Download instituto politécnico nacional índices de desempeño de las

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE
VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN
Tesis que para obtener el Titulo de
INGENIERO ELECTRICISTA
Presentan:
Edgar Guzmán Máximo
Luis Ángel Diego Ríos García
Director de tesis: M. en C. Miguel Jiménez Guzmán
Ing. Enrique Martínez Roldán
México D.F Noviembre de 2008
1
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELECTRICA
UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LÓPEZ MATEOS"
TEMA DE TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITlJLO DE
POR LA OPCIÓN DE TITULACIÓN
DEBERA(N) DESARROLLAR
INGENIERO ELECTRICISTA
TESIS COLECTIVA y EXAMEN ORAL INDIVIDUAL
C. EDGAR GUZMÁN MÁXIMO
LUIS ÁNGEL DIEGO RÍOS GARCÍA
"ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN"
ABORDAR EL TEMA DE VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN EN SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN Y REALIZAR UN ANÁLISIS DE LA IMPLICACIONES DE LAS
VARIACIONES DE VOL TAJE MEDIANTE UN ESTUDIO DE CASO, CONSIDERANDO MARCOS
REGULA TORIOS E ÍNDICES DE EVENTOS OCURRIDOS EN EL SISTEMA Y ELABORAR
ESPECIFICACIONES APROPIADAS PARA LOS EQUIPOS.
CALIDAD DE LA ENERGÍA EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
11 DEPRESIONES (sags) E INTERRUPTORES DE VOLTAJE
11 MONITOREO DE CALIDAD DE LA ENERGÍA
11 VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN
11 ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE CORTA DURACIÓN
11
MÉXICO D.F. A 08 DE SEPTIEMBRE 2009
ASESORES
, /L/
/()~-
//./.
.
M. EN C. yIGUEL JIMENEZ GUZMAN
MARTÍNEZ ROLDÁN
DEDICATORIA
Nuestra tesis la dedicamos con todo cariño, apoyo y respeto a:
A nuestros padres primordialmente por habernos enseñado el verdadero valor de
la vida y por haber estado con nosotros en todo momento. Sabemos que el camino
fue difícil y que nunca se rindieron, que nos dieron lo mejor y que en ocasiones
preferían vernos con salud y ustedes mientras exiliados de su propio bienestar;
simplemente no hay palabras de lo que sentimos al ver que su esfuerzo ha sido por
la prosperidad de nosotros.
Los hermanos que con sus palabras severas hicieron que reflexionáramos sobre la
importancia de creer. Es increíble pensar que ellos tan cerca de nosotros, cumplen
una función indispensable en nuestras vidas, pero es ahora cuando comprendemos
que esa función es la de mostrar que no existen barreras y que en esta vida todo se
puede.
Los amigos que estuvieron presentes recordándonos el término diversión, me
refiero a Apolo y Eduardo que gracias a sus efusivas palabras lograron que la
confianza en nosotros surgiera; los momentos que nos hicieron vivir se llevaran
siempre en la mente.
A todos los compañeros dentro de la escuela que nos incitaban a seguir el camino
del estudio y que con su compañía hicieron más amena nuestra estancia en esta
institución.
Amigos de infancia y de casa que confiaron en nosotros y que en momentos de
tensión se encontraban presentes para hacernos olvidar y convertir el aburrimiento
en una sana recreación.
Una mención honorifica al M. en C. Miguel Jiménez Guzmán por brindarnos la
información y paciencia para que este trabajo se concluyera satisfactoriamente.
2
AGRADECIMIENTOS
Esta tesis está realizada con el esfuerzo de nuestros padres, a quienes agradecemos
con todo cariño su valor y comprensión. En todo momento los llevamos con
nosotros.
Agradecemos a nuestros hermanos por su apoyo que nos brindaron. Sabemos que
contaremos con ellos siempre.
Agradecemos a los amigos por su confianza y lealtad.
Agradecemos a nuestros profesores por su gratitud y entrega. Sus enseñanzas las
llevaremos siempre presentes.
3
RESUMEN
La calidad de la energía eléctrica es uno de los puntos más importantes dentro de
la regulación de la distribución de energía eléctrica, su importancia radica en que
el producto en la distribución es precisamente la electricidad, y como tal, debe
tener un cierto nivel de calidad. La mayoría de las regulaciones de la calidad de la
distribución de energía eléctrica se dividen en tres principales puntos, que son;
calidad del suministro, calidad del voltaje y calidad comercial. En este trabajo se
presentan las directivas del análisis de problemas de calidad del voltaje
ocasionados por las variaciones rápidas de voltaje; depresiones de voltaje “sags”,
elevaciones “swells”, y las interrupciones cortas “short interruptions” y su efecto
en la regulación de la distribución. Se presenta un caso de estudio para el cual se
evaluaron índices rms.
La principal razón que ha llevado al reciente estudio de este tipo de fenómenos es
que los equipos modernos no están preparados aún para soportar estas
variaciones, especialmente en computadores y equipos de control altamente
sensibles.
Los voltajes sags son conocidos como el problema más importante que afecta a los
consumidores industriales debido a que pueden causar que equipo sensible falle.
Un significante número de empresas han empezado a aplicar extensivos esquemas
de monitoreo de la calidad en sus sistemas de distribución para determinar el nivel
de calidad que ofrecen a sus clientes.
4
ABSTRACT
A voltage sag is a Power-Quality phenomenon, often caused by short circuits in an
electric grid, in which the supplying voltage decreases durinin a short period of
time. Certain electrical process components, for instance; such as variable speed
drives and computers, are quite a sensitive to such dips, that may result in a whole
process outage. To determine whether there are cost effective mitigation
approaches to avoid or to cap the damage, it requires detailed information on
several aspects, such as an estimation of the number of sags to be expected, and
overview of possible solutions and a correct economic decision-making criterion.
The current literature describes these aspects isolated, neglecting the interactions
between the coupled aspects.
This work combines them in a coherent framework, resulting in a applicable
strategy to find the best techno-economic solution in a concrete situation. The
applicability of the introduced approaches is demonstrated by case studies in
industrial processes in an existing grid.
5
ÍNDICE
Tema
Capítulo 1. Introducción
1.1. Introducción
1.2. Objetivo
1.3. Justificación
Pág.
13
14
15
Capítulo 2. Calidad de la energía en sistemas de distribución
2.1.Introduccion
2.2. Clasificación General de los Disturbios de Calidad de la Energía
2.3. Evento o disturbio
2.4. Transitorios
2.4.1. Impulso Transitorio
2.4.2. Transitorio Oscilatorio
2.4.3. Variaciones de Voltaje de Larga Duración
2.4.4. Sobre Voltaje
2.4.5. Caídas de Voltaje
2.4.6. Interrupciones Sostenidas
2.4.7. Variaciones de Voltaje de Corta Duración
2.4.8. Interrupción
2.4.9. Depresión de voltaje (sag, dip)
2.4.10. Dilatación de Voltaje (Swells)
2.4.11. Desbalance de voltaje
2.4.12. Distorsión de la forma de onda
2.4.13. Desplazamiento de C.D. (D.C. offset)
2.4.14. Armónicas
2.4.15. Interarmónicas
2.4.16. Muescas (Notching)
2.4.17. Ruido (noise)
2.4.18. Fluctuaciones de voltaje (parpadeo ó flickers)
2.4.19. Variaciones de frecuencia del sistema
2.5. Estándares de Calidad de la Energía.
16
16
20
21
22
23
25
26
26
26
27
27
28
31
32
33
33
33
36
36
37
37
38
40
Capítulo 3. Depresiones (sags) e interrupciones de voltaje
3.1. Introducción
3.2. Fuentes de sags e interrupciones
3.3. Estimación del comportamiento de los sags de voltaje
3.3.1. Área de vulnerabilidad
3.3.2. Sensibilidad del equipo a sags de voltaje
41
41
45
46
47
6
3.3.3 Evaluación del desempeño de las depresiones de voltaje
en el sistema de transmisión
3.3.4 Evaluación del funcionamiento de los sags de voltaje en
el sistema de distribución de uso general
3.4 Principios fundamentales de la protección
3.5 Sags en el arranque del motor
3.5.1 Métodos de arranque del motor
3.5.2 Estimación de la severidad del sag durante el arranque
a tensión plena
50
54
58
59
60
61
Capitulo 4. Monitoreo de calidad de la energía
4.1. Introducción
4.2. Sitio de Inspección
4.3. Detalles del Monitoreo de la Calidad de Energía
4.3.1. Elección del Punto de Monitoreo
4.3.2. Conexión para el Monitoreo de Disturbios
4.3.3. Cantidades a Medir
4.4. Análisis de los Datos Medidos
4.5. Instrumentos de Monitoreo
4.5.1. Mediciones con Multímetros
4.5.2. Osciloscopios
4.5.3. Perturbógrafos
4.5.4. Registrador de Eventos
4.5.5. Instrumentos Combinados
4.6. Equipos de Medición de Calidad de la Energía
4.7. Aplicaciones SCADA
62
62
64
65
66
66
67
70
70
72
72
73
74
76
78
Capítulo 5. Variaciones de voltaje de corta duración
5.1. Introducción
5.2. Variaciones de Voltaje de Corta Duración
5.2.1. Definiciones de las variaciones de voltaje
5.2.2. Causas y efectos de las variaciones de voltaje
5.2.3. Caracterización de los sags de voltaje
5.2.4. Voltajes sags en sistemas trifásicos
5.2.5. Normas y Estándares de las variaciones de voltaje
5.2.6. Índices de las variaciones de voltaje.
5.2.7. Evaluación de sags en redes de distribución
5.2.8. Identificación de áreas de vulnerabilidad.
5.3. Caso de estudio
79
80
80
82
83
88
90
93
101
102
105
7
Capítulo 6. Índices de desempeño de las variaciones de voltaje de corta
duración
6.1. Introducción
6.2. Definiciones básicas de los parámetros de tensión
6.3. Requisitos principales de la norma EN 50160
6.4. Funcionamiento de los equipos y prescripciones de la EN 50160
6.5. Métodos de medida
6.6. Normativas de algunos países
119
120
123
127
132
134
Conclusiones
136
Bibliografía y Fuentes
137
8
ÍNDICE DE FIGURAS
Capitulo 2
Figura 2.1. Ejemplo de un sobrevoltaje transitorio, que es un disturbio
provocado por una falla de fase a tierra
Figura 2.2. Corriente de rayo que genera un impulso transitorio
Figura 2.3. Transitorio oscilatorio de corriente causado por el switcheo de
un banco de capacitores.
Figura 2.4. Transitorio oscilatorio de frecuencia baja causado por la
energización de un banco de capacitores
Figura 2.5. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia causado por
ferroresonancia de un transformador desbalanceado
Figura 2.6. Interrupción momentánea debido a una falla y liberación de la
misma
Figura 2.7. Sag de voltaje causado por una falla de una fase con tierra (SLG)
Figura 2.8. Sag de voltaje temporal causado por el arranque de un motor
Figura 2.9. Swell de voltaje instantáneo causado por la falla de fase a tierra
(SLG)
Figura 2.10. El comportamiento de desbalance sobre un alimentador
residencial
Figura 2.11. Forma de onda de la corriente y contenido armónico para un
controlador de velocidad
Figura 2.12. Ejemplo de muescas de voltaje causado por un convertidor
trifásico
Figura 2.13. Ejemplo de un flicker de voltaje causado por la operación de un
horno de arco eléctrico.
Figura 2.14. Tendencia de la frecuencia de la energía y estadística en la
distribución de 13 kV en el bus de una subestación.
21
22
23
24
25
28
30
30
31
32
35
36
38
39
Capitulo 3
Figura 3.1. Zonas de falla en el sistema de potencia.
Figura 3.2. Ejemplo de las zonas de falla que causan mala operación del
equipo sensible de producción en una instalación industrial
Figura 3.3. Depresión de voltaje debido a una falla de cortocircuito en un
alimentador paralelo de la empresa.
Figura 3.4. Evento de falla de cortocircuito en una empresa con 2
operaciones rápidas del restaurador de una línea
Figura 3.5. Ilustración de un área de vulnerabilidad
Figura 3.6. Sag de voltaje típico del equipo por curvas de capacidad
42
43
44
45
47
49
9
Figura 3.7. Tipos de sags de voltaje en el equipo que resultan de diversos
tipos de fallas y de conexiones del transformador
Figura 3.8. Estimación del funcionamiento del sag de voltaje en el equipo
del cliente debido a las fallas del sistema de transmisión.
Figura 3.9. Sistema de distribución típico que ilustra los dispositivos de
protección
Figura 3.10. Ejemplo de la magnitud del sag de voltaje en una zona del
usuario en función de la zona de falla a lo largo de un circuito del
alimentador paralelo
Figura 3.11. Lineamientos a partir de la salida de sags de voltaje
Figura 3.12. Sag de voltaje típico de arranque del motor
Figura 3.13. Motor típico contra el transformador para los sags de voltaje
durante el arranque a tensión plena al 90%.
52
54
55
56
58
60
61
Capitulo 4
Figura 4.1. Medición en sistemas de distribución
Figura 4.2. Puntos de medición en sistemas industriales
Figura 4.3 Medición vía remota (Base de red para el monitoreo de calidad
de energía de un sistema eléctrico)
Figura 4.4. Medición monofásica de voltaje y corriente de una computadora
Figura 4.5. Grafico de Barras de Transitorios
Figura 4.6. Evolución en el tiempo de la tensión rms
Figura 4.7. Evolución en el tiempo de la tensión rms
Figura 4.8. VR 101S de Fluke
Figura 4.9. Pantalla de eventos ( duración y magnitud)
Figura 4.10. FLUKE-43
Figura 4.11. Eventos con la ayuda de los cursores
Figura 4.12. Equipo de monitoreo de calidad de energía PP1
Figura 4.13. Sistema MOSCAD
63
64
66
67
68
69
69
74
74
75
75
76
78
Capitulo 5
Figura 5.1. Voltaje sag en una fase en función del tiempo.
Figura 5.2. Salto de ángulo de fase debido a un voltaje sag
Figura 5.3. Voltajes sags en sistemas trifásicos
Figura 5.4. Diagramas fasoriales de sags trifásicos desbalanceados
Figura 5.5. Descripción de voltaje sag
Figura 5.6. Curva CBEMA
Figura 5.7. Curva ITIC.
