtro de rechazo en lugar de una batería de condensadores
convencional, siempre que el THD de la tensión de red supere un 2,5 a 3%.
9
El filtro está compuesto de varias ramas L-C con una configuración como
la indicada en el unifilar de la figura 9.6. (Tantas ramas como sean necesarias
para compensar la energía reactiva de la instalación). Las citadas ramas se
podrán conectar y desconectar en función de la demanda de compensación
del factor de potencia. Así pues se trata de un sistema cuya principal función
es la corrección del cos y que incorpora las reactancias en serie con los
condensadores para evitar las resonancias
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
RED
289
CARGAS
Regulador
de FP
C1
C2
Ci
Cn
Fig. 9.6.- Configuración de
un filtro de rechazo
Fig. 9.7.- Filtro de rechazo FR
de 480 kvar (CIRCUTOR, SA)
Los filtros de rechazo se especifican haciendo referencia al llamado factor de
sobretensión, p% , que da la relación entre la tensión de la reactancia y la del
condensador y fija la frecuencia propia de resonancia del conjunto, según la
siguiente ecuación.
p% = 100.

UL
= 100.
UC

R



2
(9.12)
La colocación de filtros de rechazo en una determinada instalación, hace que baje
la impedancia equivalente en el punto de conexión a la red, PCC, con lo cual, si
la impedancia de cortocircuito de la propia red es ya razonablemente baja, se
reducen los armónicos de tensión en dicho punto.
9.5.1 Elección de un filtro de rechazo
La elección de un filtro de rechazo se hace en base a la potencia reactiva
necesaria. Así pues, el dato clave para elegirlo son los kvar necesarios en la
instalación, calculados con los mismos criterios que se dieron en el capítulo 3.
9
En cuanto a la elección del factor p% del filtro, lo más frecuente en redes
industriales trifásicas es que el armónico dominante sea el 5°, por lo que se
suelen elegir filtros con p=7%, (resonancia del filtro a 189 Hz para red de
50 Hz o 226,7 Hz para red de 60 Hz) . En caso de redes con fuerte presencia de
cargas monofásicas, los filtros de 7% pueden no impedir totalmente la resonancia
y pueden amplificar el tercer armónico. En tal caso la propia norma IEC-61642
aconseja elegir frecuencias propias más bajas. Lo típico es elegir filtros de
p=14% (resonancia del filtro a 133,6 Hz para red de 50 Hz y 160,3 Hz para red de
60 Hz)
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
290
Téngase en cuenta, en el caso de redes alimentadas por generadores aislados
(grupos electrógenos) con valores de Xcc muy altos (de 10% a 15%) , llamadas
redes blandas, que la colocación de filtros de rechazo puede causar sobrecargas
en el filtro, que tiende a absorber cantidades muy significativas de armónicos. En
tal caso es mejor dimensionar el filtro como filtro de absorción o hacer un diseño
especial del filtro. En cualquier caso el filtro de rechazo continúa impidiendo la
resonancia y mejora sensiblemente la impedancia en el embarrado general.
9.6 Filtros de absorción parcial FAR-Q
Los filtros de absorción parcial, tipo FAR-Q, son filtros regulados por escalones,
formados por varios pasos LC compuestos cada uno de dos partes, una
preparada para absorber armónico 5º y otra preparada para absorber armónico
7º. El propósito principal de los filtros FAR-Q es compensar la energía reactiva, y
se controlan con un regulador de energía reactiva normal, con ciertas funciones
especiales de control para evitar resonancias. Estas funciones son exclusivas
de algunos reguladores avanzados, como es el caso del computer PLUS de
CIRCUTOR. Los condensadores de una FAR-Q están sobredimensionados para
que, aparte de la corriente reactiva, puedan absorber armónicos de orden 5 y
7.
Cada paso de estos filtros consiste en dos grupos LC, que se maniobran
simultáneamente, uno para absorber corriente del 5º armónico y otro para
absorber corriente del 7º. Las proporciones de corriente de cada uno se diseñan
para adaptarse a los convertidores más estándar de 6 pulsos, aunque pueden
hacerse diseños especiales adaptados a otros tipos de cargas. Obsérvese que
la sintonía de los grupos LC no puede hacerse de cualquier forma, sino que
deben respetarse ciertas proporciones de absorción de 5º y de 7º armónico. De
esta forma se evitan posibles resonancias que podrían ocurrir si la proporción de
filtrado de 7º fuese superior a la de 5º.
Los filtros del tipo FAR-Q pueden estar gobernados también por tiristores con
un regulador de tipo computer+ F. Las funciones de inteligencia anti-resonancia
del computer+ permiten evitar las resonancias, ya que en caso de intentar
producirse el regulador limitaría el número de pasos que se conectan y dispararía
una alarma
El esquema de principio de un paso de un filtro FAR-Q en ejecución con
contactores es como los que muestra la fig 9.8.
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
291
AF1
V1
U1
W1
U1
V1
W1
L1
C1
6 bornes
L2
U2
V2
W2
U2
V2
W2
U11
V11
W11
U12
V12
W12
a) Tipos estándar a 400V/50Hz, conexión triángulo
AF1
U1
V1
W1
U1
V1
W1
L1
C1
6 bornes
L2
U2
V2
W2
U2
V2
W2
U11
V11
W11
U12
V12
W12
b) Tipos estándar para 480V/60Hz, conexión estrella
Fig. 9.8 .- Esquema de un paso de FAR-Q
9.7 Filtros de absorción
9
Los filtros de absorción pretenden derivar una parte importante de la corriente
de armónicos generada por una determinada carga hacia el filtro de forma que
ésta no vaya hacia la red y no afecte a otras cargas vecinas. Habitualmente se
colocan en el lado de baja tensión o en cualquier caso lo más próximos posible
a las cargas que generan gran cantidad de armónicos. Podemos distinguir dos
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
292
tipos de filtros, los pasivos, formados por varias ramas L-C y los activos basados
en onduladores electrónicos. En este apartado nos centraremos en los pasivos.
9.7.1 Filtros pasivos de absorción
Constructivamente los filtros pasivos de absorción son similares a los de rechazo.
Están formados por varias ramas L-C, de forma que una o varias de ellas
forman un grupo dedicado a filtrar un determinado armónico. Los valores de L y C
están dimensionados según la corriente armónica que deban absorber. Los pasos
normalizados disponen de condensadores sobredimensionados, normalmente
conectados en estrella, para tener un margen suficiente de seguridad en cuanto a
corriente que éstos pueden absorber. La reactancia correspondiente de cada paso
se calcula para que la frecuencia de resonancia del LC serie sea la deseada.
En general, los pasos de un filtro pasivo de absorción no pueden conectarse y
desconectarse parcialmente de forma indiscriminada. Por otro lado cada uno
de dichos pasos aporta una compensación permanente de energía reactiva de
signo capacitivo a la frecuencia fundamental. Algunas veces esto provoca sobrecompensación del cos , sobre todo cuando la instalación va relativamente
descargada, pero hay mucha demanda de filtrado. Para evitar esto se deben
desconectar grupos L-C cuando baja el nivel de carga, pero debe tenerse en
cuenta que los primeros pasos a desconectar deben ser siempre los pasos que
filtran los armónicos de orden más alto. Por ello, la regulación de estos filtros
debe hacerse con reguladores inteligentes, que dispongan de programa lineal.
(Programa lineal significa conexión y desconexión LIFO, que significa “Last in
first out” , el último en entrar es el primero en salir. No sirve para estos casos el
programa FCP).
Como ejemplo de regulador inteligente tenemos el computer+, que dispone de
dicho programa de conexión lineal y que además protege el filtro, pues permite
detectar sobrecargas de armónicos en los distintos pasos LC.
Los filtros de absorción pueden también controlarse de forma sencilla,
simplemente por el nivel de corriente de la carga. En tal caso el controlador
puede ser un relé de corriente tipo CVM o similar.
9.7.2 Reactancia serie para filtros de absorción
Para que el filtro de absorción sea efectivo debe estar separado del resto de
cargas por una reactancia de choque cuya impedancia a los armónicos Zchoque ha
de ser muy superior a la del filtro Zfiltro. (Ver figuras 9.9 y 9.10).
9
La reactancia serie, en caso de aplicar un filtro de absorción a una configuración
como la de la fig. 9.9, se dimensiona para la corriente máxima previsible y para
una caída de tensión, a la frecuencia fundamental, en torno al 4%. En el caso
de filtros aplicados a centros de transformación, fig. 9.10, no hace falta colocar la
reactancia ya que el propio transformador hace el papel de la Zchoque.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
293
TRANSFORMADOR
Ilimpia
Ilimpia
Ilimpia
OTROS ABONADOS
Ilimpia
ZCHOQUE
Iarmónicos
OTRAS CARGAS
Zfiltro
CARGA A
FILTRAR
FILTRO DE
ABSORCIÓN
M
Fig. 9.9.- Filtro de absorción para una sección de BT, separada
del resto de cargas por una reactancia de choque
TRANSFORMADOR
ZCHOQUE
Iarmónicos
Zfiltro
CARGA A
FILTRAR
M
OTROS ABONADOS
FILTRO DE
ABSORCIÓN
Fig. 9.10.- Filtro de absorción para un centro de transformación,
separado del resto de cargas por el propio transformador
9.7.3 ¿Dónde debe aplicarse un filtro de absorción?