Figura 5.8. Curva SEMI
84
87
89
89
91
96
97
97
10
Figura 5.9. Diagrama de áreas de vulnerabilidad a los sags
Figura 5.10. Gráfica cuantificación de la magnitud y duración de voltajes sag
Figura 5.11. Diagrama unifilar de la red eléctrica
Figura 5.12. Áreas de vulnerabilidad de la red eléctrica y puesta de los
aparatos de monitoreo
103
104
107
108
Capitulo 6
Figura 6.1. Ilustración de un hueco de tensión y de una interrupción breve
del suministro eléctrico, clasificadas según EN 50160
Figura 6.2. Valor relativo del flujo luminoso F de una lámpara
incandescente y de una lámpara de descarga en función de la tensión de
entrada según la fórmula 6.3
Figura 6.3. Valor relativo de la vida útil (durabilidad) de una lámpara
incandescente en función de la tensión de entrada, según la fórmula 6.4
Figura6.4. Ejemplos de caídas de tensión (tensiones eficaces de fase a
neutro); oscilogramas que muestran las variaciones de la tensión de entrada
(traza superior) y de la frecuencia (traza inferior) en el punto de
acoplamiento común de una pequeña fábrica
Figura 6.5. Ejemplo de variaciones de tensión (traza superior) en el arranque
de un motor asíncrono
Figura 6.6. Ilustración de la influencia de la corriente de carga sobre las
caídas de tensión de entrada en la instalación eléctrica
Figura 6.7. Influencia del par asíncrono producido por los armónicos sobre
la curva característica del para principal de un motor asíncrono
Figura 6.8. Ejemplo de diagrama ordenado del coeficiente de distorsión
armónica total medido en subestaciones que suministran a redes de baja
tensión industriales
126
127
128
130
131
132
133
134
11
ÍNDICE DE TABLAS
Capitulo 2
Tabla 2.1. Principales fenómenos causados por disturbios
electromagnéticos
Tabla 2.1. IEEE 1159 Categorías y características de fenómenos
electromagnéticos en sistemas de potencia.
Tabla 2.3. Estándares de calidad de la energía por tópico
17
19
40
Capitulo 3
Tabla 3.1. Voltajes secundarios del transformador de una sola línea a tierra
Tabla 3.2. Cálculo del rendimiento del sag de voltaje esperado en una zona
específica del cliente para un determinado nivel de tensión
51
53
Capitulo 4
Tabla 4.1. Parámetros medidos por un analizador Fluke 41B
Tabla 4.2. Forma de onda por el tipo de medición
67
71
Capitulo 5
Tabla 5.1. Tiempos típicos de operación de dispositivos de protección.
Tabla 5.2. Valores típicos de tasas promedio de falla para redes de
distribución.
Tabla 5.3.Depresión de voltaje y conexión de la carga (transformador)
Tabla 5.4. Estándares de sags de Voltaje del IEEE e IEC.
Tabla 5.5. Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo
Tabla 5.6. Índices SARFIX Calculados a partir de la Tabla 5.5
Tabla 5.7. Sags empleados para el cálculo de AVSEI
Tablas del caso de estudio
85
87
90
91
95
95
100
109
Capitulo 6
Tabla 1. Comparación de los requisitos de tensión de suministro según la
Norma
Tabla 2. Valores de las tensiones armónicas individuales en los terminales
de entrada para órdenes de hasta 25, dados en porcentaje de Vn
Tabla 3. Requisitos relativos a la Calidad de la Energía de la tensión de
suministro en la red de distribución polaca, según los requerimientos
técnicos de conexión
124
126
135
12
CAPITULO 1. INTRODUCCIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN
El término calidad de energía eléctrica se emplea para describir la variación de
voltaje en un sistema eléctrico, estas variaciones son ocasionadas por disturbios en
el sistema eléctrico. Los disturbios en el sistema eléctrico, que se han considerado
normales durante muchos años, ahora pueden causar desorden en el sistema
eléctrico, con la consecuente pérdida de producción. Los disturbios en el sistema
eléctrico son variaciones generalmente temporales en el voltaje del sistema. Las
variaciones rápidas de voltaje en su concepción de depresiones de voltaje (sags)
son uno de los problemas de la calidad del servicio que afecta con más frecuencia y
en mayor impacto económico a los usuarios, principalmente a las industrias cuyos
equipos de automatización y control son sensibles a este fenómeno. Dentro de los
disturbios que más afectan a los clientes están las depresiones de voltaje “sags”,
dilataciones de voltaje “swells” e interrupciones. Las depresiones de voltaje sags
son una reducción del voltaje rms de corta duración que son causados
principalmente por; cortos circuitos en la red, sobrecargas y arranques de cargas robustas
como hornos de arco eléctrico, soldadoras ó motores de potencia elevada.
Dentro de las características que se asocian con las depresiones y elevaciones de
voltaje se encuentra su magnitud, duración y ángulo de fase; de las cuales al menos su
magnitud y duración pueden ser minimizadas por la empresa suministradora ó
por el uso de dispositivos de acondicionamiento de calidad de la energía por parte
de los usuarios.
Un corto circuito en un sistema de potencia no solo causa caída en la magnitud de
voltaje, sino también un cambio en el ángulo de fase. Son bien conocidos los
diversos tipos de fallas de corto circuito en los sistemas eléctricos (falla de tres
fases, falla de dos fases, falla de dos fases a tierra y falla de fase a tierra), dentro de
estas las fallas de mayor ocurrencia en las que se presentan los sags en los sistemas
de distribución son las fallas de fase a tierra.
El impacto del voltaje sag en las industrias es diverso, ya que depende de las
características del sag y del tipo de industria. Los voltajes sags por lo general no
causan daño a los equipos pero pueden fácilmente interrumpir la operación de
equipos sensibles. Por lo que, los voltajes sags son conocidos como el problema mas
importante que afecta a los consumidores industriales, debido a que pueden causar
que equipos sensibles como computadoras “PCs”, controladores de velocidad
“ASDs” y controladores lógicos programables “PLCs” fallen, afectando los
procesos industriales de producción.
13
En la actualidad existen dos métodos para cuantificar la severidad de los voltajes
sags: uno de ellos es el monitoreo de calidad del suministro y el otro es el método
de predicción estocástica. El método de monitoreo de calidad de la energía da
importante información acerca de eventos frecuentes, para eventos no tan comunes
el método de predicción estocástica es más usual. Las fallas por cortocircuito se
presentan principalmente en redes aéreas, y los mas cotidianos son los de fase a
tierra aproximadamente que corresponden al 70% del total de las fallas trifásicas
son muy severas y corresponden al 5% del total.
Las empresas distribuidoras diseñan sistemas de protección para aislar las fallas y
buscan separar el área fallada más pequeña posible. En un sistema de distribución
el esquema principal de protección esta integrado por fusibles y relevadores de
sobrecorriente. En la actualidad muchas empresas monitorean y registran las
variaciones de voltaje y calculan índices locales y de sistema de igual forma que lo
hacen para la confiabilidad. El desarrollo y uso apropiado de estándares para
regular los asuntos relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y
empresas distribuidoras con respecto a sags es muy importante. Estos índices están
dados en cuanto a la duración del evento y del abatimiento del voltaje en el
sistema.
1.2. Objetivo
Abordar el tema de variaciones de voltaje de corta duración en sistemas eléctricos
de distribución y realizar un análisis de las implicaciones de las variaciones de
voltaje mediante un estudio de caso, considerando marcos regulatorios e índices de
eventos ocurridos en el sistema y elaborar especificaciones apropiadas para los
equipos.
Identificar la importancia de los índices apropiados para cada perturbación en el
sistema, para tener un enfoque de los niveles permitidos de la variación de voltaje
y de las exigencias que se realizan para entregar un servicio confiable y seguro.
Desarrollar un análisis de las perturbaciones que están presentes en los sistemas
eléctricos y que afectan su funcionamiento adecuado e identificar los aspectos
relevantes que originan el problema de caídas de voltaje de corta duración en el
sistema, así como las bases conceptuales del comportamiento del sistema al
presentarse estos eventos.
Conocer el grado de afectación de los voltajes de corta duracion sobre el sistema en
base a la sensibilidad de los equipos que se encuentren conectados y del tiempo de
operación de las protecciones.
14
1.3. Justificación
Es relevante abordar el tema de variaciones de voltaje de corta duración en
sistemas eléctricos de distribución ya que las depresiones de voltaje ocasionan un
gran impacto en el buen funcionamiento de los equipos sensibles provocando en
el caso mas severo perdida de producción, los sags presentan la mayor ocurrencia
de los disturbios en los sistemas eléctricos. Es importante conocer la causa y efecto
de estos. Los sags originan la interrupción de numerosos procesos; los efectos que
podrían originar son: el funcionamiento defectuoso de lámparas disminuyendo su
capacidad de iluminación y su vida útil, la operación incorrecta de dispositivos de
control; las variaciones de velocidad o paro de motores; la operación incorrecta de
contactores y del equipo de protección; las fallas y errores de calculo en
computadoras e instrumentos de medición.
Dentro de las fortalezas que presenta el trabajo encontramos la reducción de
riesgos y la eficiencia de procesos. Es responsabilidad conjunta del suministrador y
del usuario de la electricidad para mantener una buena calidad de la energía.
Los costos asociados con eventos de variaciones de voltaje pueden cambiar
considerablemente de casi cero a varios millones de pesos. Los costos se modifican
especialmente con la severidad del disturbio en la calidad de al energía. Los sags
de voltaje y otras variaciones de la calidad de la energía tienen siempre un impacto
que causa que alguna parte quede fuera de la red eléctrica.
15
CAPÍTULO 2. CALIDAD DE LA ENERGÍA EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
2.1. Introducción
El termino power quality “calidad de la energía” se aplica a una amplia variedad de
fenómenos electromagnéticos en un sistema eléctrico de potencia. El incremento en
la aplicación de equipo de electrónica de potencia y generación distribuida ha
aumentado el interés en la calidad de la energía en años recientes y este ha estado
acompañado por el desarrollo de una terminología especial para describir el
fenómeno. Desafortunadamente esta terminología no ha sido consistente a través
de los diferentes segmentos de la industria. Esto ha causado una gran confusión
para fabricantes y usuarios finales que se han esforzado por entender por que el
equipo eléctrico no trabaja como se esperaba. Así mismo es complicado para el
vendedor de equipo diferenciar entre una gran cantidad de soluciones propuestas.
Han sido empleadas muchas palabras ambiguas que han confundido los
significados. Por ejemplo, surge es usado para describir una gran variedad de
disturbios que causan fallas en los equipos. Un supresor de transitorios (surge
suppressor) puede suprimir algunos de estos disturbios pero no tendrá ningún
efecto sobre otros. Sucede algo parecido con los términos interferencia (glitch) y
parpadeo (blink) que no tienen un significado técnico. Vendedores sin escrúpulos
toman ventaja del desconocimiento de los usuarios, vendiendo aparatos a sobre
precios con poca utilidad para mejorar la calidad de la energía. Esto se puede
corregir teniendo un mejor entendimiento del vocabulario de calidad de la energía
e insistiendo en manuales técnicos de cómo trabajan los dispositivos.
A continuación se presenta una terminología consistente que puede ser usada para
describir los disturbios de calidad de la energía. También se explican algunas de
las terminologías inapropiadas comúnmente usadas en calidad de la energía.
2.2. Clasificación General de los Disturbios de Calidad de la Energía
La terminología presentada aquí refleja los esfuerzos internacionales para
estandarizar las definiciones de calidad de la energía. El IEEE- Instituto de
Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (Institute of Electrical and Electronics Engineers)
Standards Coordinating Committee 22, IEEE SCC22 (Comité de Coordinación de
Estándares 22) ha liderado el principal esfuerzo en E.U.A. para coordinar los
estándares de calidad de la energía.
16
Ellos tienen la responsabilidad a través de muchas sociedades pertenecientes
principalmente al IEEE, específicamente la Sociedad de Aplicaciones Industriales y
la Sociedad de Ingeniería de Potencia (Industry Applications Society y Power
Engineering Society, respectivamente). El IEEE SCC22 se coordina con los esfuerzos
internacionales a través de alianzas con la Comisión Internacional Electrotécnica
IEC (International Electrotechnical Comission) y el Consejo Internacional de Grandes
Sistemas Eléctricos CIGRE (International Council on Large Electric Systems).
El IEC clasifica los fenómenos electromagnéticos en los grupos como se muestra en
la tabla 2.1.
Tabla 2.1. Principales fenómenos causados por disturbios electromagnéticos
Fenómenos de Baja Frecuencia Conducidos
 Armónicas e Interarmónicas
 Señales en Sistemas (Portadora en la Línea de Potencia)
 Fluctuaciones de Voltaje
 Interrupciones y sags de Voltaje
 Desbalance de Voltaje
 Variaciones de Frecuencia
 Voltajes Inducidos de Baja Frecuencia
 CD en Redes de CA
Fenómenos de Baja Frecuencia Radiados
 Campos Magnéticos
 Campos Eléctricos
Fenómenos de Alta Frecuencia Conducidos
 Ondas Continuas de Voltajes o Corrientes Inducidas
 Transitorios Unidireccionales
 Transitorios Oscilatorios
Fenómenos de Alta Frecuencia Radiados
 Campos Magnéticos
 Campos Eléctricos
 Campos Electromagnéticos
 Onda Continua
 Transitorios
Fenómeno de Descarga Electrostática (ESD)
Pulso Nuclear Electromagnético (NEMP)
La industria eléctrica de E.U.A se ha esforzado por desarrollar algunas practicas
recomendables para el monitoreo de la calidad de la energía eléctrica y ha
adicionado algunos términos a la terminología del IEC. Depresión de voltaje (Sag)
es usada como sinónimo del término dip de IEC.
17
La categoría de variaciones de voltaje de corta duración es usada para referirse a sags
de voltaje e interrupciones de corta duración. El termino dilatación de voltaje (swell) es
introducido como un inverso a sag (dip). La categoría de variación de larga duración
ha sido adicionada para concordar con los límites del Instituto Nacional
Americano de Estándares-American National Standards Institute (ANSI) C84.1. La
categoría de ruido (noise) ha sido adicionada para aplicarse a un ancho de banda de
fenómenos conducidos. La categoría de distorsión de la forma de onda (waveform
distortion) es usada como una categoría que contiene varios disturbios para el IEC
armónicas, interarmónicas, y C.D. en redes de C.A., así como un fenómeno
adicional al estándar IEEE Standard 519-1992, Prácticas Recomendadas y los
Requisitos de Control de Armónicos en Sistemas Eléctricos-Recommended Practices
and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, llamado muescas
(notching).