9
Un filtro de absorción no puede aplicarse a cualquier instalación de forma
indiscriminada. Unas veces esto no es posible técnicamente si la impedancia
propia de la red es ya muy alta y no es posible añadir el choque adicional en serie
que hemos mencionado en el apartado 9.7.2. Otras veces el filtro de absorción
no es interesante económicamente, sobre todo para pequeñas potencias de
carga. Para pensar en aplicar un filtro de absorción debe tratarse de filtrar una
carga de potencia considerable. No es interesante filtrar cargas de muy pocos
amperios, ya que difícilmente causan perturbaciones importantes sobre otras
cargas vecinas y proporcionalmente a su potencia tienen un coste elevado. En
cambio el filtro de absorción pasivo suele ser una buena solución para centros
de transformación cargados principalmente con convertidores electrónicos
(generalmente rectificadores de 6 pulsos).
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
294
9.7.4 Elección de un filtro de absorción en BT
Los filtros de absorción se podrán componer de varios grupos L-C, uno para
cada armónico a filtrar. A su vez cada grupo puede fraccionarse en grupos L-C
más pequeños, generalmente llamados “pasos” Cada paso se caracteriza por
dos parámetros: Orden del armónico a filtrar (5, 7, 11, etc.) y corriente máxima
de armónico que es capaz de admitir.
Un filtro de absorción debe dimensionarse para la corriente total a filtrar de cada
uno de los armónicos. Generalmente se filtran sólo armónicos impares.
No pueden filtrarse armónicos impares de orden alto sin filtrar los impares de
orden más bajo, aunque parezcan no existir. Habitualmente los armónicos de
orden alto tienen valores más bajos que los de orden bajo. Por ello, lo habitual
es dedicar más pasos al filtrado de los armónicos de orden bajo y menos a los
de orden alto.
La figura 9.11 muestra la impedancia en función de la frecuencia de un paso
sintonizado al 5° armónico, y la figura 9.12, la impedancia global de un filtro con
pasos de 5°, 7° y 11° armónico. Obsérvese que a la frecuencia de cada uno de
los pasos, la impedancia pasa por un mínimo, pero entre cada una de dichas
frecuencias se produce un máximo de impedancia. Este hecho es el que impide
desconectar un determinado grupo de un armónico intermedio (por ejemplo el
de 7° armónico) teniendo conectados uno anterior y uno posterior (por ejemplo
para el 5° y el 11°).
Z (dB/Ohm)
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
-60
-70
-80
100
1000
frecuencia (Hz)
Fig. 9.11.-Respuesta en frecuencias de un paso n=5
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Z (dB/Ohm)
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
-60
100
295
1000
frecuencia (Hz)
Fig. 9.12.- Respuesta en frecuencia de un filtro de absorción
típico de tres grupos con n=5, n=7, n=11
9.7.5 ¿Cómo elegir los pasos?:
Los pasos de un equipo de absorción se eligen por la corriente que se desea
filtrar. Para cada armónico, deberán colocarse tantos pasos (todos iguales) como
sean necesarios para que la corriente total admisible sea mayor o igual a la
corriente total de dicho armónico a filtrar en el peor caso.
En general, se dispone de algunos pasos estándar y en caso de necesitar
corrientes superiores se pueden poner en paralelo varios grupos sintonizados al
mismo armónico. Así por ejemplo, la tabla 9.3 muestra los equipos disponibles
de la serie FAR-H de CIRCUTOR. Obsérvese que básicamente se utilizan dos
tipos de pasos:
• Pasos que permiten absorber 33 A de armónico y dan unos 17 kvar de
compensación a la frecuencia fundamental.
• Pasos que permiten absorber 80 A de armónico y dan unos 40 kvar de
compensación a la frecuencia fundamental.
De los párrafos anteriores se deduce que: aparte de su función de filtrado,
un filtro de absorción aporta siempre una potencia reactiva a la frecuencia
fundamental, del orden de 0,5 kvar por cada amperio de corriente filtrada (a
400 V, 50 Hz). Dado que la potencia reactiva y el nivel de armónicos no tienen
porque ir directamente ligados, puede darse el caso de que para satisfacer las
necesidades de filtrado se tenga una sobre-compensación. Esta situación debe
evitarse programando la alarma correspondiente en el regulador.
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
296
Tabla 9.3 - Filtros estándar tipo FAR-H
Nota: Debe indicarse cuántos pasos se dedican a filtrar cada armónico
FAR-H -AP57 400 V / 50 Hz
5º
7º
(A)
(A)
33
Composición
kvar
IRMS
Tipo
33
33(5º) + 33(7º)
34
68
FAR5-HP-AP57-66-400
66
33
33(5º) + (33(5º) + 33(7º))
51
90
FAR5-HP-AP57-99-400
66
66
2 x (33(5º) + 33(7º))
68
115
FAR5-HP-AP57-132-400
99
66
33(5º) + 2 x (33(5º) + 33(7º))
85
146
FAR5-HP-AP57-165-400
99
99
3 x (33(5º) + 33(7º))
102
173
FAR5-H6-AP57-198-400
132
99
33(5º) + 3 x (33(5º) + 33(7º))
119
203
FAR5-H8-AP57-231-400
132
132
4 x (33(5º) + 33(7º))
136
231
FAR5-H8-AP57-264-400
160
160
2 x (80(5º) + 80(7º))
164
279
FAR5-H6-AP57-320-400
240
160
80(5º) + 2 x (80(5º) + 80(7º))
205
354
FAR5-H6-AP57-400-400
FAR5-H6-AP57-480-400
240
240
3 x (80(5º) + 80(7º))
246
419
320
240
80(5º) + 3 x (80(5º) + 80(7º))
287
492
FAR5-H8-AP57-560-400
320
320
4 x (80(5º) + 80(7º))
328
559
FAR5-H8-AP57-640-400
9.7.6 Ejemplo de elección de un filtro de absorción
Supóngase el caso de un variador de velocidad de un motor que consume
500 A, conectado a una red de 400 V, 50 Hz y que genera los siguientes
armónicos: 28% de 5º; 16% de 7º, 9% de 11º y cantidades inferiores al 5% de
armónicos de orden superior.
Cálculo de corrientes de armónicos:
Tabla 9.4 - Corrientes a filtrar
9
ARMÓNICO
% ITOTAL
I ARMÓNICO
5º
28% de 500 A
140 A
7º
16% de 500 A
80 A
11º
9% de 500 A
45 A
Según puede verse en la tabla de tipos 9.3, se dispone de pasos que pueden
filtrar 80 A cada uno, no importa, de momento, de qué orden de armónico se
trate. Entonces, dividiendo los 140 A de 5º por 80 y redondeando por exceso da
2 pasos para el 5º armónico. El 7º da 80 A , puede aceptarse un solo paso (está
en el límite) y para los 45 A de 11º pondremos otro paso. Así pues el filtro a elegir
sería un filtro que tendría la configuración que indicamos en la Tabla 9.5
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
297
Tabla 9 5. - Configuración del filtro
Armónico
Corriente
5º
140 A
7º
80 A
11º
45 A
REACTIVA TOTAL
Nº de pasos
2
1
1
Corriente máx.
160 A
80 A
80 A
Reactiva
80 kvar
40 kvar
40 kvar
160 kvar
A partir de estos datos, debemos elegir un filtro, que de hecho no está en tabla
de tipos 9.3, pero que podemos configurar con 4 pasos de 80 A. El tipo sería
FAR5-H6-400-4x80. Deberá indicarse además que la configuración deseada es
2 pasos para 5ª armónico, 1 paso para 7º y 1 paso para 11º.
9.8 Armónicos múltiplos de 3
Es frecuente encontrar instalaciones con multitud de receptores monofásicos
con rectificador de entrada. Tal es el caso de edificios de oficinas, bancos,
estudios de televisión etc., donde se conectan luminarias, equipos informáticos,
cámaras, terminales, fax, etc. Actualmente existen muchos receptores que
rectifican la tensión de red para obtener tensión continua y luego ésta se ondula
a diferente tensión o frecuencia. Empezando por los fluorescentes que usan
reactancias electrónicas, los sistemas de alimentación de lámparas de descarga y
finalizando por todo tipo de equipos electrónicos, es cada vez más frecuente que
los receptores monofásicos generen armónicos. Las instalaciones con este tipo
de receptores presentan una problemática peculiar, ya que se generan armónicos
de orden tres y sus múltiplos, que aparecen sumados en el conductor neutro
en forma de corriente homopolar, tal como muestra la figura 9.13 (Ver apartado
2.10).
50 Hz y armónicos con n ≠ k.3
Transformador de distribución
L1
armónicos con n = k.3
220 V fase - neutro
L2
L3
N
9
PE
Fig. 9.13.- Suma de corrientes de orden tres y múltiplos, en el conductor neutro
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
298
En las citadas instalaciones puede darse el caso paradójico de que la corriente
en el neutro sea incluso superior a la de las fases, incluso en el caso de
un reparto perfecto de cargas entre las tres fases. Esto suele ocasionar
disparos intempestivos de dispositivos de protección magnetotérmicos y
sobrecalentamiento del conductor neutro de dichas instalaciones. La figura 6.19
muestra una medida típica en una fase de una de estas instalaciones. Puede
observarse la elevada proporción de tercer armónico en la corriente.
Tensión F1: 225 (V)
THD: 2.08%
311
0
-311
Vrms: 226 (V)
THD: 2.08%
2 0.09%
3 1.17%
4 0.05%
5 1.52%
6 0.04%
7 0.63%
8 0.04%
V1: 225 (V)
9
10
11
12
13
14
15
0.27%
0.03%
0.26%
0.09%
0.18%
0.06%
0.19%
Corriente F1: 108 (A)
THD: 35.43%
208
0
-211
Irms: 116 (A) I1: 108 (A)
THD: 35.43%
9 0.11%
2 1.26%
10 0.11%
3 37.74%
11 0.24%
4 0.69%
12 0.08%
5 2.84%
13 0.02%
6 0.23%
14 0.16%
7 0.85%
15 0.21%
8 0.18%
Fig. 9.14.- Tensión y corriente en una instalación con alto contenido de 3r armónico
Con un filtro de absorción, como los descritos en el apartado anterior, se pueden
filtrar los armónicos característicos generados por cargas trifásicas equilibradas
(5º, 7º, 11º, etc.). No obstante estos filtros no son muy recomendables para
filtrado del tercer armónico , ya que su origen, aparte de las cargas monofásicas,
puede ser la saturación de algún transformador de alimentación y el hecho
de filtrarlo supondría un cortocircuito a la frecuencia de dicho armónico ,
empeorando por tanto la situación. La eliminación de armónicos múltiplos de tres
se suele llevar a cabo mediante transformadores de aislamiento en conexión D-y,
conocidos como transformadores “D-y separadores”, también mediante filtros de
bloqueo, o mediante transformadores en conexión zig-zag.