La tabla 2.2 muestra la clasificación de los fenómenos electromagnéticos usados
por la comunidad de calidad de la energía. Los fenómenos listados en la tabla
pueden ser descritos más ampliamente que los parametros mencionados. Para los
fenómenos en estado estable, se pueden usar los siguientes factores:
 Amplitud
 Frecuencia
 Espectro
 Modulación
 Impedancia de la Fuente
 Profundidad de la Muesca
 Área de la Muesca
Para fenómenos que no son de estado estable, se pueden requerir otros factores:
 Índice de riso
 Amplitud
 Duración
 Espectro
 Frecuencia
 Índice de ocurrencia
 Energía potencial
 Impedancia de la Fuente
La tabla 2.2 proporciona información con respecto al contenido típico espectral, la
duración, y la magnitud apropiada para cada categoría de fenómeno
electromagnético. Las categorías de la tabla, cuando se utilizan con los atributos
mencionados previamente, proporcionan un medio de describir claramente un
disturbio electromagnético. Las categorías y sus descripciones son importantes
para poder clasificar resultados de medición y describir los fenómenos
electromagnéticos que pueden causar problemas de la calidad de la energía
18
Tabla 2.2. IEEE 1159 Categorías y características de fenómenos electromagnéticos
en sistemas de potencia.
Categoría
1.Transitorios
Impulsos
Nanosegundos
Microsegundos
Milisegundos
Oscilatorios
Baja frecuencia
Media frecuencia
Alta frecuencia
2.Variaciones de corta duración
Instantáneas
Sag
Swell
Momentáneas
Interrupción
Sag
Swell
Temporal
Interrupción
Sag
Swell
3. Variaciones de larga duración
Interrupción sostenida
Bajo voltaje
Sobrevoltaje
4.Desbalance de voltaje
5.Distorsión de forma de onda
Componente de directa
Contenido armónico
Interarmónicas
Muescas en el voltaje
Ruido
6. Fluctuaciones de voltaje
7.Variaciones en la frecuencia
Contenido
Típico Espectral
Duración Típica
5 ns de
elevación
1 µs de elevación
0.1 ms de
elevación
< 50 ns
< 5 kHz
5 – 500 kHz
0.5 – 5 MHz
0 –100th H
0 – 6 kHz
Banda amplia
< 25 kHz
Magnitud
Típica del
Voltaje
50 ns – 1 ms
> 1 ms
0.3 – 50 ms
20 µs
5 µs
0 – 4 pu
0 – 8 pu
0 – 4 pu
0.5 – 30 ciclos
0.5 – 30 ciclos
0.1 – 0.9 pu
1.1 – 1.8 pu
0.5 ciclos – 3 seg
30 ciclos – 3seg
30 ciclos – 3seg
< 1.0 pu
0.1 – 0.9 pu
1.1 – 1.4 pu
3 seg – 1 min
3 seg – 1 min
3 seg – 1 min
< 1.0 pu
0.1 – 0.9 pu
1.1 – 1.2 pu
> 1 min
> 1 min
> 1 min
Estado estable
0.0 pu
0.8 – 0.9 pu
1.1 – 1.2 pu
0.5 – 2 %
Estado estable
Estado estable
Estado estable
Estado estable
Estado estable
Intermitente
< 10 seg
0 – 0.1 %
0 – 20 %
0–2%
0–1%
0.1 – 7 %
19
Los términos usados para describir los disturbios frecuentemente tienen diferente
significado para los usuarios. Pero muchos atributos de calidad de la energía son
comúnmente reconocidos. A continuación se da una breve descripción de los
disturbios más comunes.
2.3. Evento o disturbio
Los eventos son fenómenos que solamente suceden una vez en un cierto instante.
Una interrupción del suministro de voltaje es el mejor ejemplo conocido.
Esto puede en teoría ser visto como una extrema variación de magnitud de voltaje,
y puede ser incluida en una función de probabilidad de distribución de la
magnitud de voltaje. Pero esto no pudiera dar demasiada información útil. La
mayoría de los eventos están comúnmente asociados con los siguientes
parámetros:
Magnitud: La magnitud es la desviación de voltaje de la onda normal sinusoidal.
Duración: La duración es el tiempo que dura el disturbio, la cual puede estar
dividida en:



El tiempo promedio de la caída de voltaje.
El tiempo en que el voltaje ha recuperado el 10% de la magnitud del
sobrevoltaje transitorio.
La integral Vt definida debajo de la curva y la magnitud del sobrevoltaje
transitorio.
Integral Vt : La integral Vt es definida como
T
Vt   vt dt
(2.1)
0
Los disturbios se pueden clasificar como:
 Fenómeno de alta frecuencia (transitorios)
 Fenómeno de baja frecuencia. (dips, interrupciones, y swell)
20
Figura 2.1. Ejemplo de un sobrevoltaje transitorio, que es un disturbio
provocado por una falla de fase a tierra
2.4. Transitorios
El término transitorio ha sido usado por mucho tiempo en el análisis de variaciones
del sistema eléctrico para denotar un evento indeseado que momentáneamente es
natural. La noción de un transitorio oscilatorio amortiguado debido a una red RLC,
es probablemente lo que muchos Ingenieros piensan cuando escuchan la palabra
transitorio. Otra definición frecuente de transitorio es “la parte del cambio en una
variable que desaparece durante la transición de una condición de operación de
estado estable a otra”. Desafortunadamente, esta definición pudiera ser usada para
describir cualquier cosa poco común que suceda en el sistema eléctrico.
Otro término constantemente usado para describir un transitorio es surge. Un
ingeniero electricista puede pensar que un surge es el transitorio resultante de una
descarga atmosférica para el cual un surge arrester es utilizado para protección. Los
usuarios frecuentemente usan la palabra para describir cualquier fenómeno
inusual que puede ser observado en el suministro de energía en el rango de los
sags, swells o interrupciones. En general, los transitorios pueden ser clasificados
dentro de dos categorías de impulsos y oscilatorios. Estos términos reflejan la forma
de onda de un transitorio de corriente o de voltaje. A continuación se describen
estas dos categorías con más detalle.
21
2.4.1. Impulso Transitorio
Un impulso transitorio es un cambio súbito en la condición de estado estable del
voltaje, corriente o ambos que no provoca cambios en la frecuencia del sistema,
porque es unidireccional en polaridad (principalmente positivos o negativos).
Un impulso transitorio normalmente es caracterizado por su pendiente y su
decaimiento en el tiempo, el cual puede también ser revelado por su contenido
espectral. Por ejemplo, un impulso transitorio de 1.2 50 2000 (V)
nominalmente se eleva desde cero a su valor pico de 2000 V en 1.2 y después
decae a su valor medio del pico en 50 . La causa más común del impulso
transitorio es la descarga atmosférica. La Figura 2.2 ilustra una corriente típica del
impulso transitorio causado por una descarga atmosférica.
Debido a las altas frecuencias involucradas, la forma del impulso transitorio
puede cambiar rápidamente por los componentes del sistema eléctrico y puede
tener una característica significativamente diferente visto desde diferentes puntos
del sistema eléctrico. Generalmente no se conducen lejos de la fuente de donde
entraron al sistema eléctrico, aunque pueden, en algunos casos ser conducidos una
cierta distancia a lo largo de las líneas. Los impulsos transitorios pueden excitar la
frecuencia natural de los circuitos del sistema eléctrico y producir transitorios
oscilatorios.
Figura 2.2. Corriente de rayo que genera un impulso transitorio
22
2.4.2. Transitorio Oscilatorio
Un transitorio oscilatorio es un cambio súbito en la condición de estado estable del
voltaje, corriente o ambos que no provoca cambios en la frecuencia del sistema,
incluye valores de polaridad positiva y negativa.
Un transitorio oscilatorio consiste de un voltaje o corriente cuyos valores
instantáneos cambian de polaridad rápidamente. Es descrito por su contenido
espectral (frecuencia predominante), duración y magnitud. El contenido espectral
se define en subclases alta, media, y baja frecuencia como se indica en la Tabla 2.2.
Los rangos de frecuencia para estas clasificaciones son escogidas para coincidir con
tipos comunes de fenómenos transitorios oscilatorios en sistemas eléctricos.
Un transitorio oscilatorio con una componente de frecuencia fundamental mayor a
500 kHz y una duración típica medida en milisegundos (o algunos ciclos de la
frecuencia fundamental), son considerados transitorios oscilatorios de alta frecuencia.
Estos transitorios son con frecuencia el resultado de una respuesta local del sistema
a un impulso transitorio. Un transitorio con una componente de frecuencia
fundamental entre 5 y 500 kHz, con duración medida en las decenas de
microsegundos (o algunos ciclos de la frecuencia fundamental) es denominado
transitorio de frecuencia media.
Figura 2.3. Transitorio oscilatorio de corriente causado por el switcheo de un
banco de capacitores.
23
En la energización de un banco de capacitores resulta un transitorio oscilatorio de
corriente en las decenas de kilohertz como se ilustra en la Figura 2.3. En el
switcheo de cables resultan transitorios oscilatorios de voltaje en el mismo rango
de frecuencia. Transitorios de frecuencia media también pueden ser el resultado de
la respuesta del sistema a un impulso transitorio.
Un transitorio con una componente de frecuencia fundamental menor a 5 kHz, y
una duración de 0.3 a 50 ms, es considerado un transitorio de baja frecuencia. Esta
categoría de fenómenos es frecuentemente encontrada en los sistemas de
subtransmisión y distribución y es causado por bastantes tipos de eventos. El más
frecuente es la energización de bancos de capacitores, los cuales típicamente
resultan en un transitorio oscilatorio de voltaje con una frecuencia fundamental de
entre 300 y 900 Hz. La magnitud del pico puede acercarse a 2.0 p.u., pero
basicamente son de 1.3 a 1.5 p.u. con una duración de entre 0.5 y 3 dependiendo
del amortiguamiento del sistema. En la Figura 2.4 se ilustra un transitorio
oscilatorio de baja frecuencia causado por la energización de un banco de
capacitores.
Figura 2.4. Transitorio oscilatorio de frecuencia baja causado por la energización
de un banco de capacitores
24
Figura 2.5. Transitorio oscilatorio de baja frecuencia causado por ferroresonancia
de un transformador desbalanceado
Los transitorios oscilatorios con frecuencias fundamentales menores a 300 Hz
también pueden ser encontrados en los sistemas de distribución. Esto
generalmente es asociado con la ferroresonancia y energización de
transformadores como se ilustra en la Figura 2.5. Transitorios concernientes a
capacitores en serie también pueden caer en esta categoría. Estos ocurren cuando el
sistema responde por resonancia con componentes de baja frecuencia con la
corriente de energización (corriente de inrush) del transformador (segunda y tercera
armónica) o cuando condiciones iníciales resultan con la ferroresonancia.
También es posible clasificar transitorios (y otros disturbios) de acuerdo a su modo.
Básicamente, un transitorio en un sistema trifásico con un conductor neutro
separado puede ser de modo común o modo normal, dependiendo de si aparece entre
la línea o el neutro y tierra, o entre la línea y el neutro.
2.4.3. Variaciones de Voltaje de Larga Duración
Las variaciones de larga duración abarcan desviaciones rms (root-mean-square) a
frecuencia fundamental por tiempos mayores de 1 minuto. El estándar ANSI C84.1
Sistemas Eléctricos y Equipos Eléctricos-Grados del Voltaje ---Electric Power
Systems and Equipment - Voltage Ratings (60 Hz), especifica las tolerancias del voltaje
de estado estable esperadas en un sistema eléctrico.
25
Una variación de voltaje es considerada de larga duración cuando los límites
establecidos por la ANSI son mayores de 1 minuto.
Las variaciones de larga duración pueden ser sobre voltajes o bajos voltajes
(overvoltage ó undervoltage). Los sobre voltajes y bajos voltajes generalmente no son
el resultado de fallas del sistema, pero son causados por variaciones de carga en el
sistema, y operaciones de conmutación en el sistema. Tales variaciones son
típicamente desplegadas como graficas de voltaje rms contra tiempo.
2.4.4. Sobrevoltaje
Un sobrevoltaje es un incremento en el voltaje rms de C.A. de más del 110
porciento del valor nominal con una duración de más de 1 minuto. Los sobre
voltajes usualmente son el resultado de la conmutación de cargas (p.e.
conmutación de grandes cargas, o la energización de un banco de capacitores). El
sobre voltaje resulta debido a que el sistema es demasiado débil para la regulación
de voltaje deseada o los controles de voltaje son inadecuados. La posición
incorrecta de los derivadores (taps) en transformadores también puede resultar en
sobre voltajes en el sistema.
2.4.5. Caídas de Voltaje
Un bajo voltaje es un decremento en el voltaje rms de menos del 90 porciento del
valor nominal con una duración mayor a 1 minuto. Loa bajos voltajes son el
resultado de eventos de conmutación que son lo contrario de los eventos que
causan sobre voltajes. La conexión de una carga, o la desconexión de un banco de
capacitores, pueden causar un bajo voltaje hasta que el equipo de regulación de
voltaje en el sistema pueda regresar dentro de tolerancias. Circuitos sobrecargados
pueden también resultar en bajos voltajes.
El término apagón (brownout) a menudo es usado para describir periodos
sostenidos de bajos voltajes, iniciados como una estrategia especifica de despacho
para reducir la demanda de potencia. Por lo que no hay una definición formal para
brownout y no es tan claro como el término bajo voltaje cuando se trata de
caracterizar un disturbio, el término brownout se debe evitar.
2.4.6. Interrupciones Sostenidas
Cuando el suministro de voltaje es cero por un periodo de tiempo mayor a 1
minuto, la variación de voltaje de larga duración es considerada como una
interrupción sostenida.
26
Las interrupciones de voltajes mayores de un 1 minuto son a menudo permanentes
y requieren intervención humana para reparar y restaurar el sistema. El término
interrupción sostenida se utiliza para especificar fenómenos en el sistema eléctrico y
en general, no tiene relación con el uso del término interrupción (outage).
Las compañías de suministro usan outage o interrupción para describir fenómenos
de naturaleza similar para informes con propósito de confiabilidad. Sin embargo,
esto causa algunas confusiones y los usuarios son quienes piensan de un outage
como cualquier interrupción del sistema que pone fuera de servicio al proceso.
Estas pueden ser tan pequeñas como de medio ciclo. Outage, como esta definido en
el estándar IEEE 100, no se refiere a un fenómeno específico, más bien al estado de
un componente en el sistema donde este ha fallado o funciona como se esperaba.
También, el uso del termino interrupción en el contexto del monitoreo de la
calidad de la energía no tiene relación con confiabilidad u otras estadísticas de
continuidad del servicio. Este término se ha definido para ser más específico a lo
relacionado con ausencia de voltaje en periodos largos.