9.9 Transformadores D-y separadores
CIRCUTOR dispone, por ejemplo, de los filtros TSA formados por un
transformador separador D-y con un filtro adicional que amortigua el quinto
armónico. Un esquema de principio puede verse en la figura 9.15.
220 V fase - fase
L1
L2
L3
N
FILTRO
NC
PE
9
TSA transformador de aislamiento
(impedancia infinita a los armónicos k.3)
Fig. 9.15.- Esquema de principio de un transformador separador D-y
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
299
9.9.1 Emplazamiento y cálculo de potencia
Es importante que el separador D-y esté ubicado lo más próximo posible a
las cargas, por lo que no se recomiendan filtros centralizados para potencias
grandes, sino más bien filtros de menor potencia próximos a los centros de
consumo en monofásico.
En cuanto a su dimensionado, los transformadores D-y vienen caracterizados por
su potencia en kVA. Para conocer la corriente que son capaces de suministrar,
debe aplicarse un factor de corrección que depende del factor de potencia de la
carga , incluyendo los armónicos.
Para ilustrar el cálculo tomaremos como ejemplo un transformador separador
TSA de CIRCUTOR. Para calcular la potencia nominal conociendo la corriente
fundamental y los porcentajes de armónicos previstos debe aplicarse la siguiente
fórmula:
S= 3 U
%I
n
n )2 = 3 U I FS
∑ (n
C 1
C 1
100
n=1
I
(9.13)
Donde UC es la tensión entre fases de secundario (habitualmente 230 V) ,
I 1 es la corriente fundamental , n es el orden del armónico, %In es el % de
armónico n (Incluyendo los múltiplos de 3 que se van a filtrar) y FS es el factor
de sobrecarga.
FS =
%I
n
n )2
∑ (n
100
n=1
(9.14)
Tabla 9.6.- Datos
Ejemplo :
Debemos dimensionar un TSA para
alimentar un conjunto de ordenadores
repartidos en varias fases a 220V.
Hemos medido las corrientes de fase con un
AR5 en modo .a5i y hemos obtenido la tabla
que se indica al margen para una de las
fases. En caso de régimen desequilibrado
se tomará la de mayor corriente.
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Irms:58.4 (A) I1: 56.2 (A)
2
THD: 36.76%
9
3.26%
2.49%
3
30.84%
10
1.07%
4
0.94%
11
1.55%
5
23.62%
12
2.23%
6
1.00%
13
1.35%
7
4.57%
14
1.27%
8
0.70%
15
1.00%
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
300
9.9.2 Cálculo del factor de sobrecarga:
La tabla 9.7 muestra los cálculos basados en los datos de la tabla 9.6.
Tabla 9.7.- Cálculos
% In
100
n
 %In 

n
 100 
2
1
1
1
2
0.0326
0.00425104
3
0.3084
0.85599504
4
0.0094
0.00141376
5
0.2362
1.394761
6
0.01
0.0036
7
0.0457
0.10233601
8
0.007
0.003136
9
0.0249
0.05022081
10
0.0107
0.011449
11
0.0155
0.02907025
12
0.0223
0.07160976
13
0.0135
0.03080025
14
0.0127
0.03161284
15
0.01
0.0225
FACTOR DE
SOBRECARGA
n
%I n
∑ ( n 100 )
2
1,90
1
El resultado es un factor de sobrecarga de 1,9. Este factor indicaría que la
potencia necesaria en kVA será 1,9 veces mayor que si la corriente fuese sólo la
fundamental. La potencia necesaria en nuestro caso sería :
S(kVA)= 3 U
n %I n 2
) = 1,732 · 220 ·56 ,2 ·1,9 ≅ 40,6 kVA
I ∑ (n
C 1
100
1
9.9.3 Cálculo de la corriente admisible en un transformador separador
Este cálculo no es más que el inverso del caso anterior. Se trata de conocer
cuál es la corriente admisible en un transformador separador de potencia S
conocida, habiendo analizado el contenido de armónicos de la corriente que debe
suministrar. Se resuelve aplicando la ecuación (9.15):
9
I =
1
S
3 Uc FS
(9.15)
Donde UC es la tensión entre fases de secundario (habitualmente 2300 V), I1
es la corriente fundamental y FS es el factor de sobrecarga, calculado según se
ha visto en el apartado anterior.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
301
Ejemplo:
¿Qué corriente es capaz de dar un TSA de 40 kVA cuya carga tiene un contenido
de armónicos como el indicado en la tabla 9.6?
Calcularíamos el FS igual que lo hemos hecho en el ejemplo anterior (tabla 9.7).
Tomamos por tanto el resultado de 1,9 obtenido allí y aplicamos la ecuación
(9.15)
I =
1
S
3 U FS
c
=
40.000
= 55,2 A
1,732 · 220 · 1,9
9.10 Filtros de bloqueo en neutro
Los filtros de bloqueo en neutro para el tercer armónico, son filtros LC diseñados
para la reducción de corrientes de tercer armónico y armónicos múltiplos de 3 en
general que retornan por el neutro de las instalaciones trifásicas.
El filtro está basado en un circuito LC paralelo, como el que muestra la fig. 9.16.
Se trata de un LC paralelo sintonizado a frecuencia próxima al tercer armónico,
con lo cual su impedancia se hace máxima a las frecuencias próximas a dicho
armónico.
N2
N1
FB3
Fig. 9.16.- Esquema de principio de un filtro de bloqueo en neutro
El esquema de aplicación es el que muestra la fig 9.17. Obsérvese que el filtro
se intercala en el conductor neutro.
Panel de distribución
Icarga
L1
L2
L3
N
9
N1
FB3T
N2
Fig. 9.17.- Esquema de aplicación de un filtro de bloqueo en neutro
Como beneficio adicional se tiene que para los armónicos de orden superior a
3, el filtro se añade una pequeña impedancia. Las ventajas de empleo del los
filtros de bloqueo son:
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
302
• Reducción del tercer armónico hasta un 90%
• Reducción apreciable de otros armónicos
• Reducción de la corriente del neutro absorbida
• Disminución de pérdidas en la instalación.
• Reducción de interferencias
• Mejora del factor de potencia
No obstante, este tipo de filtros presenta un inconveniente: en caso de consumos
desequilibrados puede dar tensiones fase-neutro desequilibradas y ocasionar
sobretensiones en alguna fase y, además, suele generar distorsión de la tensión
a a la entrada de los receptores.
9.11 Filtros activos
Los filtros activos son equipos basados en convertidores de potencia conmutados,
con modulación de ancho de pulso PWM y que tienen por misión la de cancelar
los armónicos de tensión y / o corriente presentes en una determinada línea.
Pueden distinguirse dos tipos:
a) Filtros serie
b) Filtros paralelo
El objetivo del filtro serie es el de mejorar el suministro de tensión que recibe
la carga, corrigiendo las perturbaciones procedentes del lado de red. Los filtros
serie permiten corregir bajas tensiones y oscilaciones de tensión (flicker) y
algunos armónicos de orden bajo, aunque en aplicaciones tales como soldaduras,
grúas, hornos de inducción con régimen muy fluctuante, etc. , el flicker puede
ser eliminado, también, mediante grupos estáticos de compensación de factor
de potencia gobernados por tiristores. La figura 9.18 muestra un esquema de
principio de un filtro activo serie. Como puede verse se basa en la suma o resta
de tensión en serie con la de red, al objeto de corregir las perturbaciones antes
indicadas.
RED DE
ALIMENTACIÓN
CARGAS
APLC
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
CONTROL
CONTROL
DE TENSIÓN
Fig. 9.18.- Filtro activo serie
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
303
La función de un filtro paralelo es disminuir los armónicos de corriente que se
vierten a la red de alimentación debidos a cargas no lineales. Su principio de
funcionamiento se basa en inyectar a la red una corriente tal que sumada a la
de la carga produzca un total en red, libre de perturbaciones y en fase con la
tensión. En definitiva, una corriente que vista desde red dé un factor de potencia
unidad. Para optimizar su tamaño los filtros paralelo suelen combinarse con
baterías estáticas, tal como muestra el esquema simplificado de la figura 9.19.
En dicha combinación la batería estática compensa el desfase de la componente
fundamental y el filtro paralelo compensa la distorsión armónica, inyectando una
onda como la que muestra la figura 9.20, a título de ejemplo.
RED DE ALIMENTACIÓN
CARGAS
APLC
TSC DE n PASOS
CONTROL
CONTROL
CONTROL DE
CORRIENTE
REGULADOR DE
FACTOR DE POTENCIA
Fig. 9.19.- Filtro activo paralelo combinado con compensador estático de reactiva
135
Corriente deseada en red
Corriente de carga
-135
135
9
-135
100 ms
Corriente del filtro
110 ms
120 ms
130 ms
Fig. 9.20.- Principio de funcionamiento de un filtro activo paralelo.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
140 ms
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
304
9.12 Compensadores estáticos con filtro
En el apartado 3.10 se explicaron ya las ventajas de los equipos estáticos para
compensar la energía reactiva en cargas con un consumo muy fluctuante. En
muchos casos, los compensadores estáticos consiguen disminuir drásticamente
las puntas de consumo debidas a máquinas de soldar, grúas, hornos de
inducción, o incluso las debidas al arranque de motores asíncronos, logrando con
ello una reducción drástica del flicker en la red que debe soportar estas puntas
de consumo.
Tal como se dijo en el apartado 9.5, si la red en la que debe instalarse un equipo
estático tiene un THD en tensión superior a 2,5 a 3%, debemos pensar en la
colocación de un filtro de rechazo. Los compensadores de factor de potencia con
filtro de rechazo pueden equiparse con maniobra estática, resultando los equipos
estáticos con filtro tipo FRE (CIRCUTOR) o similares.
Desde un punto de vista eléctrico, los compensadores estáticos con filtro son
idénticos a un equipo convencional de compensación de energía reactiva, con
dos particularidades:
• Los interruptores estáticos
• Las reactancias de filtro
El esquema de la figura 9.21, muestra los elementos esenciales de un paso de un
equipo estático. Para mayor número de pasos, se tendrán esquemas análogos a
los mostrados, cada uno de ellos gobernado por una salida distinta del regulador
COMPUTER.
Cada bloque de interruptores estático consta de dos partes : (Véase la figura
9.22 )
• Bloque de potencia estático, BPE
• Placa de control CPCm o CPC3i
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
9
305
REGULADOR FAST
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
Fig. 9.21.- Esquema de un equipo estático con filtros
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
306
9.12.1 Bloque de Potencia Estático (BPE)
Este bloque contiene dos tiristores por fase y el radiador de refrigeración.
El calibre de los componentes de potencia es el adecuado a la potencia del
condensador que deben maniobrar.
L1
computer...f
Com
Alimentación
Auxiliar
ACT COM
A1
L2
L3
U1
V1
W1
U2
V2
W2
R
R
R
A2
PLACA DE
CONTROL
CPC
U1
U2
V1
V2
W1
BPE
W2
CONDENSADORES
Fig. 9.22.- Diagrama de bloques de un paso trifásico con interruptor estático
9.12.2 Placa de Control de Paso por Cero tipo CPCm
Cada interruptor estático tiene una placa de control CPCM o CPC3i que controla
la conexión y desconexión a paso por cero de un grupo del filtro (L-C) . La placa
extrae de red las señales de sincronismo para controlar la conexión de cada fase
al paso por cero de tensión y recibe la orden de conexión o desconexión a través
de los terminales COM y ACT , conectados a una de las salidas estáticas del
regulador COMPUTER tipo FASTCOM. Tanto las señales de sincronismo como
las de cebado , entre la placa CPCm y los tiristores , se transmiten a través de
optoacopladores o a través de transformadores de impulsos, de forma que los
circuitos electrónicos de control están aislados galvánicamente del circuito de
potencia.
9
Existe también la posibilidad de mando fase-fase o trifásico gobernando la CPC
a través de un canal RS-485. En este caso debe usarse la CPC3i y un regulador
de la serie computer +.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
307
L1
L2
L3
N
Cn
TEST
COM
D
E
F
G
COM
ACT
COM
AL1
3K2
2K2
1K2
3G2
2G2
1G2
2G1
2K1
1G1
1K1
1K2
1G2
1K1
1G1
2K2
2G2
2K1
2G1
3K2
3G2
3K1
3G1
3G1
3K1
COM
COM
L
Cn
AL1
D
E
F
G
C
400 V
COM
ACT
COM
AL1
400 V
230 V
3K2
2K2
1K2
3G2
2G2
1G2
2G1
2K1
1G1
1K1
1K2
1G2
1K1
1G1
2K2
2G2
2K1
2G1
3K2
3G2
3K1
3G1
3G1
3K1
TEST
1K2
1G2
1K1
1G1
2K2
2G2
2K1
2G1
3K2
3G2
3K1
3G1
Salidas
individuales
(n+1) cables
TEST
COM
C1
C2
C3
400 V AC SUPPLY
COM
COM
L
Cn
AL1
D
E
F
G
C
0V
CPC3i-xMT
Mando
Trifásico
Bloque de potencia
2G1
2K1
3G1
3K1
L
AL1
C
230 V
0V
CPC3i-xMT
Mando
Trifásico
COM
ACT
COM
AL1
3G2
2G2
1G2
400 V
230 V
3K2
2K2
1K2
1G1
1K1
COM
0V
CPC3i-xMT
Mando
Trifásico
Bloque de potencia
Bloque de potencia
Fig. 9.23 - Diagrama de bloques de una batería de 3 pasos con interruptor estático
con mando por regulador con salidas estáticas y medida de un solo FC
9.12.3 Placa de Control de Paso por Cero tipo CPC3i
Esta es una placa de desarrollo más avanzado, preparada para operar
conjuntamente con reguladores de FP que puedan transmitir las ordenes de
conexión a través de un canal de comunicaciones RS-485 y mediante un
protocolo MODBUS. Un ejemplo de este tipo de control lo vemos en la fig. 9.24.
Este tipo de control admite además el control independiente fase-fase.
L1
L2
L3
400 V AC SUPPLY
SH
RS+
RS-
cosφ=0,8
computer+
RS-485
(3 cables)
1K2
1G2
1K1
1G1
2K2
2G2
2K1
2G1
3K2
3G2
3K1
3G1
SH
RS+
RS-
A
B
C
D
E
ADJ
2G1
2K1
3K2
3G2
3G1
3K1
COM
SH
RS+
RSCOM
AL1
400 V
230 V
0V
CPC3i-xRS
9
2K2
2G2
1K2
1G2
1G1
1K1
L
AL1
C
Bloque de potencia
Fig. 9.24.- Diagrama de bloques de un paso trifásico con interruptor
estático con mando RS-485 y protocolo MODBUS
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
308
9.12.4 Resistencias de descarga en equipos estáticos con filtro
En un equipo estático con filtro, la tensión a la cual se carga el condensador es
mayor que la propia tensión de red debido a la reactancia serie. Concretamente
en filtros con p=7% , el valor de cresta al cual se carga el condensador después
de la desconexión es del orden de un 7% superior al valor de cresta de la propia
red. Esto hace que si se pretende una reconexión muy inmediata después de
la desconexión , deba descargarse este 7% adicional, pues en caso contrario la
controladora CPCm impedirá la reconexión hasta ver que se igualan la tensión
de red y la del condensador, para respetar la conexión a paso por cero.
Las placas CPC3i han sido diseñadas precisamente para eliminar este problema,
ya que se han dotado de un sistema inteligente de control que mide el instante
de mínima tensión.
9.12.5 Equipos de filtros monofásicos
Algunas cargas monofásicas como equipos de soldadura y otros, absorben una
corriente fluctuante sólo entre dos fases. La compensación de estos equipos no
puede ser global , sino que se requiere el empleo de equipos de compensación
estáticos, con filtro, monofásicos. Estos equipos pueden gobernarse con un
regulador COMPUTER que admita funcionamiento en monofásico o directamente
con un contacto del controlador de la carga. En caso de máquinas de soldar,
por ejemplo, se toma un contacto libre de tensión del equipo de soldadura , que
cierre cada vez que hay que soldar. La cadencia puede ser tan rápida como
requiera la carga, pero hay que tener en cuenta que la presencia de filtro requiere
resistencias de descarga de bajo valor, para aplicaciones rápidas , tal como se
ha explicado anteriormente.
Las placas CPC3i han sido diseñadas precisamente para eliminar este problema,
ya que se han dotado de un sistema inteligente de control que engancha la
primera vez aún con diferencias de tensión del orden de 100V. Teniendo en
cuenta que el circuito lleva una reactancia esto no causa ningún tipo de transitorio
anormal.
9.13 Compensación de reactiva en sistemas desequilibrados
En las redes internas de las instalaciones industriales es cada vez más
frecuente encontrar consumos fuertemente desequilibrados. Contribuyen a dicho
desequilibrio dos tipos de cargas: Por un lado las cargas entre fase y neutro y
por otro lado cargas monofásicas entre fase y fase.
9
Los efectos más importantes de dichos desequilibrios son de dos tipos:
a) Corrientes de neutro elevadas (Corriente homopolar)
b) Corrientes en las fases desiguales, con desfases desiguales (Componente
inversa)
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
309
El aumento de la corriente de neutro por desequilibrio es un tema muy conocido,
pero los efectos del desequilibrio de las corrientes de fase han sido menos
estudiados. Dicho desequilibrio disminuye significativamente la eficiencia de
los sistemas de distribución y transporte. A título de ejemplo, consideremos
un transformador de 1000 kVA. El diseño se ha hecho considerando que esta
potencia estará repartida entre las tres fases. Si pretendiéramos alimentar con
él un sistema cuyas cargas estuvieran todas ellas entre una fase y neutro o
cargas entre dos fases, evidentemente no podríamos obtener 1000 kW, aunque
el factor de potencia de las cargas fuese la unidad (incluyendo cosφ + reducción
por armónicos). Así pues la potencia que podemos obtener de un transformador
depende de alguna forma del grado de desequilibrio de las cargas. Obsérvese
que el problema tiene un cierto paralelismo con el del factor de potencia. En
efecto, si conectamos a un transformador, como el del ejemplo anterior, de
1000 kVA, cargas con un factor de potencia inferior a la unidad, tampoco
podemos obtener los 1000 kW.
El ejemplo anterior sirve para poner de relieve que el desequilibrio de las
corrientes de carga, al igual que un factor de potencia inferior a la unidad,
comportan un uso ineficiente del sistema de distribución y transporte.
En el apartado 2.10 se explicaron los principios teóricos de los sistemas
desequilibrados, se definieron los coeficientes de desequilibrio y de asimetría.