2.4.7. Variaciones de Voltaje de Corta Duración
Esta categoría abarca la categoría IEC de dips de voltaje e interrupciones cortas. Cada
tipo de variación puede ser designada como instantánea, momentánea, ó temporal,
dependiendo de su duración como se definió en la Tabla 2.2.
Las variaciones de voltaje de corta duración son causadas por condiciones de falla,
la energización de grandes cargas que requieren una alta corriente de arranque, o
pérdidas intermitentes de conexiones de los conductores. Dependiendo de la
localización de la falla y de las condiciones del sistema, la falla puede causar
temporalmente bajo voltaje (sag), alto voltaje (swell), o la pérdida completa de
voltaje (interrupción). La condición de falla puede estar cerca a o remota desde el
punto de interés. En ambos casos, el impacto en la duración del voltaje durante la
condición actual de la falla es de una variación de corta duración hasta que los
dispositivos de protección operen para liberar la falla.
2.4.8. Interrupción
Una interrupción ocurre cuando el suministro de voltaje o la corriente de carga
decrece a menos de 0.1 p.u. por un periodo de tiempo que no exceda 1 minuto. Las
interrupciones pueden ser el resultado de fallas en el sistema eléctrico, fallas en el
equipo, ó fallas en el funcionamiento del control. Las interrupciones son medidas
por su duración desde que la magnitud de voltaje sea menor que 10% del nominal.
27
La duración de una interrupción debido a una falla en el sistema eléctrico es
determinada por el tiempo de operación de los sistemas de protección de la
empresa eléctrica. Re-cierres instantáneos generalmente limitaran la interrupción
causada por una falla no permanente menor a 30 ciclos. Retardos de re-cierre de los
dispositivos de protección pueden causar una interrupción momentánea o
temporal. La duración de una interrupción debida a un mal funcionamiento del
equipo o perdida de conexión puede ser irregular.
Algunas interrupciones pueden ser precedidas por un voltaje sag cuando estas
interrupciones son debidas a fallas en la fuente del sistema. El voltaje sag ocurre
entre el tiempo de inicio de la falla y la operación del dispositivo de protección. La
Figura 2.6 muestra una interrupción momentánea precedida por un voltaje sag en
una fase del 20% durante tres ciclos y después caen a cero en 1.8 seg. Hasta que
cierra el restaurador (recloser).
Figura 2.6. Interrupción momentánea debido a una falla y liberación de la
misma.
2.4.9. Depresión de voltaje (sag, dip)
Un sag es un decremento entre 0.1 y 0.9 p.u. del voltaje o corriente rms a frecuencia
fundamental para una duración desde 0.5 ciclos hasta 1 minuto.
28
El término sag se ha usado por bastantes años para describir un decremento de
voltaje de corta duración. Aunque el término no ha sido formalmente definido, este
ha sido ampliamente aceptado y usado por compañías suministradoras,
fabricantes, y usuarios. La definición del IEC para este fenómeno es dip. Los dos
términos son considerados intercambiables, pero el término sag ha sido el sinónimo
preferido en la comunidad de calidad de la energía en América y dip en Europa.
La terminología usada para describir la magnitud de un sag de voltaje es a menudo
muy confusa, por los intervalos de tiempo que se dan y por el valor rms del valor
del voltaje. Un “sag de 20%” puede referirse a un sag el cual resulta en un voltaje
de 0.8 o 0.2 p.u. Cuando no se especifica otra cosa, un sag de 20% es considerado
un evento durante el cual el voltaje rms decrece en 20% o 0.8 p.u. El nivel de voltaje
nominal o base se debe especificar.
Un sag de voltaje es usualmente asociado con fallas del sistema pero también
puede ser causado por la energización de grandes cargas o por el arranque de
grandes motores. La Figura 2.7 muestra un sag de voltaje típico que puede ser
asociado con una falla de fase a tierra (SLG single-line-to-ground) sobre algún otro
alimentador de la misma subestación. Un sag del 80% tienen una duración de casi 3
ciclos, tiempo regido por el tiempo de apertura de interruptores que liberan la
falla. Una falla típica es corregida en los rangos de tiempo de 3 hasta 30 ciclos,
dependiendo de la magnitud de la corriente y de los equipos de protección.
La Figura 2.8 Ilustra el efecto del arranque de un motor grande. Un motor de
inducción requiere de 6 a 10 veces su corriente de carga nominal durante el
arranque. Si la magnitud de la corriente es grande en relación a la capacidad de
corriente de falla en el sistema en ese punto, el sag de voltaje resultante puede ser
significante. En este caso, los sags de voltaje inmediatamente serán del 80% y
después gradualmente regresaran a su condición nominal en aproximadamente 3
segundos. Note la diferencia en tiempo entre estos sags y los debidos a fallas en el
sistema.
Hasta ahora, la duración de eventos sag no ha sido claramente definida. La
duración típica esta definida en algunas publicaciones en un rango de 2 ms (cerca
de un decimo de ciclo) a un par de minutos. Los bajos voltajes que duran menos de
medio ciclo no pueden ser caracterizados efectivamente por un cambio en el valor
rms del valor a frecuencia fundamental. Sin embargo, estos eventos son
considerados transitorios.
Los bajos voltajes que duran más de 1 minuto pueden ser controlados por equipo
de regulación de voltaje y pueden ser asociados con causas distintas a fallas en el
sistema. De esta forma, estos son clasificados como variaciones de larga duración.
29
La duración de los sags esta subdividida en tres categorías – instantánea,
momentánea, y temporal – lo cual coincide con las tres categorías de interrupciones
y swells. Estas duraciones corresponden a los tiempos de operación de los
dispositivos típicos de protección.
Figura 2.7. Sag de voltaje causado por una falla de una fase con tierra (SLG)
Figura 2.8. Sag de voltaje temporal causado por el arranque de un motor
30
2.4.10. Dilatación de Voltaje (Swells)
Un swell es definido como un incremento de entre 1.1 y 1.8 p.u. en el voltaje o
corriente rms con una duración de 0.5 ciclos hasta 1 minuto. Como los sags, los
swells son usualmente asociados con las condiciones de falla en el sistema, pero
estos no son tan comunes como los sags de voltaje. Una forma que un swell puede
ocurrir es de la elevación de voltaje temporal en las fases no falladas durante una
falla entre fases o falla de fase a tierra. La figura 2.9 ilustra un voltaje swell
ocasionado por la falla de fase a tierra (SLG). Los swell también pueden ser
ocasionados por la desconexión de grandes cargas o por la energización de bancos
de capacitores grandes.
Figura 2.9. Swell de voltaje instantáneo causado por la falla de fase a tierra
(SLG)
El swell es caracterizado por su magnitud (valor rms) y su duración. La severidad
de un voltaje swell durante una condición de falla está en función de la
localización de la falla, de la impedancia del sistema, y del sistema de tierra. En un
sistema subterráneo con una impedancia de secuencia cero infinita, los voltajes de
línea a tierra en las fases subterráneas será 1.73 p.u. durante una condición de falla
de fase a tierra SLG.
31
Cerca de la subestación en un sistema subterráneo habrá poca o ninguna elevación
de voltaje en las fases no falladas debido a que el transformador de la subestación
esta usualmente conectado en delta-estrella proporcionando un camino de baja
impedancia de secuencia cero para la corriente de falla. Las fallas en diferentes
puntos en alimentadores de 4 hilos multiaterrizados tendrán varios grados de
swells de voltaje en las fases no falladas. Un swell de 15%, como el que se muestra
en la figura 2-8 es común en alimentadores en empresas eléctricas americanas. El
término sobre voltaje momentáneo es usado como un sinónimo del termino swell.
2.4.11. Desbalance de voltaje
El desbalance de voltaje (también llamado desequilibrio de voltaje) es algunas
veces definido como la máxima desviación de el promedio de los 3 voltajes o
corrientes trifásicos dividido por el promedio de los 3 voltajes o corrientes
trifásicos, expresados en por ciento. El desbalance esta más rigurosamente definido
en los estándares usando componentes simétricas. La razón de la componente de
secuencia negativa o cero a la componente a la secuencia positiva puede ser usado
para especificar el por ciento de desbalance. Los estándares más recientes
especifican que el método de secuencia negativa sea usado. La figura 2.10 muestra
un ejemplo de estas dos proporciones para una tendencia de una semana de
desbalance en un alimentador residencial.
Figura 2.10. El comportamiento de desbalance sobre un alimentador
residencial
32
La principal fuente de desbalance de voltaje de menos del 2% son cargas
monofásicas en un circuito trifásico. El desbalance de voltaje también puede ser el
resultado de la operación de fusibles en una fase de un banco de capacitores
trifásico. Muchos desbalances de voltaje (mayores al 5%) pueden resultar de
condiciones de faseo monofásico.
2.4.12. Distorsión de la forma de onda
La distorsión de la forma de onda esta definida como una desviación del estado
estable de una forma de onda senoidal ideal a frecuencia fundamental
principalmente caracterizada por el contenido espectral de la desviación.
Hay 5 tipos de formas principales de distorsión.





Desplazamiento de C.D. (D.C. offset)
Armónicas
Interarmónicas
Muescas (Notching)
Ruido (noise)
2.4.13. Desplazamiento de C.D. (D.C. offset)
La presencia de un voltaje o corriente de C.D. en un sistema de potencia de C.A. es
denominado D.C. offset. Esto puede ocurrir como el resultado de un disturbio
geomagnético o debido a la simetría de los convertidores de electrónica de
potencia. Los dispositivos para incrementar la vida útil de las luminarias, por
ejemplo, un sistema de rectificación de media onda con diodos, puede reducir el
valor rms del voltaje suministrado a lámparas incandescentes por rectificación de
media onda. La corriente directa en redes de corriente alterna, puede tener un
efecto dañino afectando los devanados del transformador para que se saturen en
una operación normal. Esto causa calentamiento adicional y pérdida de vida útil
del transformador. La corriente directa también puede causar la erosión
electrolítica de los electrodos de tierra y otros conectores.
2.4.14. Armónicas
Las armónicas son voltajes o corrientes senoidales que tiene frecuencias que son
múltiplos enteros de la frecuencia fundamental del sistema eléctrico (50 ó 60 Hz).
Formas de onda periódicamente distorsionadas pueden ser descompuestas en una
suma de la frecuencia fundamental y las armónicas. La distorsión armónica
originada en las características no lineales de dispositivos y cargas en el sistema de
potencia.
33
Los niveles de distorsión armónica son descritos por el espectro armónico
completo con magnitudes y ángulos de fase de cada componente armónico
individual. También es común usar una sola cantidad, el Factor Total de
Distorsión- The Total Harmonic Distorsion (THD), como una medida del valor
efectivo La figura 2.11 ilustra el valor efectivo de distorsión armónica, esta misma
ilustra la forma de onda y el espectro armónico para una corriente típica de
entrada de un Drive de Velocidad Ajustable-Adjustable-Speed Drive (ASD). Los
niveles de distorsión de corriente pueden ser caracterizados por un valor THD,
como se describió previamente, pero esto puede ser con frecuencia engañoso. Por
ejemplo muchos ASD mostraran altos valores de THD para una corriente de
entrada cuando estos estén operando a cargas muy ligeras. Esto no es
necesariamente un problema significante debido a que la magnitud de la corriente
armónica es baja aun cuando su distorsión relativa es alta.
V
V
VI
V …
x 100%
(2.2)
Estas corrientes y/o voltajes armónicos son generados por elementos no lineales de
la red como son saturación de transformadores, hornos de arco eléctrico, y
dispositivos electrónicos como rectificadores, controladores de velocidad, lámparas
ahorradoras, sistemas de cómputo, entre otros. La Figura 2.11 muestra la forma de
onda y su contenido armónico para una corriente típica de un controlador de
velocidad.
34
Figura 2.11. Forma de onda de la corriente y contenido armónico para un
controlador de velocidad
Para el respaldo de esta preocupación existen estándares tales como el IEEE 519
que define más índices de distorsión así como la recomendación para el control de
la propagación de las armónicas en redes eléctricas.
En el alumbrado la mayoría de los balastros electromagnéticas están siendo
reemplazadas por balastros de estado sólido, las cuales generan un 30% más de
armónicas en los circuitos de alumbrado. Como ejemplo se tiene que las armónicas
de alumbrado, equipo electrónico y de oficina provocan una sobrecarga del neutro
debido a la 3a armónica principalmente.
En la industria, además del alumbrado y el equipo de oficina, las armónicas son
producidas por los variadores de velocidad. Los variadores han sido creados para
controlar la energía de los motores y requieren que la corriente alterna sea
convertida a corriente directa por medio de rectificadores, que contribuyen con la
generación de armónicas. Los rectificadores de 6 y 12 pulsos contribuyen con la 5ª
y 11ª armónica, las cuales son de secuencia negativa y producen un par negativo
en los motores de inducción expuestos a estas armónicas. En general, los
problemas con la distorsión armónica comienzan a presentarse cuando las cargas
no lineales (computadoras, variadores de velocidad, equipo electrónico) se
aproximan al 30% de la capacidad del transformador.
35
2.4.15. Interarmónicas
Las interarmónicas son señales de voltajes o corrientes que tienen componentes de
frecuencia mayores a las del sistema, pero que no son múltiplos enteros de la
frecuencia fundamental (50 o 60 Hz). Ellas pueden aparecer como frecuencias
discretas o como una banda amplia en el espectro.
Las interarmónicas pueden ser encontradas en las redes de todos los niveles de
voltajes. La principal fuente de distorsión de forma de onda de interarmónicas
son los convertidores estáticos de frecuencia, ciclo convertidores, motores de
inducción, y hornos de arco. Los efectos de las interarmónicas son muy poco
conocidos.
2.4.16. Muescas (Notching)
El notching es un periodo de disturbio del voltaje causado por la operación normal
de convertidores electrónicos cuando la corriente es conmutada desde una fase a
otra (período de conmutación).
Como los notching pueden ser tratados como un efecto en estado estable, esto
puede ser caracterizado a través de su contenido armónico. Sin embargo, esto es
generalmente tratado como un caso especial. Las componentes de frecuencia
asociadas con los notching pueden ser realmente elevadas y no ser prontamente
caracterizadas por los equipos de medición convencionales. La Figura 2.12 muestra
un ejemplo de notches de voltaje de un convertidor trifásico.