Basándonos en esto, a continuación se proponen soluciones para mejorar la
eficiencia del sistema de distribución de energía eléctrica mejorando el equilibrio
de consumos y el reparto de reactiva en las fases.
Los desequilibrios de las corrientes de carga tienen dos efectos:
a) Reducen la capacidad de carga y la eficiencia de transformadores y líneas de distribución.
b) Generan desequilibrios de las tensiones en el punto de acoplo de los abonados. Por
tanto, debido a este efecto los desequilibrios de una instalación propagan sus efectos
a otras instalaciones vecinas.
Respecto al primer punto, que es el que más nos interesa en este párrafo, cabe
decir que en muchas instalaciones actuales se acentúa el nivel de desequilibrio
debido a la presencia de determinadas cargas que toman alimentación entre
fase y neutro (caso común en edificios comerciales o de oficinas) o cargas
que están conectadas entre dos fases (el caso más típico son las máquinas de
soldadura y algunos tipos de hornos, ambos con potencias muy significativas).
La consecuencia de esto es que líneas y transformadores de distribución,
aparentemente bien dimensionados, son incapaces de suministrar la potencia
instalada sin causar problemas de sobrecalentamiento, bajo rendimiento,
saturación de transformadores, etc.
9
En resumen, el desequilibrio de las corrientes de carga ha de ser considerado
como una causa más de ineficiencia del sistema de distribución energética. En
caso de desequilibrios importantes, se requieren instalaciones (transformadores
y cables) más sobredimensionadas y se generan mayores pérdidas que en una
instalación de igual potencia con consumos equilibrados.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
310
9.13.1 Nuevas técnicas de compensación de FP para sistemas desequilibrados
Como hemos venido estudiando en capítulos anteriores, el sistema clásico
de compensación de reactiva y filtrado de armónicos se basa en equipos que
conectan pasos trifásicos equilibrados. Es frecuente incluso que el regulador de
FP mida corriente sólo en una fase y regule la compensación suponiendo que el
sistema es equilibrado. La conexión del circuito de potencia se hace mediante
contactores (baterías convencionales) o mediante tiristores (baterías estáticas) en
el caso de cargas con un perfil de corriente muy variable con el tiempo (grandes
variaciones en cortos intervalos de tiempo). La fig.9.23 muestra un esquema
típico de conexión de un regulador para control de cosφ, midiendo tensión entre
dos fases y corriente de una sola fase. Se muestra sólo un paso del circuito
de potencia, aunque el equipo se compone habitualmente de varios pasos que
permitirían la regulación en un sistema equilibrado.
Para sistemas con cargas muy desequilibradas el esquema de la fig. 9.23 no
consigue una buena regulación del cosφ y puede producir una compensación
errónea por varios motivos: El primero y más importante es que la compensación
depende de la fase donde se mide la corriente. Según sea la más cargada
o la menos cargada el sistema puede crear sobre-compensación o falta de
compensación a nivel global, generando en ambos casos pérdidas innecesarias y
causando un consumo de energía reactiva que luego será motivo de un recargo
en la factura del suministro eléctrico.
Supuesto que se mida en tres fases y se compense según un valor promedio de
la energía reactiva medida en las tres fases (Fig. 9.24, se consigue una notable
mejora, pero el sistema de compensación sigue siendo imperfecto, ya que se
carga con una reactiva innecesaria algunas fases y no se llega a compensar
completamente otras.
Para solucionar estos problemas y aumentar la eficiencia de los sistemas de
compensación del factor de potencia CIRCUTOR ha desarrollado una nueva
serie de reguladores, denominada computer plus, capaces de medir y
realizar la compensación individual de cada fase, tanto para sistemas donde
dominan las cargas en estrella (fase – neutro) como para sistemas en los que
dominan las cargas en triángulo (trifásicas o monofásicas entre fase y fase).
La fig. 9.24 muestra un esquema para un paso de un filtro, controlado por
tiristores, en configuración triángulo, de forma que puede compensarse cada
fase individualmente. Nótese que esta compensación debe hacerse siempre con
interruptores estáticos. No podría hacerse con contactores, puesto que éstos
conectan las tres fases a la vez.
9
Para instalaciones donde dominan las cargas monofásicas entre fase y neutro,
los pasos podrían configurarse en estrella y el regulador midiendo la tensión y
corriente en las tres fases y compensando cada una independientemente. No
obstante este sistema resulta unas 3 veces más caro que una compensación
convencional en triángulo. Por ello el sistema computer plus permite realizar
la compensación en triángulo y aplica un algorit
paz de escoger la
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
311
conexión óptima que minimiza la corriente de todas y cada una de las fases,
reequilibra parte de las potencias activas y consigue el mínimo de pérdidas y en
consecuencia la máxima eficiencia en la instalación.
9.14 Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación
de suministro
Los costes de una instalación para alimentar una planta industrial, un edificio
comercial, un edificio de oficinas o de viviendas, podemos dividirlos en dos
grandes conceptos:
a) Coste de la infraestructura para alimentación, básicamente transformadores y líneas
de distribución.
b) Coste de la energía consumida.
El desequilibrio de cargas incrementa los costes por ambos conceptos. En
efecto, a causa del desequilibrio se debe aumentar la potencia nominal de
los transformadores y la sección de los cables, pues la corriente máxima que
circulará por alguna de las fases en caso de desequilibrio será mayor que la que
circularía en caso de alimentar cargas equilibradas.
A título de ejemplo hagamos un sencillo cálculo para una carga de 1 kVA en dos
casos:
Caso 1: Carga alimentada por un sistema trifásico equilibrado a 400 V. El consumo
es de 1,44 A por fase, en las tres fases.
Caso 2: Carga alimentada entre dos fases. El consumo de corriente es de 2,5 A en
dos fases y cero en la tercera.
Por tanto en este caso de desequilibrio extremo podemos tener que
sobredimensionar los cables y el transformador hasta un 73%.
En cuanto al coste de la energía consumida, éste también se incrementa en los
sistemas desequilibrados, debido a las pérdidas. Si tomamos como ejemplo el
mismo caso anterior y llamamos R a la resistencia de cada una de las fases,
resultarán unas pérdidas de transporte que serán:
Caso 1: Pérdidas por kVA
3 fases x (RI2)= 3xRx1,442=6,22 x R watios por kVA
Caso 2: Pérdidas por kVA
2 fases x (RI2)= 2xRx2,52=12,5 x R watios por kVA
Obsérvese que las pérdidas son prácticamente el doble para el caso extremo
considerado.
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
312
9.14.1 Ejemplos típicos
Para poner de manifiesto las ventajas de la compensación individual fase-fase
se ha hecho un estudio de dos casos típicos. El caso 1 es una instalación
con un conjunto de cargas inductivas equilibradas en triángulo y otras cargas
monofásicas entre fase y fase, también inductivas, alimentadas a 400 V /
50 Hz. Los datos de potencias, corrientes y pérdidas antes y después de la
compensación fase a fase pueden verse en la tabla 1.
Tabla 1.- Carga caso 1: Resultados de la compensación fase a fase
Antes de compensar
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kvar)
Corriente (A)
Pérdidas W
(R=1 mΩ por fase)
Después de compensar
Fase-Fase
Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total
79,35 48,06 70,96 198,37 72,73 57,09 68,54 198,37
79,35 70,96 48,06 198,37 6,61
2,42
-9,03
0
487,9 372,65 372,65
317,55 248,45 300,59
238,05 138,87 138,87 515,78 100,84
61,73
90,35
252,92
La Tabla 2 muestra los resultados de compensación de la misma carga (caso 1)
utilizando una compensación basada en la potencia promedio de las tres fases.
Tabla 2.- Carga caso 1: Resultados de la compensación
por el método de la potencia promedio
Antes de compensar
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kvar)
Corriente (A)
Pérdidas W
(R=1 mΩ por fase)
Después de compensar
Método promediado
Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total
79,35 48,06 70,96 198,37 79,35 48,06 70,96 198,37
79,35 70,96 48,06 198,37 13,22
4,84 -18,06
0
487,9 372,65 372,65
349,75 210,01 318,38
238,05 138,87 138,87 515,78 122,32
44,10
101,36 267,79
Nótese que la compensación de FP fase a fase (tabla 1), aparte de anular la
potencia reactiva, consigue un equilibrado de las potencias activas consumidas
por cada una de las fases y una reducción de pérdidas, casi a la mitad.
9
En el caso de compensación por el método de la potencia promediada (tabla 3),
con la misma carga del caso 1, vemos que se pierde el efecto de equilibrado de
potencias activas, pero sigue habiendo una reducción considerable de corrientes
y de pérdidas. No obstante el caso 1 es un caso especialmente favorable
para la compensación por promedio. A continuación presentamos otro caso
(caso 2) en el cual hay una carga resistiva entre dos fases, que provoca una
sobrecompensación en una de las fases.
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
313
Tabla 3.- Carga caso 2: Resultados de la compensación fase a fase
Antes de compensar
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kvar)
Corriente (A)
Pérdidas W
(R=1 mΩ por fase)
Después de compensar
Fase-Fase
Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total
87,73 110,64 39,67 238,05 84,19 100,95 52,90 238,05
-14,52 54,19 39,67 79,35 -27,74 18,06
9,68
0
386,64 535,65 243,95
385,41 445,92 233,82
149,50 286,92
59,51
495,93 148,54 198,84
54,67
402,05
Al igual que en el caso 1, la compensación fase-fase consigue anular la potencia
reactiva total y además tiene un efecto de equilibrado de las potencias activas
(ver tabla 3).
La compensación por potencia promedio, aplicada a este caso tiene un efecto
contrario al deseado, pues la corriente de una de las fases aumenta en lugar de
disminuir (ver tabla 4).
Tabla 4.- Carga caso 2: Resultados de la compensación
por el método de la potencia promedio
Antes de compensar
Potencia activa (kW)
Potencia reactiva (kvar)
Corriente (A)
Pérdidas W
(R=1 mΩ por fase)
Después de compensar
Método promediado
Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total
87,73 110,64 39,67 238,05 87,73 110,64 39,67 238,05
-14,52 54,19 39,67 79,35 -40,97 27,74 13,22
0
386,64 535,65 243,95
421,00 495,94 181,83
149,50 286,92
59,51
495,93 177,24 245,95
33,06
456,25
Los casos estudiados podemos considerarlos típicos en plantas industriales,
dónde lo común es la conexión de cargas en triángulo o cargas monofásicas
entre fase y fase (caso de las máquinas de soldadura, convertidores monofásicos,
etc.).
Para edificios de oficinas el caso suele ser distinto, ya que las cargas suelen estar
entre fase y neutro y la compensación fase fase ha de hacerse conectando los
condensadores en estrella. Esta solución suele ser más cara por la necesidad de
aumentar el tamaño de los condensadores al trabajar estos a menor tensión.
9.15 Resumen
A lo largo de este capítulo hemos estudiado el fenómeno de propagación de
perturbaciones en las redes eléctricas y las principales técnicas para reducirlas.
9
Hemos visto que algunos tipos de problemas como el de amplificación de los
armónicos por efecto de la resonancia son perfectamente evitables con baterías
de filtros de rechazo. Hemos visto también que si de lo que se trata es de eliminar
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
314
los armónicos de corriente, la primera parte de la solución consiste en reducir
los armónicos producidos por determinados equipos convertidores, a base de
reactancias y en una segunda fase puede pensarse en el empleo de filtros de
absorción, ya sean pasivos o activos.
Se ha visto también la conveniencia de aplicar equipos estáticos para reducir
el flicker y que muchas veces estos equipos han de ir acompañados de filtros.
Se han comentado también las ventajas de la compensación con medida
en las tres fases para sistemas desequilibrados o incluso las ventajas de la
compensación fase a fase con la que se consigue, además, un reequilibrio de
consumo.
Hemos visto también que determinados tipos de cargas provocan más de un tipo
de perturbación. Así los convertidores de frecuencia suelen producir armónicos,
pero también perturbaciones de alta frecuencia, para las cuales debemos pensar
en el empleo de filtros EMI.
Insistimos una vez más en lo importante que es hacer un buen diagnóstico del
problema que se desea solucionar para conocer el tipo o tipos de filtro idóneo
para eliminar o paliar las perturbaciones que se desee. Para ello es preciso
aportar datos lo más exhaustivos posible de la instalación y siempre que sea
posible efectuar mediciones previas con los instrumentos adecuados, descritos
en el capítulo anterior.
Referencias:
[1] EMTP, Electromagnetic Transients Program ; http://www.emtp.com/
[2] The MathWorks - MATLAB and Simulink for Technical Computing; www.mathworks.
com
[3] Norma UNE-EN-61642, Redes industriales de corriente alterna afectadas por
armónicos: Empleo de filtros y de condensadores a instalar en paralelo, Distribuye en
España AENOR
9
técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones
10 FILTROS PARA CONVERTIDORES ESTÁTICOS
10.1 Introduccion
El término convertidor estático de energía o convertidor de potencia se usa para
designar cualquier equipo basado en semiconductores de potencia que tiene
como función convertir energía eléctrica con unas determinadas características
de forma de onda, tensión y frecuencia a otra forma donde estas características
varían.
El uso de convertidores de potencia se ha generalizado últimamente en los
sistemas eléctricos, tanto en aplicaciones industriales como domesticas, debido
a la facilidad con que la potencia se puede manipular a alta frecuencia. No
obstante, los efectos secundarios de la conexión de dichos convertidores a la red,
relacionados con la generación de armónicos y EMI a veces se han desestimado.
La polución generada da problemas importantes de dos tipos:
• Perturbaciones de baja frecuencia: Flicker (de 0,5 a 30 Hz) y armónicos (50 Hz a
2500 Hz)
• Perturbaciones de alta frecuencia: banda A (9 kHz a 150 kHz) y banda B (150 kHz
a 30 MHz)
La forma más habitual de distribución de la energía eléctrica es la corriente
alterna (C.A.) con tensiones diversas y frecuencias de 50 ó 60 Hz. No obstante
los consumos pueden ser en corriente continua (C.C.) o en forma de corriente
alterna con distinta tensión y frecuencia. Para convertir la energía a la forma
requerida por las distintas cargas o incluso para enlazar distintas fuentes
con distintos valores de tensión y/o frecuencia se emplean los convertidores
estáticos de energía. Un resumen de los tipos de convertidores, según el tipo de
conversión deseado lo podemos ver en la Fig. 10.1.
10
filtros Para convertidores estÁticos
Fig. 10.1- Tipos de convertidores
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
316
Actualmente están proliferando los receptores que emplean algún tipo de
convertidor en su cadena de alimentación. Empezando por las luminarias de
alta eficiencia, generalmente basadas en una lámpara de gas alimentada a
alta frecuencia, continuando por los reguladores de velocidad de motores y las
fuentes de alimentación ininterrumpidas (SAI), etc. Todos estos convertidores
son propensos a generar armónicos y perturbaciones EMI y requieren algún tipo
de filtrado, tanto en el lado de red o lado de alimentación en general como en el
lado de carga. Este capítulo lo dedicaremos al estudio de este tipo de filtros, que
denominamos genéricamente “filtros para convertidores”.
Básicamente, por lo que se refiere a la ubicación de los filtros podemos distinguir
dos tipos:
• Filtros para el lado de alimentación
• Filtros para el lado de carga
Para comprender la función de los distintos tipos de filtros debemos conocer
las estructuras típicas de los convertidores. Estas estructuras comprenden por
lo general una etapa de convertidor C.A.-C.C. (rectificador) y otra etapa de
convertidor C.C.-C.A. (ondulador). Si la carga es en C.C., la etapa del ondulador
no existe y los filtros en el lado de continua dependen de si la carga es inductiva
(motor) o de tipo f.e.m. (cargador de baterías), o de otra índole.
Fig. 10.2 Convertidor típico C.A./C.A.: Variador de velocidad para motor de C.A.
Las Figuras 10.2 a 10.6 muestran distintos tipos de convertidores para las
aplicaciones más típicas.
10
Fig. 10.3- Convertidor C.A./C.A. con rectificador activo (AFE, active front end)
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
317
Fig. 10.4- Convertidor C.A./C.C. con carga inductiva:
Variador de velocidad para motor de C.C.
Fig. 10.5- Convertidor C.A./C.C. con carga inductiva con rectificador activo (AFE)
Fig. 10.6- Convertidor C.A.-C.C. con carga f.e.m. : Cargador de baterías
10
Los tipos básicos de filtros que estudiaremos para las estructuras de
convertidores descritas anteriormente serán los siguientes:
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
318
• Filtros para reducción de armónicos en el lado de red de rectificadores (Reactancias
C.A., filtros LCL y Reactancias en el lado de C.C.)
• Filtros para reducción de EMI en el lado red.
• Filtros para reducción de rizado en el lado carga de C.C (Reactancias y filtros LC)
• Filtros para lado carga en C.A (Filtros Sinus , Filtros dv/dt y Filtros EMI lado
carga)
10.2 Filtros para reducción de armónicos en el lado red de
rectificadores
Un grupo muy importante de convertidores se acoplan a la red mediante un
rectificador no controlado, basado en diodos. En el caso de red trifásica la
estructura del rectificador es la típica de 6 diodos que vemos en las Figuras 10.2
y 10.4. Este tipo de convertidores generan la típica forma de onda de la Fig.
10.7, que tiene un alto contenido de armónicos impares y no múltiplos de 3. Los
armónicos dominantes para este tipo de convertidores son, como ya se dijo, los
de orden (k*6±1), es decir: orden 5, 7, 11, 13…. etc.
Fig. 10.7.- Forma de onda típica de un rectificador de
6 pulsos conectado directamente a red
Las normas [2] – [3] limitan el máximo contenido de armónicos que las cargas
de una instalación pueden verter en la red y por tanto obligan a la colocación
de filtros en las cargas antes mencionadas. Los tipos de filtros para esta función
son básicamente tres:
• Reactancia en el lado de C.A.
10
• Filtros LCL
• Reactancia en el lado de C.C.
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
319
10.2.1 Reactancias en el lado de red
La reactancia del lado de red se utiliza para reducir los armónicos, pero
tiene además el efecto de atenuar los huecos y los picos debidos a la
conmutación y a la carga inicial del condensador del lado de C.C. Habitualmente
se trata de reactancias que dan entre un 3,5% y un 4% de caída de tensión a la
corriente fundamental nominal. Constructivamente deben estar adaptadas para
minimizar las pérdidas por efecto Foucauld y por histéresis.