Figura 2.12. Ejemplo de muescas de voltaje causado por un convertidor
trifásico
36
2.4.17. Ruido (noise)
El ruido es definido como una señal eléctrica no deseada con contenido espectral
de ancho de banda menor de 200 KHz sobrepuesto al voltaje o corriente de fase del
sistema eléctrico, o sobre los conductores del neutro, también este ruido se
presenta en los sistemas de comunicaciones.
El ruido en los sistemas eléctricos puede ser causado por dispositivos electrónicos,
circuitos de control, equipo de arco eléctrico, cargas con rectificadores de estado
sólido, y apertura y/o cierre de los suministros de energía. Básicamente, el ruido
consiste de cualquier distorsión no deseada de la señal eléctrica, esto no puede ser
clasificada como distorsión armónica o transitorio. El disturbio del ruido puede ser
provocado por los dispositivos electrónicos tal como microcomputadoras y
controles programables. El problema puede ser mitigado usando filtros, aislando
los transformadores y un buen sistema de tierras.
2.4.18. Fluctuaciones de voltaje (parpadeo ó flickers)
Las fluctuaciones de voltaje son variaciones sistemáticas del voltaje o series de
cambios de voltaje, la magnitud permisibles de estas fluctuaciones no debe de
excederse de los rangos de voltajes especificados por el ANSI C84.1-1982 de 0.9
hasta 1.1 p.u.
Las cargas grandes presentan variaciones rápidas en la magnitud de la corriente,
pueden causar estas variaciones de voltaje que son a menudo referidos como flicker
(parpadeo). El término flicker es derivado del impacto de la fluctuación de voltaje
sobre lámparas tal que su impacto es percibido por el ojo humano como un
parpadeo. Para ser técnicamente más correcto, fluctuaciones de voltaje es un
fenómeno electromagnético mientras que un flicker es un resultado no deseado de
la fluctuación de voltaje en algunas cargas. Sin embargo, los dos términos son a
menudo asociados en los estándares.
Un ejemplo de una forma de onda de voltaje que produce flicker es mostrada en la
Figura 2.13. Esto es causado por un horno de arco eléctrico, es uno de las causas
más comunes de fluctuaciones de voltaje sobre los sistemas de transmisión y de
distribución.
37
Figura 2.13. Ejemplo de un flicker de voltaje causado por la operación de un
horno de arco eléctrico.
La señal del flicker es definida por la magnitud rms expresada como un porcentaje
de la componente a frecuencia fundamental. El flicker es medido con respecto a la
sensibilidad del ojo humano. Típicamente, las magnitudes son tan bajas como 0.5
por ciento que pueden ser perceptibles en las lámparas dentro del rango de
frecuencias de 6 hasta 8 Hz.
2.4.19 Variaciones de frecuencia del sistema
Las variaciones de frecuencia del sistema son definidas como la desviación de la
frecuencia fundamental del sistema que es especificada como valor nominal (50 ó
60 Hz).
La frecuencia del sistema es directamente relacionada para la velocidad de rotación
de los generadores que suministran la energía al sistema. Estas son variaciones en
la frecuencia producidas por el desbalance dinámico entre cargas y cambios de
generación. Existen cambios en la frecuencia que son aceptados dentro de ciertos
limites para la operación normal en estado estable, estos cambios de frecuencia
pueden ser provocados por un gran bloque de carga que ha sido desconectada, o
una fuente grande de generación que se desconectó.
38
En las modernas interconexiones de sistemas eléctricos son raras las variaciones
de frecuencia, debido a que cuentan con sofisticado equipo de control de
generación.
Figura 2.14. Tendencia de la frecuencia de la energía y estadística en la distribución
de 13 kV en el bus de una subestación. (Cortesía de Dranetz-BMI/Electrotek
Conceptos.)
39
2.5. Estándares de Calidad de la Energía.
La tabla 2.3 Muestra los estándares de calidad de la energía relacionados a
distintos tópicos de estudio y/o análisis.
Tabla 2.3. Estándares de calidad de la energía por tópico
Tópico
Puesta a Tierra
Alimentación
Protección de
impulso
Armónicos
Disturbios
Equipo de
Mitigación
Equipo de
Telecomunicaciones
Control del Ruido
Uso de Interfaz
Monitoreo
Cargas Inmunes
Estándares
IEEE Std 446, IEEE Std 141, IEEE Std 142, IEEE Std 1100,
ANSI/NFPA 70
ANSI C84.1, IEEE Std 141, IEEE Std 446, IEEE Std 1100, IEEE
Std 1250
IEEE C62 series, IEEE Std 141, IEEE Std 142, NFPA 78, UL
1449
IEEE Std C57.110, IEEE Std 519, IEEE P519a, IEEE Std 929,
IEEE Std 1001
ANSI C62.41, IEEE Std 1100, IEEE Std 1159a, IEEE Std 1250
IEEE Std 446, IEEE Std 1035, IEEE Std 1100, IEEE Std 1250,
NEMA-UPS
FIPS PUB94, IEEE Std 487, IEEE Std 1100
FIPS PUB94, IEEE Std 518, IEEE Std 1050
IEEE Std 446, IEEE Std 929, IEEE Std 1001, IEEE Std 1035
IEEE Std 1100, IEEE Std 1159
IEEE Std 141, IEEE Std 446, IEEE Std 1100, IEEE Std 1159a,
IEEE P1346
40
CAPÍTULO 3. DEPRESIONES (SAGS) E INTERRUPCIONES DE
VOLTAJE
3.1. Introducción
Los sags e interrupciones de Voltaje son problemas relacionados con la calidad de
la energía. Ambos normalmente son el resultado de fallas en el sistema eléctrico y
de la acciones de conmutación para aislar las secciones falladas. Se caracterizan por
variaciones de tensión rms fuera del rango de operación normal de tensión.
Los sags de voltaje son de corta duración (normalmente de 0,5 a 30 ciclos) en la
reducción del voltaje rms causado por fallas sobre el sistema de energía y la puesta
en marcha de grandes cargas, tales como motores. Las interrupciones
momentáneas (normalmente son de no más de 2 a 5 s) causan una pérdida de total
de tensión y son resultado de medidas adoptadas por los servicios públicos para
eliminar fallas transitorias en sus sistemas. Las interrupciones de más de un
minuto de duración son debido a fallas permanentes.
Los servicios públicos se han enfrentado con el aumento del número de denuncias
sobre la calidad de la energía debido a los sags e interrupciones de tensión. Hay
una serie de razones para ello, la más importante es que los clientes en todos los
sectores (residencial, comercial e industrial) tienen cargas mucho más sensibles. La
llegada de los equipos digitales y otro tipo de controles electrónicos son el centro
del problema. Los controles por computadora tienden a perder su memoria, y los
procesos que están siendo controlados también tienden a ser más complejos y, por
lo tanto, toman mucho más tiempo para volver a arrancar. Las industrias se basan
más en los equipos automatizados para lograr la máxima productividad para
mantener la competitividad. Por lo tanto, una interrupción tiene un considerable
impacto económico.
3.2. Fuentes de sags e interrupciones
Los sags de voltaje y las interrupciones son por lo general causadas por fallas
(cortocircuitos) en el sistema. Considere un cliente que se abastece del alimentador
proporcionado por el circuito 1 en el diagrama que se muestra en la fig. 3.1. Si hay
una falla en el mismo enlace, el cliente va a experimentar un sag de voltaje
durante la falla seguida por una interrupción cuando el interruptor se abra para
librar la falla. Si la falla es de naturaleza temporal, la operación de recierre en el
interruptor debe ser acertada para que sea satisfactoria y la interrupción sólo será
temporal. Normalmente se requieren unos 5 o 6 ciclos para que el interruptor
opere, tiempo durante el cual se produce una sag de voltaje. El interruptor se
mantendrá abierto, típicamente con un mínimo de 12 ciclos de hasta 5 segundos
dependiendo de las prácticas de recierre de la empresa. El equipo más sensible
seguramente quedara fuera de servicio durante esta interrupción.
41
Un acontecimiento mucho más común sería una falla en uno de los otros
alimentadores de la subestación, es decir, una falla en un alimentador paralelo, o
una falla en alguna parte del sistema de transmisión (véase las localizaciones de
falla mostradas en la fig. 3.1). En cualquiera de estos casos, el cliente experimentará
un sag de voltaje durante el periodo que la falla este presente en el sistema. Tan
pronto como los interruptores abran para librar la falla, será restaurado el voltaje
normal al cliente.
Observe que para librar la falla mostrada en el sistema de transmisión, los
interruptores A y B deben operar. Los interruptores de transmisión requieren
típicamente un margen de error de 5 o 6 ciclos. En este caso hay dos líneas
suministrando la subestación de distribución y solo una presenta la falla. Por lo
tanto, los clientes suministrados de la subestación deben esperar ver solo un sag de
voltaje y no una interrupción. La falla en el sistema de distribución del alimentador
4 puede ser liberada por cualquier
fusible lateral o por el interruptor,
dependiendo de las prácticas de protección con fusibles de la empresa.
Figura 3.1. Zonas de falla en el sistema de potencia. (SLG Falla de fase a tierra)
Cualquiera de las localizaciones de fallas puede causar que el equipo en la
instalación del cliente opere mal. La importancia relativa de las fallas en el sistema
de transmisión y en el sistema de distribución dependerá de las características
específicas de los sistemas (sistemas de distribución subterráneos y aérea,
densidades de descargas atmosféricas, la exposición aérea, entre otros.) y de la
sensibilidad del equipo a los sags de voltaje.
42
La figura 3.2 muestra un ejemplo de los eventos de interrupción que causaron una
mala operación del equipo de un cliente industrial. Observe que las fallas del
alimentador del cliente solo consideran el 23% de los eventos que dieron lugar a
una mala operación del equipo. Esto ilustra la importancia de entender el
comportamiento de un sag de voltaje en el sistema y la sensibilidad del equipo a
estos eventos.
Figura 3.2. Ejemplo de las zonas de falla que causan mala operación del equipo
sensible de producción en una instalación industrial (el sistema del ejemplo tenía
múltiples alimentadores de distribución aérea y un sistema de transmisión aéreo
extenso que suministra la subestación).
En las figuras 3.3 y 3.4 se muestra una falla registrada en un proyecto de
PQNODE* de EPRI (Electric Power Research Institute). La gráfica superior en cada
una de las figuras es el sag de voltaje rms en función del tiempo, y en la parte
inferior se muestran los primeros 175 ms de la forma de onda real. La figura 3.3
muestra las características medidas en una localidad de un cliente sobre una parte
sin falla del alimentador. La figura 3.4 muestra la interrupción momentánea (en
realidad dos interrupciones separadas) observadas durante la falla. El dispositivo
de interrupción en este caso fue el recierre de una línea que fue capaz de
interrumpir la falla muy rápidamente en aproximadamente 2.5 ciclos. Este
dispositivo puede tener una variedad de ajustes. En este caso, fue puesto para dos
operaciones rápidas y dos operaciones de retardo. La figura 3.3 muestra sólo una
breve depresión de tensión del 65% para la primera operación rápida. Después
hubo un sag idéntico en la segunda operación. Si bien este sag es muy breve es
prácticamente imperceptible observando el parpadeo, muchos procesos
industriales se habrían interrumpido.
43
Figura 3.3. Depresión de voltaje debido a una falla de cortocircuito en un
alimentador paralelo de la empresa.
La figura 3.4 muestra claramente un sag de voltaje antes de librar la falla y las dos
subsecuentes operaciones rápidas de recierre. El tiempo de recierre (el tiempo de
recierre fue abierto) fue poco más de 2 s, un tiempo muy común para la línea de
uso general. Aparentemente, la falla, no se despejo completamente de la rama
durante la primera operación, forzando a una segunda operación. El sistema fue
restaurado después de la segunda operación.
Hay algunas cosas que se observan sobre este acontecimiento:
1. El voltaje no fue cero durante la falla como se asume a menudo
2. El recierre de las líneas detectaron la falla y operaron muy rápidamente.
Comúnmente existe una idea falsa acerca de que la interrupción de la falla
es más lenta en el sistema de distribución que en el sistema de transmisión.
Puede ser que sea más lenta, pero también puede ser más rápida.
44
3. Puesto que el voltaje no llego a cero durante la falla, las máquinas de
inducción continuarán teniendo excitación y seguirán alimentando la falla.
Esto puede ser una consideración especialmente importante para la generación
distribuida.
Figura 3.4. Evento de falla de cortocircuito en una empresa con 2 operaciones
rápidas del restaurador de una línea.
3.3. Estimación del comportamiento de los sags de voltaje
Es importante entender el comportamiento esperado de un sag de voltaje del
sistema de suministro para que las instalaciones puedan ser diseñadas y las
especificaciones del equipo desarrolladas y así asegurar la operación óptima de
producción de las empresas.
45
Lo siguiente es un procedimiento general para trabajar con consumidores
industriales para asegurar compatibilidad entre las características del sistema de
suministro y la operación de la instalación industrial:
1. Determinar el número y las características de los sags de voltaje que
resultan de las fallas del sistema de transmisión.
2. Determinar el número y las características de sags de voltaje que resultan de
las fallas del sistema de distribución (para las instalaciones que están
suministradas por el sistema de distribución).
3. Determinar la sensibilidad del equipo frente a depresiones de tensión. Esto
determina el desempeño actual de los procesos de producción en base en el
desempeño del sag de voltaje calculado en los pasos 1 y 2.
4. Evaluar los aspectos económicos de las diferentes soluciones que podrían
mejorar el desempeño, en el sistema de suministro (menos sags de voltaje) o
dentro de las instalaciones del cliente (una mejor inmunidad).
3.3.1. Área de vulnerabilidad
El concepto de un área de vulnerabilidad ha sido desarrollado para ayudar a
evaluar la probabilidad del equipo sensible que es sometido a una tensión más baja
que su mínimo sag de voltaje de salida a través de su capacidad. Este último
término se define como la magnitud de voltaje mínima que el equipo puede
soportar o tolerar sin fallar o sin dejar de operar. Esto también se conoce como el
límite de inmunidad del sag de voltaje del equipo o el límite de susceptibilidad.
Un área de vulnerabilidad es determinada por las millas totales del circuito
expuesto a fallas que pueden causar magnitudes de voltaje en una instalación del
usuario final por debajo del mínimo sag de voltaje de la capacidad del equipo.
La figura 3.5 muestra un ejemplo de un diagrama de un área de vulnerabilidad
para el contactor de un motor y un controlador de velocidad, de carga del usuario
final que se le suministra del sistema de distribución. Las cargas estarán expuestas
a las fallas en el sistema de transmisión y el sistema de distribución. El número real
de sags de voltaje que una instalación puede soportar es determinado combinando
el área de vulnerabilidad con el desempeño esperado de la falla para esta parte del
sistema de energía. El funcionamiento previsto de la falla se determina
generalmente de datos históricos.
46
Figura 3.5. Ilustración de un área de vulnerabilidad.
3.3.2. Sensibilidad del equipo a sags de voltaje
El equipo dentro de la instalación del usuario puede tener diversa sensibilidad a
los sags de voltaje. La sensibilidad del equipo a sags de voltaje es muy dependiente
del tipo de carga, los ajustes de control y los usos específicos. Por lo tanto, es difícil
identificar las características de un sag de voltaje que puede causarle daño al
equipo. Las características más comunes son la duración y la magnitud del sag de
voltaje. Otras, menos usadas incluyen características de cambio de fase y
desequilibrio, la falta de voltaje, desequilibrio trifásico del voltaje durante la
presencia del sag y el punto en el cuál inicia termina la onda del sag de voltaje.
Generalmente, la sensibilidad del equipo a los sags de voltaje se puede dividir en
tres categorías:

Equipo sensible solamente a la magnitud del sag de voltaje. Este grupo
incluye los dispositivos tales como relevadores de baja tensión, controles de
proceso, controles de arranque de motores, y varios tipos de máquinas
automatizadas (por ejemplo, equipo para la fabricación de
semiconductores).
47
Los dispositivos en este grupo son sensibles a la magnitud mínima (o
máximo) de voltaje experimentado durante un sag de voltaje (o swell). La
duración de este disturbio es generalmente de menor importancia para estos
dispositivos.

Equipo sensible a la magnitud y a la duración de un sag de voltaje. Este
grupo incluye todo el equipo que utilice fuentes de alimentación
electrónicas. Así, la característica importante para este tipo de equipos es la
duración del voltaje rms cuando está por debajo de un umbral especificado
en el cual el equipo queda fuera.

Equipo sensible a otras características que no son de magnitud y de
duración. Algunos dispositivos son afectados por otras características del
sag de voltaje tales como el desequilibrio de la fase durante el evento del
sag, el punto en cuál inicia el sag, o cualquier oscilación transitoria que
ocurre durante el disturbio. Estas características son más sutiles que la
magnitud y la duración, y sus impactos son mucho más difíciles de
generalizar. Consecuentemente, los índices del comportamiento de la
variación rms se centran en las características más comunes de la magnitud
y de la duración.
Para los usuarios del final con procesos sensibles, el sag de voltaje de salida a
través de su capacidad es generalmente la característica más importante a
considerar.
Estas cargas generalmente pueden ser afectadas por eventos de corta duración, y
prácticamente todas las condiciones del sag de voltaje duran por lo menos 4 o 5
ciclos (a menos que la falla sea eliminada por un fusible limitador de corriente).
Así, uno de los métodos más comunes para calcular la sensibilidad del equipo a
sags de tensión es utilizando un diagrama de duración de la magnitud según lo
mostrado en fig. 3.6. Muestra la magnitud del sag de voltaje que causará que el
equipo deje de operar en función de la duración del sag.
La curva CBEMA representa las características típicas de la sensibilidad del
equipo. La curva fue desarrollada por el CBEMA y fue adoptado por el IEEE 446
(libro anaranjado). Puesto que la asociación se reorganizo en 1994 y que
posteriormente fue renombrada por el Consejo de Trabajo de la Tecnología de
Información (ITI), la curva de CBEMA también fue puesta al día y cambio su
nombre por la curva de ITI. Las cargas típicas disparan probablemente cuando el
voltaje está por debajo del CBEMA, o curva ITI.
La curva nombrada como ASD presenta un ejemplo de un sag de voltaje de salida
a través de la capacidad de un dispositivo que es muy sensible a los sags de
voltaje. Esté disparara para sags por debajo de 0.9 p.u. que duran solamente 4
ciclos. Esté dispara para sags de voltaje por debajo de 0.5 p.u. que duran más de 1
ciclo.
48
El área de vulnerabilidad para los contactores del motor mostrados en la fig. 3.5
indica que las fallas dentro de esta área causarán que el voltaje del usuario caiga
por debajo de 0.5 p.u. Los contactores del motor que tienen un sag de voltaje
mínima de 0.5 p.u. habrían disparado cuando una falla causada por un sag de
voltaje con duración de más de 1 ciclo cuando ocurre dentro del área de
vulnerabilidad. Sin embargo, las fallas fuera de esta área no causarán bajadas de
voltaje por debajo de 0.5 p.u. La misma discusión aplica el área de vulnerabilidad
para las cargas de ASD. Cuanto menos sensible sea el equipo, más pequeña será el
área de vulnerabilidad (y el menor número de sags de voltaje causará que el
equipo deje de operar).
Figura 3.6. Sag de voltaje típico del equipo por curvas de capacidad.
49
3.3.3. Evaluación del desempeño de las depresiones de voltaje en el sistema de
transmisión
El funcionamiento de los sags de voltaje para una instalación de un usuario
dependerá si el cliente es suministrado del sistema de transmisión o del sistema de
distribución. Para un cliente suministrado por el sistema de transmisión, el
funcionamiento del sag de voltaje dependerá solamente del funcionamiento de la
falla en el sistema de transmisión. Por otra parte, para un cliente suministrado por
el sistema de distribución, el funcionamiento del sag de voltaje dependerá del
funcionamiento de la falla tanto en el sistema de transmisión como en el de
distribución.
Las fallas en una línea de transmisión y la apertura subsecuente de los dispositivos
de protección causan raramente una interrupción para cualquier cliente debido a la
naturaleza de las interconexiones de la mayoría de las redes de transmisión.
Estas fallas, sin embargo, causan sags de voltaje. Dependiendo de la sensibilidad
del equipo, la unidad puede disparar, dando por resultado pérdidas monetarias
sustanciales. Por lo tanto la capacidad de estimar los sags de voltaje previstos en
una zona del usuario es muy importante.
El área de vulnerabilidad describe todas las localidades de falla que pueden causar
que el equipo deje de operar. El tipo de falla también se debe considerar en este
análisis. Las fallas de una fase a tierra no darán lugar al mismo sag de voltaje en el
equipo del cliente como una falla trifásica. Las características en el equipo también
dependen de cómo los voltajes son cambiados por las conexiones del
transformador y de cómo el equipo está conectado, es decir, de fase a tierra o de
fase a fase. La tabla 3.1 resume los voltajes secundarios en el transformador del
cliente para una falla de fase a tierra en el primario.
Las relaciones en la tabla 3.1 ilustran el hecho de que una falla de fase a tierra en el
primario de un transformador delta-estrella no da lugar a un voltaje de cero en
cualquiera de las fases a tierra o a los voltajes de fase a fase en el secundario del
transformador. La magnitud del voltaje secundario más bajo depende de cómo esta
conectado el equipo:
1. El equipo conectado de línea a línea experimentara un voltaje nominal
mínimo del 33%.
2. El equipo conectado de fase a neutro experimentara un voltaje mínimo de
58%.
Esto ilustra la importancia de las conexiones del transformador y de las conexiones
del equipo en la determinación del voltaje real que el equipo experimentará
durante una falla en la fuente del sistema.
50
Tabla 3.1. Voltajes secundarios del transformador de una sola línea a tierra
Falla primaria
51
Las matemáticas de Bollen desarrollaron el concepto de los “tipos” de sags de
voltaje para describir las diversas características de los sags de voltaje que pueden
ser experimentadas en la localidad del usuario para las diversas condiciones de
falla y configuraciones de sistema. Los cinco tipos que pueden comúnmente ser
experimentados se ilustra en la fig. 3.7. Estos tipos de falla se pueden utilizar para
resumir convenientemente, el funcionamiento previsto en una zona del cliente
para diversos tipos de fallas en la fuente del sistema.
Figura 3.7. Tipos de sags de voltaje en el equipo que resultan de diversos tipos de
fallas y de conexiones del transformador.
La tabla 3.2 es un ejemplo de un área de vulnerabilidad que da todas las zonas de
falla que pueden dar lugar a sags de voltaje por debajo del 80% en el equipo del
cliente (en este caso un cliente con equipos conectados de fase a fase y alimentados
a través de un transformador en delta-estrella del sistema de transmisión de 132
kV).
El comportamiento previsto real es determinado combinando el área de
vulnerabilidad con el número previsto de fallas dentro de esta área de
vulnerabilidad.
52
Tabla 3.2. Cálculo del rendimiento del sag de voltaje esperado en una zona
específica del cliente para un determinado nivel de tensión.
Tipo de
falla
Falla del
bus
Tensión en el
bus
3LG
3LG
3LG
2LG
2LG
3LG
1LG
2LG
3LG
3LG
1LG
L-L
2LG
L-L
L-L
2LG
L-L
3LG
2LG
1LG
L-L
1LG
L-L
3LG
1LG
1LG
2LG
2LG
L-L
3LG
L-L
2LG
3LG
1LG
3LG
L-L
1LG
2LG
L-L
3LG
Tennessee
Nevada
Texas
Tennessee
Nevada
Claytor
Tennessee
Texas
Glen lyn
Reusens
Nevada
Tennessee
Claytor
Nevada
Texas
Glen lyn
Claytor
Arizona
Reusens
Texas
Glen lyn
Claytor
Reusens
Ohio
Glen lyn
Reusens
Arizona
Ohio
Arizona
Fieldale
Ohio
Fieldale
New H
Ohio
Vermont
fieldale
Arizona
Vermont
Vermont
Minnesota
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
132
33
132
33
132
132
33
33
33
Monitoreo de
tensión en el bus
(p.u.)
0
0.23
0.33
0.38
0.41
0.42
0.45
0.48
0.48
0.5
0.5
0.5
0.52
0.52
0.55
0.57
0.59
0.59
0.59
0.6
0.63
0.63
0.65
0.65
0.67
0.67
0.67
0.7
0.7
0.72
0.73
0.76
0.76
0.77
0.77
0.78
0.78
0.79
0.79
0.8
Tipo de depresión
A
A
A
C
C
A
D
C
A
A
D
C
C
C
C
C
C
A
C
D
C
D
C
A
D
D
C
C
C
A
C
C
A
D
A
C
D
C
C
A
53
El funcionamiento de la falla se describe generalmente en términos de fallas por
100 millas/año (mi/yr). La mayoría de los servicios públicos mantienen la
estadística del funcionamiento de la falla en todos los diferentes voltajes de
transmisión. Estas estadísticas del sistema se pueden utilizar junto con el área de
vulnerabilidad para estimar el funcionamiento previsto real del sag de voltaje. La
figura 3.8 da un ejemplo de este tipo de análisis. La figura muestra el número
previsto de sags de voltaje por año en el equipo del cliente debido a las fallas del
sistema de transmisión. El funcionamiento se analiza en los diversos tipos de sags
de voltaje porque la sensibilidad del equipo puede ser diferente para los sags que
afectan las tres fases contra los sags que afectan solamente una o dos fases.
Figura 3.8. Estimación del funcionamiento del sag de voltaje en el equipo del
cliente debido a las fallas del sistema de transmisión.
3.3.4. Evaluación del funcionamiento de los sags de voltaje en el sistema de
distribución de uso general
Los clientes que son suministrados en niveles de voltaje de distribución son
afectados por las fallas tanto del sistema de transmisión como del de distribución.
El análisis en el nivel de distribución debe también incluir las interrupciones
momentáneas hechas por la operación de dispositivos de protección para librar las
fallas. Estos interruptores abrirán muy probablemente y dejaran fuera el equipo
sensible. El ejemplo que se representa en esta sección ilustra requisitos de los datos
y los procedimientos de cómputo para evaluar los sags de voltaje previstos y el
funcionamiento momentáneo del interruptor.
54
El funcionamiento total del sag de voltaje en una instalación del usuario final es el
total del funcionamiento previsto de sags de voltaje de los sistemas de transmisión
y de distribución.
La figura 3.9 muestra un sistema típico de distribución con alimentadores
múltiples, ramales y dispositivos de protección. El esquema de protección
desempeña un papel importante en el sag de voltaje y el funcionamiento
momentáneo de la protección. La información crítica necesaria para conocer el
funcionamiento del sag de voltaje puede ser resumida como sigue:
1. Número de alimentadores suministrados por la subestación
2. Longitud media del alimentador.
3. Reactancia promedio del alimentador.
4. Reactancia equivalente del circuitocorto en la subestación.
5. Reactores del alimentador, si los hay.
6. Funcionamiento promedio de la falla del alimentador que incluye las fallas
de tres fases a tierra (3LG) y las fallas de fase a tierra (SLG) en fallas por
milla/mes. Los datos del funcionamiento del alimentador pueden estar
disponibles en registros de la protección. Sin embargo, los datos para las
fallas que se despejaron por los fusibles o los dispositivos de protección
puede ser difícil de obtener y esta información puede ser estimado.
Figura 3.9. Sistema de distribución típico que ilustra los dispositivos de protección.
55
El cálculo del comportamiento previsto del sag de voltaje puede ser realizado
como se muestra en la formula 1:
E paralelo (v s )  N 1 xE p1  N 3  E p 3
(3.1)
Donde N1 y N3 son los datos del funcionamiento de la falla para las fallas SLG y
3LG por millas/mes, y Ep1 y Ep3 son las millas totales del circuito de exposición a
fallas SLG y a las 3LG en los alimentadores paralelos que dan lugar a un voltaje
por debajo del mínimo contra la zona del usuario.
Fallas en alimentadores en paralelo. El voltaje experimentado en la instalación del
usuario después de una falla en los alimentadores en paralelo puede ser estimado
calculando la magnitud prevista del voltaje en la subestación. La magnitud del
voltaje en la subestación es afectada por la impedancia de falla, la zona, la
configuración del sistema de potencia, y el esquema de protección del sistema. La
figura 3.10 ilustra el efecto de la distancia entre la subestación y las zonas de falla
para las fallas de 3LG y de SLG en un sistema radial de distribución. La curva de la
falla SLG muestran el voltaje del bús de las fases A-B en el secundario de un
transformador conectado en delta-estrella, con una falla de fase a tierra de A en el
primario.
Figura 3.10. Ejemplo de la magnitud del sag de voltaje en una zona del usuario en
función de la zona de falla a lo largo de un circuito del alimentador paralelo.
El funcionamiento del sag de voltaje para un equipo sensible específico que tiene el
mínimo voltaje puede ser calculado como se muestra en la formula 2:
E paralelo (v s )  N 1 xE p1  N 3  E p 3
(3.2)
56
Donde N1 y N3 son los datos del funcionamiento de la falla para las fallas SLG y
3LG por millas/mes, y Ep1 y Ep3 son las millas totales del circuito de exposición a
fallas SLG y a las 3LG en los alimentadores paralelos que dan lugar a un voltaje
por debajo del mínimo contra la zona del usuario.