En caso de corrientes de red muy rizadas con THD en torno al 40% o más, las
reactancias permiten fácilmente reducir esta tasa a un 25%. La Fig. 10.8 da la
comparación de las formas de onda de un rectificador conectado directamente a
red y el mismo rectificador con una reactancia de 4%
a) Sin reactancia
b) Con reactancia
Fig. 10.8.- Forma de onda de la corriente sin y con reactancia
10
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
320
10.2.2 Filtros LCL
Los filtros LCL están especialmente diseñados para eliminar los armónicos de
la corriente absorbida por convertidores de potencia. Se trata de filtros pasivos
a base de una combinación serie-paralelo de inductancias y condensadores tal
como muestra esquemáticamente la Fig.7. Así pues, los filtros LCL son un paso
más adelante de la simple reactancia de reducción de rizado y están diseñados
para reducir el THD(I) a valores inferiores a un 10%, de forma que permitan
cumplir con las normas IEC-61000-3.4 y IEEE-519
Fig. 10.9.- Estructura de los filtros LCL
Corriente de red sin el filtro LCL (THD(I) = 40%)
10
Corriente de red con el filtro LCL (THD(I)< 4%)
Fig. 10.10- Formas de onda en un convertidor, con y sin filtro LCL
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
321
10.2.3 Reactancias en el lado de C.C. (Lcc)
En el caso de reguladores a tiristores para motores de C.C. (Fig.10.4), es
preferible colocar la inductancia en el lado de C.C. , pues esto mejora muy
sensiblemente el THD de la corriente y evita las chispas de conmutación en
el colector del motor. Este tipo de problemas, así como el de exceso de rizado
en algunos convertidores de frecuencia o SAI, pueden resolverse mediante
reactancias monofásicas de filtrado en el lado de continua. La fórmula para el
cálculo de estas reactancias es la indicada en (10.1)
L
=
min
.I
2,7.U
s
.( p − 1).F
dmed
o
(10.1)
Donde Us es la tensión eficaz entre fase y neutro , Idmed es la corriente media en
el lado de continua , p es el número de pulsos del rectificador (2 en el caso de
monofásicos y generalmente 6 en el caso de puentes trifásicos) y Fo es el factor
de ondulación deseado en la corriente continua filtrada.
I
−I
d min
F = d max
o
2. I
dmed
(10.2)
Nota: En caso de que el rectificador alimente un motor de corriente continua
deberá descontarse de Lmin la propia inductancia de inducido del motor. Para
seleccionar la reactancia necesaria para una determinada aplicación deben
tenerse en cuenta el valor de L en mH y los valores medio y máximo de corriente
continua (Idmed , Idmax) para prever su funcionamiento sin saturación.
a) Reactancia de red
b) Reactancia lado C.C.
c) Filtro LCL
Fig. 10.11- Reactancias y filtro LCL
10.3 Filtros EMI para red de variadores de velocidad y SAI
10
Los convertidores electrónicos (variadores de velocidad y SAI) generan
interferencias electromagnéticas (EMI), debido a los flancos abruptos de tensión
originados por los flancos abruptos de conmutación de los semiconductores.
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
322
Como se ha dicho, la propagación a través de cables (EMI conducidas) suelen
abarcar frecuencias que van desde 10 kHz a unos 30 MHz.
Existen dos formas básicas de propagación de las EMI: La propagación en
modo diferencial y la propagación en modo común, también llamadas simétrica
y asimétrica (Fig. 10.12). En la propagación diferencial, la ida y retorno de
las corrientes perturbadoras de alta frecuencia se realiza por los conductores
activos (fases y neutro en caso de existir). En la propagación en modo común
las corrientes de alta frecuencia circulan en un sentido por las fases y neutro y
el retorno se realiza por el conductor de protección (PE, llamado a veces tierra).
La Figura 10.12 muestra esquemáticamente los conceptos de modo diferencial
y modo común.
Fig. 10.12 - Perturbaciones EMI en modo diferencial y modo común
Las interferencias generadas por los convertidores de potencia suelen tener
una componente muy importante de "Modo Común" y suelen causar mal
funcionamiento de ordenadores ,autómatas programables, equipos de control
numérico, y en general de equipos electrónicos que operan con señales de
niveles muy bajos. Por ello la Directiva Europea 2004/108/CE establecen la
obligatoriedad de cumplir ciertos limites de emisión fijados en una serie de
Normas tales como:
• UNE- EN 61000-6-4 Norma genérica de límites de emisión en entorno industrial
• UNE- EN 61000-6-3 Norma genérica de límites de emisión en entorno residencial
e industria ligera
• EN 55022 (CISPR 22) Límites de perturbaciones conducidas y radiadas
• IEC 61800-3 / IEC 947-4-2. Normas de producto de variadores de velocidad y
arrancadores estáticos.
10
Para filtrar las perturbaciones EMI deben utilizarse choques con núcleos de
ferrita con un buen comportamiento a altas frecuencias. La calidad de dicha
respuesta se suele medir por el parámetro denominado pérdidas de inserción ,
(IL) , definidas como se indica en la ecuación (10.3) .
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
P
(Sin filtro)
IL = 50Ω
P50Ω (Con filtro)
323
( 10 3)
La prueba normativa de pérdidas de inserción se hace con una impedancia
de fuente y una impedancia de carga, iguales ambas a 50 Ω. No obstante en
el entorno real, las impedancias de red y carga distan mucho del valor 50 Ω
y además varían muchísimo en el rango de 10 kHz a 30 MHz, y por tanto, el
comportamiento real del filtro puede ser muy distinto del que se obtiene con
el ensayo normativo. Para conseguir valores convenientes de pérdidas de
inserción en el entorno real de funcionamiento del filtro debe recurrirse a filtros
de dos etapas, tal como el que se muestra en las Figura 10.13 cuyas curvas de
respuesta en modo común y en modo diferencial, según ensayo normativo, se
muestran en la Figura 10.14.
Fig. 10.13- Filtro EMI de doble etapa para cargas trifásicas sin neutro
Fig. 10.14- Pérdidas de inserción de un filtro EMI
en modo común y en modo diferencial
10
Se dispone de dos tipos de filtros para convertidores de potencia: De tres y de
cuatro hilos. Los de tres hilos (sin neutro) están pensados básicamente para filtrar
la perturbación de los variadores de frecuencia y arrancadores estáticos, para
que estos puedan cumplir las normas IEC 61800-3 / IEC 947-4-2. Los filtros de
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
324
cuatro hilos incluyen filtrado en el conductor neutro; están pensados para aplicar
a la salida de SAI (Sistemas de alimentación ininterrumpida). La Figura 10.15
muestra un esquema de un filtro de doble etapa para esta aplicación.
Fig. 10.15- Filtro EMI de doble etapa para cargas trifásicas con neutro
10.4
Filtros LCL para rectificadores activos
En las Figs. 10.3, 10.5 y 10.6 se han representado convertidores enlazados a
red mediante un rectificador activo. Este tipo de rectificadores no es todavía muy
común en las cargas normales, pero resulta cada vez más usual en los sistemas
que utilizan alimentación mixta de red y de una fuente renovable (fotovoltaica o
pequeños generadores eólicos).
Este tipo de convertidores suele regular la corriente que toma de red mediante
un sistema de modulación denominado PWM (Pulse Width Modulation), que
consiste en conmutar una tensión contínua dando alternativamente valores +E y
–E , regulando la anchura de los pulsos, , de forma que al filtrar la señal resulte
una senoide. Este tipo de ondas se representa esquemáticamente en la Fig.10.16
y en el detalle de la Fig.10.17. La onda en azul es la tensión, formada por tramos
de onda cuadrada, mientras que la onda en rojo representa la componente de
baja frecuencia que se extrae al filtrar la anterior.
10
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
325
Fig. 10.16- Onda senoidal obtenida por modulación PWM
Fig. 10.17- Detalle de la modulación PWM
10
Si hacemos un estudio frecuencial de este tipo de ondas, vemos que, aparte de
la componente de baja frecuencia (senoide en rojo) se obtienen una serie de
frecuencias múltiplos de la frecuencia de conmutación, f s = 1 / T , tal y como se
ha representado en la Fig. 10.18. En el caso estudiado, la señal obtenida con
la modulación PWM (rojo) es una onda de 50 Hz y para obtenerla se ha usado
una frecuencia de conmutación de 5 kHz, con lo que los armónicos obtenidos
en el espectro están en torno a los múltiplos de esta frecuencia.
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
326
Fig. 10.18- Espectro de las ondas representadas en la Fig. 10.16
El tipo de filtro adecuado para los convertidores que operan con este tipo de
ondas PWM es un filtro LCL adaptado a la frecuencia de conmutación del
convertidor. Dicha frecuencia suele estar entre 10 kHz y 20 kHz en convertidores
de baja potencia y es del orden de 1 a 3 kHz para convertidores más potentes
y el objetivo del filtro es impedir que las componentes de esta frecuencia y sus
múltiplos se propaguen por la red.
10.5
Filtros para convertidores C.A.- C.A.
Los convertidores C.A.-C.A. más comúnmente empleados en equipos industriales
constan de un rectificador no controlado y un ondulador, con una estructura como
la indicada en la Fig.10.2. Más recientemente empiezan a proliferar los que tienen
un rectificador activo (Fig. 10.3) y los basados en convertidores matriciales, que
no vamos a describir aquí.
Desde el punto de vista de red, estos convertidores utilizan los mismos filtros
descritos en los apartados 10.3 y 10.4. Por lo que hace referencia al lado de
carga, estos convertidores emplean una modulación PWM como la descrita para
rectificadores activos y esto genera tres tipos de problemas:
• Problema de EMI en los cables de la carga (generalmente un motor)
• Problema de reflexiones en líneas largas entre convertidor y carga. (Generan altos
dv/dt y sobretensiones)
10
• Problema de rizado excesivo y pérdidas en la carga
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
327
Para resolver estos problemas se emplean tres tipos de filtros:
• Choques de alta frecuencia (HF) para EMI
• Filtros de limitación de dU/dt o anti-reflexión, para evitar sobretensiones en cables
largos.
• Filtros “sinus” para reducción del rizado en la carga
10.5.1 Choques de alta frecuencia para reducción de EMI
Como se ha dicho, los cables de salida de los variadores de frecuencia
transportan corrientes de alta frecuencia (frecuencias múltiplos de la de
conmutación). Para evitar la propagación de interferencias en modo común
que esto genera, se suele recomendar que los cables a motor sean cables
apantallados. Pero dentro del armario de control siempre suele quedar un tramo
de cable no apantallado, que puede radiar hacia los dispositivos de control
vecinos. Para evitar que esta radiación afecte a los equipos electrónicos próximos
al convertidor deben emplearse choques de ferrita colocados justo a la salida de
cables del convertidor. CIRCUTOR dispone de los choques tipo CEM-xx. , para
atenuar este tipo de perturbaciones.