Fallas en el mismo alimentador. En este paso la magnitud prevista del sag de
voltaje en la zona del usuario se calcula en función de la zona de la falla en el
mismo alimentador. Observe que, sin embargo, el cálculo está realizado solamente
para las zonas de falla que darán lugar a un sag pero no dará lugar a una
interrupción momentánea, que será calculada por separado. Los ejemplos de tales
zonas incluyen fallas más allá de un recierre de la línea baja o de un fusible
ramificado que es coordinado para librar la falla antes del recierre de la
subestación. El funcionamiento del sag de voltaje para el equipo sensible específico
se calcula como se muestra en la formula 3:
E same (v s )  N1 xEs1  N 3  E s 3
(3.3)
Donde Es1 y Es3 son las millas totales del circuito de exposición a SLG y a 3LG en
los mismos alimentadores que dan lugar a un voltaje por abajo en la zona del
usuario final.
El funcionamiento previsto total del sag de voltaje para el voltaje mínimo de salida
a través de su capacidad sería la suma del funcionamiento previsto de la depresión
de tensión en el paralelo y los mismos alimentadores. El funcionamiento previsto
total de la inmersión se puede calcular para otros valores de voltaje, que entonces
se pueden trazar para producir un diagrama similar al de la fig. 3.9.
El funcionamiento previsto del interruptor en la zona específica se puede
determinar por la longitud de la exposición que hará que el interruptor o el otro
dispositivo de protección en serie con la instalación del cliente para su
funcionamiento. Por ejemplo, si la protección se diseña para cualquier falla en el
alimentador el interruptor de la subestación operara, entonces esta longitud es la
longitud total de la exposición. El número previsto de interrupciones puede ser
calculado como se muestra en la formula 4:
Eint  Lint x( N1  N 3 )
(3.4)
Donde Lint es el total de circuitos por milla de exposición a SLG y a 3LG que
causan interrupciones en la instalación del usuario final.
57
3.4. Principios fundamentales de la protección
Varias cosas se pueden hacer por la empresa, el usuario final, y el fabricante del
equipo para reducir el número y la severidad de los sags de voltaje y para reducir
la sensibilidad del equipo a los sags de voltaje. La figura 3.11 ilustra alternativas
para la solución de sags de voltaje y sus costos relativos. Como este gráfico indica,
es menos costoso abordar el problema en su nivel más bajo, cerca de la carga. La
mejor respuesta es incorporar datos de la salida a través de su capacidad con los
datos específicos del equipo. Esto esencialmente significa guardar el equipo fuera
del problema de la planta, o por lo menos identificar los requisitos de
condicionamiento. Varias ideas, se podrían incorporar fácilmente en las
especificaciones de la adquisición del equipo de cualquier compañía para ayudar a
solucionar los problemas asociados a sags de voltaje:
1. Los fabricantes de equipo deben tener las salidas por sags de voltaje a
través de las capacidad de las curvas (similares a las expuestas
anteriormente) disponibles para sus clientes para poder realizar una
evaluación inicial del equipo. Los clientes deben comenzar a exigir que estos
tipos de curvas estén disponibles de modo que puedan evaluar
correctamente el equipo.
2. La compañía que adquiere el equipo nuevo debe establecer un
procedimiento que clasifique la importancia del equipo. Si el equipo es
crítico en naturaleza, la compañía debe cerciorarse de la magnitud de voltaje
con el cual el equipo dejaría de operar, esta información se debe incluir
cuando se compra el equipo. Si el equipo no es importante ni causa
interrupciones importantes o no compromete la seguridad de la planta y del
personal, la protección del sag de voltaje no puede ser justificada.
Figura 3.11. Lineamientos a partir de la salida de sags de voltaje
58
3. El equipo debe ser capaz de soportar sags de voltaje con un voltaje mínimo
de 70% (curva de ITI). La probabilidad relativa de experimentar un sag de
voltaje a 70% del nominal es mucho menor que experimentar un sag al 90%
o menor del nominal.
Una mejor idea de la capacidad de los sags de voltaje de corta duración seria
el 50%, según lo especificado por la industria del semiconductor en el
estándar SEMI F-47.
Mientras que encontremos soluciones en niveles más altos de energía disponible,
las soluciones llegan a ser generalmente más costosas. Si la salida requerida no se
puede obtener en la etapa de especificación, puede ser posible aplicar un sistema
de energía ininterrumpible (UPS) o un cierto tipo de energía que condiciona el
control de la máquina.
Esto es aplicable cuando las máquinas pueden soportar el sag de voltaje o la
interrupción, pero los controles las cerrarían automáticamente.
En el nivel 3 en la fig. 3.11, se requiere una cierta clase de fuente de alimentación
de reserva con la capacidad de apoyar la carga por un breve período. El nivel 4
representa las alteraciones hechas al sistema de energía para uso general para
reducir perceptiblemente el número de sags de voltaje y de interrupciones.
3.5. Sags en el arranque del motor
Los motores tienen el efecto indeseable de elevar varias veces su corriente nominal
mientras arrancan. Esta corriente que fluye a través de las impedancias del sistema
es muy grande y causa un sag de voltaje que puede ser amortiguado, y hace que
abran los contactores, e interrumpir para que el equipo sensible quede fuera.
La peor situación por un factor extremadamente pobre del desplazamiento
comienza en un rango de 15 a 30 %.
El tiempo requerido para que el motor acelere y aumente a velocidades nominales
con la magnitud de sag, y un sag excesivo puede evitar que el motor arranque
satisfactoriamente.
Los sags que se presentan cuando el motor arranca pueden persistir por muchos
segundos, según lo ilustrado en fig. 3.12.
59
Figura 3.12. Sag de voltaje típico de arranque del motor.
3.5.1. Métodos de arranque del motor
La energización del motor en un solo paso proporciona bajo costo y permite la
aceleración más rápida. Es el método preferido a menos que el sag de voltaje que
resulta o la tensión mecánica sea excesiva.
Los arrancadores de autotransformador tienen dos autotransformadores
conectados en delta abierta. Los taps proporcionan un voltaje al motor de 80, 65, o
50% de tensión del sistema durante la conexión en estrella. La corriente de línea y
el momento de torsión varían con el cuadrado del voltaje aplicado al motor,
entonces el tap del 50% entregará solamente el 25% de la corriente a plena carga y
el esfuerzo de torsión. Se selecciona el tap más bajo que proveerá el esfuerzo de
torsión requerido.
La resistencia y la reactancia de los arrancadores insertan inicialmente una
impedancia en serie con el motor. Después de un tiempo de retraso, esta
impedancia se pone en cortocircuito. Las resistencias de arranque se pueden poner
en cortocircuito hacia fuera por varios pasos; los reactores se ponen en
cortocircuito hacia fuera en un solo paso. La corriente de línea y el esfuerzo de
torsión varían directamente con el voltaje aplicado al motor, así que para un voltaje
de arranque dado, estos arrancadores dibujan más corriente de línea que con
arrancadores de autotransformador, pero proporcionan el momento de torsión
más alto de arranque. Los reactores son suministrados con taps de 50, 45 y 37.5%.
Los arrancadores de bobina partida son adecuados para el uso con motores duales
nominales (220/440 V o 230/460 V). El estator de un motor dual consiste en dos
bobinas conectadas en paralelo en la posición de voltaje inferior, o en serie en la
posición de voltaje más alto.
60
Cuando está funcionado con un arrancador de bobina partida en la posición de
tensión inferior, solamente una bobina se energiza inicialmente, limitando la
corriente de arranque y el esfuerzo de torsión a 50% de los valores considerados
cuando ambas bobinas se energizan simultáneamente.
Los arrancadores Delta-estrella conectan el estator en la estrella para el arranque y
después, vuelven a conectar las bobinas en delta. La conexión en estrella reduce el
voltaje de arranque al 57% del voltaje de línea a línea del sistema; reducen la
corriente de arranque y el esfuerzo de torsión se reduce al 33% de sus valores para
el arranque a tensión plena.
3.5.2. Estimación de la severidad del sag durante el arranque a tensión plena
Según lo mostrado en la fig. 3.12, el arranque de un motor de inducción da lugar a
una pendiente inclinada de voltaje, seguido por una recuperación gradual. Si se
utiliza el arranque a tensión plena, el sag de voltaje, en por unidad de voltaje del
sistema nominal, es calculado con la formula 5:
VMin ( pu ) 
V ( pu ) xkVASC
kVALR  kVASC
(3.5)
Donde: V (p.u.) = Voltaje del sistema real, en por unidad
kVALR = motor rotor bloqueado kVA
kVASC =circuito corto en el sistema kVA del motor.
La figura 3.13 ilustra los resultados obtenidos para sags del 90% del voltaje
nominal considerando las impedancias y las características típicas del motor. Si el
resultado está sobre el voltaje mínimo permisible para el equipo afectado, después
del arranque a tensión plena es aceptable. Si no, entonces la magnitud del sag
contra las características de la duración se debe comparar sobre la tolerancia de
voltaje del equipo afectado.
Figura 3.13. Motor típico contra el transformador para los sags de voltaje durante
el arranque a tensión plena al 90%.
61
CAPITULO 4. MONITOREO DE CALIDAD DE LA ENERGÍA
4.1. Introducción
Los servicios vinculados a la Calidad de la Energía incluyen el análisis en
sitio, análisis del resultado de las mediciones y la resolución de problemas. Otros
servicios pueden incluir la emisión de procedimientos para la prevención,
identificación y resolución de estos problemas.
Gracias a la tecnología de hardware y al software disponible actualmente, el
Monitoreo de la Calidad de la Energía es altamente efectivo para detectar, resolver
y aún prevenir problemas en los sistemas de potencia. Los sistemas de monitoreo
no sólo pueden proporcionar información acerca de las perturbaciones en los
sistemas y sus posibles causas, sino que pueden detectar condiciones de
problemas en el sistema antes de que lleguen a provocar el mal funcionamiento o
fallas en los equipos.
Entre las principales ventajas del monitoreo se pueden mencionar:
 La reducción de riesgos,
 La reducción de esfuerzos de ingeniería y
 La mayor eficiencia en los procesos.
Los estudios de calidad de energía, a menudo requieren de monitoreo para
identificar el problema exacto y posteriormente verificar la solución que se
implementará.
Existen muchas razones por las que se debe de monitorear la calidad de energía. La
razón principal es la económica (posibles daños en el equipo de trabajo ó uso
ineficiente de la energía en los procesos).
Para el monitoreo de calidad de energía se recomienda tener en cuenta ciertas
consideraciones, como son:
 Inspección del sitio a monitorear,
 Puntos de medición,
 Equipo de medición,
 Interpretación de los resultados de mediciones,
 Entre otras.
4.2. Sitio de Inspección
El sitio de inspección inicial debe ser designado para obtener la mayor información
posible, acerca de los problemas de calidad que se han experimentado.
62
La selección del punto o sitio de inspección está basado en las siguientes
consideraciones:
 La naturaleza de los problemas (pérdida de datos, mal funcionamiento de
los sistemas de control, componentes descompuestos, etc.).
 Características de la sensibilidad del equipo que está experimentando el
problema (información del diseño del equipo, valores nominales de
operación).
 Fecha y hora exacta en que ocurrió el problema.
 Coincidencia del problema con las operaciones conocidas (la apertura y/o
cierre de un capacitor) que ocurre en el mismo tiempo.
 Posibles fuentes de disturbios de calidad de la energía (el arranque de
motores, apertura y/o cierre de capacitores, operación de equipo
electrónico, hornos de arco, etc.)
 Existencia de condiciones de operación en el equipo usado.
 Datos del sistema eléctrico (diagramas unifilares, capacidad nominal de los
transformadores e impedancias, información de la carga, información de los
capacitores, datos del cable, etc.)
Una vez que se tiene el equipo de medición es importante conocer los puntos en
los cuales se deben hacer las mediciones, para poder tener un conocimiento global
de los disturbios en la red, o si es el caso específico de la propagación de las
armónicas, estas mediciones deben de ser:
 Mediciones de las corrientes de fase y neutro.
 Mediciones de los voltajes de fase.
El lugar de las mediciones deberá de hacerse de acuerdo al sistema. Para un
sistema con alimentadores, las mediciones serán en:
 Las subestaciones
 Los alimentadores
Tal y como se muestra en la figura 4.1.
Figura 4.1. Medición en sistemas de distribución
63
Para sistemas industriales las mediciones se recomiendan hacerse en:
1. Puntos de conexión con el sistema (PCC- Point of Common Coupling)
 Nodos internos de la planta
 Cargas no lineales
 Bancos de capacitores
Tal y como se muestra en la figura 4.2.
Figura 4.2. Puntos de medición en sistemas industriales
Para el caso general de monitoreo de disturbios como sags, impulsos transitorios,
que estén afectando a un determinado equipo sensible, lo mas recomendable es
hacer la medición en la alimentación de dicho equipo.
Así mismo, cuando se requiere hacer un estudio general de calidad de la energía
en una planta, por lo general se hacen las mediciones en los secundarios de los
transformadores principales.
4.3. Detalles del Monitoreo de la Calidad de Energía
Para el monitoreo de la calidad de energía se deben considerar varios aspectos,
uno de ellos el sitio de inspección en donde se llevará a cabo el monitoreo.
Los requerimientos de monitoreo dependen sobre todo del problema que va a ser
monitoreado o medido.
 Para disturbios rápidos en el tiempo, como los sag y swell de voltajes, el
equipo debe ser capaz de medir condiciones de falla transitorias, además de
que las mediciones deberán hacerse con periodos de tiempo largo, debido a
que estos fenómenos son difíciles de predecir.
64


Si el problema contempla la apertura y/o cierre de capacitores, el monitoreo
se debe hacer por periodos de un par de días debido a que la conmutación
de capacitores no es muy frecuente.
Para el problema de distorsión armónica, las condiciones de monitoreo debe
llevarse a cabo en periodos menores a una semana, debido a que las cargan
varían todo el tiempo en el sistema eléctrico.
4.3.1. Elección del Punto de Monitoreo
La mejor opción para empezar es, monitorear tan cerca como sea posible del
equipo sensible que ha sido afectado por las variaciones de calidad de energía.

Es importante que el equipo de medición vea la misma variación que el
equipo sensible.

Para transitorios de alta frecuencia, en particular, puede ser
significativamente diferente si están a una separación, el monitor con el
equipo afectado.