10.5.2 Filtros para el lado carga de variadores de velocidad
Como hemos dicho anteriormente la modulación PWM se emplea para generar
ondas senoidales de frecuencia variable para regular la velocidad de los motores
eléctricos de inducción. Como se dijo anteriormente estas ondas contienen una
frecuencia moduladora (baja frecuencia) que es aquella con la que queremos
alimentar el motor, pero contienen también una serie de altas frecuencias,
que son la fundamental de conmutación f s y sus armónicos. En este tipo de
aplicación (variador de velocidad de motor) la propia inductancia del motor
hace el papel de filtro. Por ello, a pesar de que la tensión que proporciona el
convertidor consiste en una serie de pulsos, la corriente tiene forma senoidal
como se vio en la Fig. 10.16.
No obstante, en caso de que el cable entre convertidor y motor sea de longitud
considerable, la propagación de las altas frecuencias de los armónicos y la propia
frecuencia de conmutación, pueden ocasionar la degradación de la forma de onda
y generar sobretensiones (Vpico>1300 V para motores alimentados a 400 V) que
comprometen los aislamientos del motor. Asimismo esto provoca salto de chispa
y picado de cojinetes, calentamientos innecesarios y emisión de interferencias
radiadas a través de los cables. Estos fenómenos se deben a la reflexión de
ondas que se produce en los cables cuando se propagan por ellos frecuencias
superiores a un cierto límite.
10
La Fig. 10.19a muestra una onda de tensión con alto contenido de altas
frecuencias donde se producen picos debidos a la reflexión en el extremo de
motor. La Fig.10.19b muestra la onda en el extremo del mismo cable, si se evita
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
328
la propagación de las altas frecuencias mediante un filtro pasa bajos, que bloquea
las altas frecuencias (filtro sinus).
a) Onda en el extremo de
un cable con reflexión
b) Onda filtrada, sin reflexión
Fig. 10.19- Ondas de alta frecuencia propagadas en cables de gran longitud
10.5.10.1 El fenómeno de reflexión en cables
Los principios teóricos que explican los fenómenos descritos anteriormente son
los siguientes:
Si conectamos un generador con tensión senoidal, de una frecuencia f ,
a un cable con resistencia despreciable y con una inductancia y capacidad
distribuidas L en Henrios/m y C en Faradios/m , se demuestra que la velocidad
de propagación de la onda a lo largo del cable viene dada por (10.4)
v=
1
(10.4)
LC
se define la longitud de onda como la distancia recorrida por esta onda en un
período T = 1 / f . Así pues la longitud de onda será (10.5)
= vT =
v
f
(10.5)
se define también un parámetro denominado impedancia característica del cable,
Z 0 , como:
10
filtros Para convertidores estÁticos
Z0 =
L
C
(10.6)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
329
Recuérdese que L y C son parámetros por unidad de longitud. A título de ejemplo
la tabla 10.1 da los valores de L y C por unidad de longitud para cables típicos
utilizados en la conexión de motores a variadores de velocidad.
Para un cable de impedancia característica Z 0 que uniese un convertidor PWM
con un motor, cuya impedancia fuese Z m , se produciría una reflexión de las
ondas el coeficiente de reflexión sería:
Γ=
Zm − Z0
Zm + Z0
(10.7)
La situación ideal seria tener un coeficiente de reflexión Γ = 0 o lo que es lo
mismo, la impedancia característica de la línea debería ser igual a la impedancia
del motor en todo el rango de frecuencias. En este caso no habría reflexión
ni se producirían las sobretensiones antes descritas. No obstante esto es
prácticamente imposible y por ello, para evitar estos fenómenos, deben colocarse
filtros entre el variador y el motor. Normalmente podemos optar por dos tipos de
soluciones:
• 1)
Filtro dU/dt. Es un filtro LC con la frecuencia de corte justa para evitar la
reflexión y las sobretensiones
• 2)
Filtro “sinus”. Es un filtro LC con una frecuencia de corte mucho más baja
que la frecuencia de conmutación
En general el filtro “sinus” resuelve totalmente el problema, pues atenúa todas
las altas frecuencias, mientras que los filtros dU/dt , dejan pasar frecuencias más
altas y filtran lo justo para evitar la reflexión.
10
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
330
Tabla 10.1 Valores típicos de L y C por km de un cable trifilar
(Fuente: Reka Cables)
Cable
C [mF/km]
L [mH/km]
3x16/16
0,35
0,30
3x25/16
0,45
0,26
3x35/16
0,50
0,24
3x50/25
0,60
0,22
3x70/35
0,65
0,20
3x95/50
0,70
0,18
3x120/70
0,75
0,17
3x150/70
0,75
0,16
3x185/95
075
0,15
3x240/120
0,75
0,15
4x16/16
0,30
0,30
4x25/16
0,35
0,27
4x35/16
0,45
0,26
4x50/25
0,50
0,24
4x70/35
0,55
0,24
4x95/50
0,65
0,23
4x120/70
0,70
0,23
4x150/70
0,75
0,23
4x185/95
0,80
0,22
4x240/120
0,85
0,22
10.5.3 Distancia crítica y frecuencia de corte de los filtros dU/dt y sinus
Los problemas de sobretensiones debidos a la reflexión de ondas empiezan
a producirse cuando la longitud del cable que une el convertidor y el motor es
superior a / 2 . Así pues la longitud crítica del cable para una onda cuya
frecuencia máxima fuese f max, sería:
10
filtros Para convertidores estÁticos
Lcritica =
2
=
1
2 f max LC
( 10.8)
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
331
Para una tensión generada con pulsos PWM, puede existir reflexión a alguna de
las frecuencias de los armónicos. Suele considerarse que la frecuencia f max es la
frecuencia del armónico 11 de la onda, con lo cual para el cálculo de Lcritica se
tomaría f max = 11 f s , donde f s es la frecuencia de conmutación del convertidor.
Podemos plantear el problema a la inversa, dada una longitud de cable, la
frecuencia máxima que puede propagarse sin tener problemas de reflexión
sería:
f max =
1
2 Lcable LC
( 10.9)
Esto nos permite dimensionar la frecuencia de corte del filtro dU/dt. Este filtro
debe ser un filtro pasa bajos que deberá dimensionarse para bloquear a la salida
del convertidor las frecuencias iguales o superiores a f max . Para este cálculo
se suele tomar f corte = f s / 10 , es decir, que el filtro de salida debe cortar como
mínimo una década por debajo de la frecuencia de conmutación. Como estos
filtros suelen ser filtros LC (2º orden) a la frecuencia de conmutación se tendrá
una atenuación de 40 dB, es decir se atenúa la frecuencia f s a 1/100 parte.
10.5.4 Elección de filtros SINUS y dU/dt
Los filtros “sinus” se conectan justo a la salida del convertidor, mientras que los
filtros dU/dt se suelen conectar en el lado del motor.
En general se prefiere solucionar los problemas de reflexión mediante filtros
“sinus” pues estos ofrecen la ventaja añadida de alimentar el motor con una
onda prácticamente senoidal (ver Fig.10.19) y evitar las pérdidas del hierro en la
máquina producidas por las componentes de alta frecuencia no filtradas.
Fig. 10.19 - Conexión de un filtro sinus
10
La Fig.10.20 muestra la conexión de un filtro sinus a la salida del convertidor.
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
332
Fig. 10.20 - Conexión de un filtro sinus
10.6 Resumen
Según estudios de Red Eléctrica, prácticamente un 70% de la energía consumida
en la actualidad sufre algún tipo de transformación a través de un convertidor,
por ello, este capítulo lo hemos dedicado específicamente a los filtros para
convertidores.
Según hemos dicho la característica común a todos ellos es que suelen consumir
corrientes de altas frecuencias que hay que filtrar para evitar que polucionen la
red o que produzcan fenómenos transitorios en las cargas. La gran variedad de
conFiguraciones y la diversidad de frecuencias y formas de onda hacen que no
se pueda hablar de unos tipos normalizados de filtros, sino que muchas veces
son filtros que hay que diseñar a medida o hay que adaptar a cada aplicación.
No obstante hemos procurado al menos describir los distintos problemas que se
producen y describir en líneas generales las especificaciones que deben cumplir
los filtros que resuelven el problema.
10
filtros Para convertidores estÁticos
Eficiencia en el uso de la energía eléctrica
333
10.7 Referencias
[1] Norma UNE-EN-61000-3-2; Compatibilidad Electromagnética: Límites para
las emisiones de corriente armónica (Equipos para I<16 A); CENELEC (Distribuye
en España AENOR)
[2] Norma UNE-EN-61000-3-4; Compatibilidad Electromagnética: Limitación
de las emisiones de corrientes armónicas en las redes de BT para equipos con
corriente asignada I>16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR)
[3] Norma UNE-EN-61000-3-12; Compatibilidad Electromagnética: Límites para
las corrientes armónicas producidas por los equipos conectados a las redes
públicas de BT con corriente de entrada >16 A y <75 A por fase; CENELEC
(Distribuye en España AENOR)
[4] Norma UNE- EN 61000-6-4 Norma genérica de límites de emisión de EMI en
entorno industrial; CENELEC (Distribuye en España AENOR)
[5] Norma UNE- EN 61000-6-3 Norma genérica de límites de emisión de EMI en
entorno residencial e industria ligera; CENELEC (Distribuye en España AENOR)
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filtros Para convertidores estÁticos