Otro punto de monitoreo muy importante, es en el punto donde se está
recibiendo la energía, esto es en el punto donde se encuentran los
medidores de energía (PCC).
Con la tecnología existente, el monitoreo de calidad de la energía puede ser en
forma local o remoto.

El monitoreo local se hace cerca de la carga a medirse o en paralelo como se
observó en la figura 4.3 del sistema industrial.

El monitoreo vía remota se realiza mediante la interconexión de varios
aparatos de medición que luego se recopila la información medida enviada
a una base de datos principal, ya sea mediante radiofrecuencia, fibra óptica
o vía puerto serial (RS232).
65
En la figura 4.3 se muestra una medición vía remota.
Figura 4.3. Medición vía remota
(Base de red para el monitoreo de calidad de energía de un sistema eléctrico)
4.3.2. Conexión para el Monitoreo de Disturbios
La recomendación práctica para la alimentación del equipo de suministro, es
alimentarlo de un circuito distinto al circuito monitoreado.
Algunos fabricantes incluyen un acondicionamiento del voltaje de alimentación al
equipo de monitoreo, con el objeto de prevenir que algún disturbio de la red afecte
al equipo de medición. Otra de las recomendaciones es hacer una conexión
adecuada del equipo de monitoreo, tomando en cuenta las conexiones a tierra del
equipo.
4.3.3. Cantidades a Medir
Cuando se monitorea disturbios, usualmente es suficiente monitorear los voltajes
del sistema, pero no es adecuado para las mediciones de armónicas. Para el
monitoreo de armónicas, es crítico medir ambos, voltajes y corrientes. Si se tiene
que escoger uno u otro, la corriente es generalmente más importante para la
medición de armónicas. Debido a que las mediciones de corrientes son usadas para
caracterizar la generación de armónicas e identificar la fuente que la está
generando, por tal motivo es muy importante hacer la medición de las corrientes
que circulan en los neutros aterrizados, debido a que es un camino propicio para
las armónicas múltiplos de tres, comúnmente asociadas a corrientes de secuencia
cero.
66
Un ejemplo de medición de voltaje y corrientes armónicas se muestra en la figura
4.4. El mismo equipo de medición es capaz de calcular varios parámetros eléctricos
como Potencia, Factor de Potencia, THD, entre otros, tal como se muestra en la
Tabla 4.1.
(a) Voltaje
(b) Corriente
Figura 4.4. Medición monofásica de voltaje y corriente de una computadora
Tabla 4.1. Parámetros medidos por un analizador Fluke 41B
Voltage
Frecuencia
59.96
RMS
119.81
Potencia
Pico
172.41
Watts
58.04
DC Offset
-0.02
VA
104.09
Cresta
1.44
Vars
18.02
THD RMS
1.73
Fase
18° lead
HRMS
2.07
Total PF
0.56
Factor K
DPF
0.95
Current
0.87
2.80
-0.04
3.21
81.48
0.71
21.83
Así como estas mediciones básicas de cantidades armónicas, existen mediciones de
disturbios los cuales se obtienen a través de equipos especiales los cuales se
describen en la siguiente sección.
4.4. Análisis de los Datos Medidos
Cada tipo de perturbación está caracterizada por determinadas “magnitudes
típicas”. Por lo tanto, para poder obtener conclusiones válidas, es necesario conocer
cual es la que caracteriza a cada una de las perturbación. Las correspondientes a los
principales problemas de Calidad de la Energía son:
67
Análisis de Datos en Casos de Transitorios
Los Transitorios se caracterizan normalmente por su forma de onda instantánea,
aunque una descripción completa de los mismos incluye otros parámetros como:
 Magnitud Pico.
 Frecuencia Primaria.
 Tiempo de Ocurrencia.
 Tasa de Crecimiento.
Cuando se tienen grandes cantidades de datos es preferible mostrar la información
de todos los eventos en un único tipo de gráfico. Quizás la mejor forma de ver la
información sobre magnitudes pico en transitorios es con un gráfico de barras,
como se observa en la figura 4.5. En este gráfico de barras existe información de
gran valor. El sector de datos indica el mínimo y el máximo pico de tensión
medidos, en p.u. Otra información estadística que se observa en el sector de datos
es la sumatoria de cada evento, que puede ser representada como probabilidad
acumulativa sobre el eje Y. Empleando la curva de probabilidades acumulativas, se
puede determinar que el 80% de los 561 transitorios registrados tuvieron un pico de
tensión menor que 1.3 p.u.
Figura 4.5. Grafico de Barras de Transitorios
Otra posibilidad interesante que involucra a los transitorios es el gráfico de barras
con los tiempos de ocurrencia, que puede ayudar a determinar el tipo de transitorio
presente en el sistema.
68
Análisis de Datos en Casos de Variaciones en la Tensión Eficaz (rms)
Las variaciones de la Tensión Eficaz (rms) generalmente son caracterizadas por el
valor rms a lo largo del tiempo, o por la magnitud mínima de la tensión durante el
evento contra la duración del evento. En la figura 4.6 se observa la evolución en el
tiempo de la tensión rms (graficada en un período de 24 horas).
Este método es apropiado para determinar los lugares de ocurrencia y los eventos
individuales; pero cuando todo el sistema está involucrado, es preferible observar
un rango de eventos (ej. un mes, un año, etc.) para múltiples sitios. Otro método
para graficar ente tipo de datos es un gráfico de barras tridimensional donde se
contabilicen las variaciones en la magnitud y su duración en el tiempo como se
ilustra en la figura 4.7.
Figura 4.6. Evolución en el tiempo de la tensión rms
Figura 4.7. Evolución en el tiempo de la tensión rms
69
4.5. Instrumentos de Monitoreo
Los tipos de instrumentos habitualmente empleados son:
 Multímetros
 Osciloscopios
 Perturbógrafos o Analizadores de Perturbaciones
 Instrumentos combinados para Análisis de Perturbaciones
Los instrumentos térmicos se aplican en cargas resistivas, censando el calor
generado, permitiendo obtener valores rms verdaderos, pero tienen la desventaja
de que el valor se consigue muy lentamente en el tiempo.
Los instrumentos analógicos también pueden obtener mediciones rms verdaderas,
pero son complejos, lentos y de un uso limitado. Los instrumentos electrónicos
permiten obtener los valores rms verdaderos mediante microprocesadores,
muestreando la señal de entrada a alta velocidad, generalmente 100 veces la mayor
frecuencia Armónica. Por ejemplo, para medir la Armónica 25a (a frecuencia de 1500
Hz.) la tasa de muestreo debe ser de alrededor de 150,000 veces por segundo.
4.5.1. Mediciones con Multímetros
Después de las inspecciones iníciales sobre la integridad del cableado, es necesario
efectuar revisiones rápidas de los niveles de tensión y/o corriente dentro de una
instalación. La sobrecarga de circuitos, problemas de baja y sobre tensión y
desbalances entre circuitos, se pueden detectar de la misma manera. Estas
mediciones requieren de un simple multímetro, y las señales a revisar son:
 Tensión entre fase y tierra.
 Tensión de fase a neutro.
 Tensión de neutro a tierra.
 Tensión de fase a fase.
 Corrientes de fase.
 Corrientes de neutro.
El factor más importante a considerar cuando se selecciona y emplea un multímetro
es el método de cálculo que emplea en la medición.
Los equipos comúnmente empleados están calibrados para proporcionar el valor
rms de la señal medida; pero existen diferentes métodos para calcular este valor, los
tres más comunes son:
70
1.
Método de Picos: El instrumento lee el pico de la señal y divide el
resultado por 1.414 (raíz cuadrada de 2) para obtener el valor rms.
2.
Método de Promedios: El medidor determina el promedio de valores de
la señal rectificadas. Para una señal sinusoidal limpia, este valor
promedio se relaciona al valor rms por la constante k=1.1. Este valor k se
emplea como escala en todas las mediciones de forma de onda.
Valor rms verdadero: El valor rms verdadero de una señal es una
medición del calentamiento que se ocasionará si la tensión se aplica a una
carga resistiva. Un método para detectar el valor rms verdadero consiste
en emplear un detector térmico para medir el valor de calentamiento. Los
medidores digitales modernos realizan el cálculo digital del valor rms a
través de la raíz de los valores de muestreo, y luego promediándolas en
un período, para luego calcular la raíz cuadrada del resultado.
3.
T
Frms 
1
f 2 (t )dt
T 0
(5.1)
Estos diferentes métodos brindan el mismo resultado para una señal senoidal
(pura), pero pueden tener diferencias significativas para señales distorsionadas.
Esto es muy importante dado que es común encontrarnos con estas distorsiones,
especialmente para las corrientes de fase y de neutro dentro de las instalaciones.
La tabla 4.2 sirve para una mejor ilustración de este punto. Cada forma de onda en
la tabla tiene un valor rms de 1.0 p.u. (100.0%). El valor correspondiente medido,
para cada tipo de medición, se muestra asociado a su forma de onda respectiva,
pre-inicializados al 1.0 p.u. del valor rms.
Tabla 4.2. Forma de onda por el tipo de medición
Tipo de
Medición
Circuito
Onda
Senoidal
Onda
Cuadrada
Onda
Distorsión
Dimmer
De luz
Onda
Triangular
Método de
Pico
Pico / 1.414
100%
82 %
184 %
113 %
121 %
Promedio
Seno x 1.1
Conversión
a RMS
100%
110 %
60 %
84 %
96 %
100%
100%
100%
100%
100 %
Promedio
RMS
Verdadero
En síntesis, sólo los instrumentos que lean valores rms verdaderos pueden dar una
medición correcta para formas de onda no sinusoidales.
71
4.5.2. Osciloscopios
Los osciloscopios son de gran ayuda cuando se realizan mediciones en tiempo real.
Observando la forma de onda de tensión y corriente se puede conocer bastante
sobre lo que está sucediendo, aún sin realizar análisis Armónicos detallados de la
forma de onda.
Se pueden ver las magnitudes de tensión y corriente, observando las distorsiones
obvias y detectando variaciones en las señales.
Existen muchos modelos de osciloscopios entre los que se puede seleccionar. Los de
mayor utilidad son los digitales con almacenamiento de datos, debido a que la
forma de onda se puede almacenar y analizar.
Los osciloscopios de este tipo suelen permitir también el análisis de la forma de
onda (cálculos de energía, análisis espectral, etc.). Así mismo, estos aparatos suelen
incluir sistemas de comunicaciones para almacenar los datos de forma de onda en
una PC para análisis adicionales por software específicos.
Para aplicaciones exigentes los osciloscopios digitales de alto desempeño Scope
Meter serie 190 ofrecen especificaciones típicas de instrumentos de banco de alta
complejidad. Con anchos de banda de 60, 100 y 200 MHz; de hasta 2.5 GS/s (2.5
Giga muestras por segundo) de muestreo en tiempo real y una capacidad de
memoria de 27500 puntos por canal, son ideales para técnicos e ingenieros que
necesitan todas las prestaciones de un osciloscopio de alto desempeño pero
transportable y operado con baterías. Esta serie incluye un multímetro de valor
eficaz verdadero de 5,000 cuentas.
Estas especificaciones permitirán al usuario realizar mediciones más confiables y en
menor tiempo, y obtener los datos necesarios para la solución de los problemas.
Permiten ver formas de onda complejas sin la necesidad de estar ejecutando
operaciones desde el panel frontal. Toda variación posterior en la señal, ya sea en
amplitud y / o en tiempo se detecta e interpreta por el instrumento, realizando este
los ajustes de sus atenuadores, de su base de tiempo y del modo de disparo, para
permitir su correcta visualización.
4.5.3. Perturbógrafos
Los Perturbógrafos o Analizadores de Perturbaciones constituyen una categoría de
instrumentos desarrollados específicamente para mediciones de la Calidad de la
Energía. Pueden medir una amplia variedad de perturbaciones en el sistema, desde
transitorios de tensión de muy corta duración hasta bajas tensiones o interrupciones
de suministro.
72
Se puede configurar las tolerancias de los instrumentos para registrar disturbios por
un período de tiempo determinado. La información generalmente se registra en
papel, pero muchos dispositivos permiten también guardar los datos en medios
digitales (discos). Existen básicamente dos categorías de estos dispositivos:
1. Analizadores convencionales, suman información acerca de eventos de una
determinada característica, como Bajas o Sobre-tensiones, tanto en magnitud como
en duración.
2. Analizadores gráficos, guardan e imprimen la forma de onda actual junto con la
información descriptiva que puede ser generada con los analizadores
convencionales.
Generalmente es difícil determinar las características de una perturbación o un
transitorio en base a la información obtenida con un perturbógrafo convencional.
Por ejemplo, un transitorio oscilatorio no se puede describir adecuadamente por un
pico y su duración; por lo tanto, es necesario disponer de capacidad para capturar
la forma de onda en un analizador de perturbaciones para un análisis detallado de
la calidad de la energía.
No obstante, un simple analizador de perturbaciones puede ser apto para un
análisis inicial y para la localización del problema.
4.5.4. Registrador de Eventos
Para un análisis simple de las perturbaciones de líneas se utilizan registradores de
eventos, como el VR 101S de Fluke (Figura 4.8), apto para el análisis de las
perturbaciones en la red de baja tensión. Este sistema permite capturar subidas y
caídas (en nivel y duración), transitorios (simples, múltiples, entre fase y neutro,
entre neutro y tierra, su posición relativa en la onda senoidal), cortes (ausencia de
varios ciclos de la señal) y variaciones de frecuencia de la tensión de red
Normalmente se les instala en aquellos tomacorrientes en los que se conectan las
cargas más sensibles. Todos estos datos se almacenan con el correspondiente
registro de tiempo.
Estos equipos suelen estar conformados por el registrador de eventos, un cable de
interface óptico y el software necesario, permitiendo obtener información sobre la
calidad de la energía.
73
Figura 4.8. VR 101S de Fluke
La capacidad de registro suele estar en el orden de los 4,000 eventos, definiendo
evento a todo aquel que supere la configuración dada previamente. El software
permite emitir un informe de lo sucedido en la línea a través del análisis de dichos
eventos como lo muestra la figura 4.9.
Figura 4.9. Pantalla de eventos ( duración y magnitud)
4.5.5. Instrumentos Combinados
Los instrumentos mas recientes combinan el muestreo de Armónicas y el monitoreo
de las funciones de energía permitiendo el control de todas las fuentes de
disturbios. La salida suele ser gráfica y los datos se pueden monitorear en forma
remota mediante líneas telefónicas comunicadas a una Base de Datos centralizada.
Con esos datos se pueden obtener análisis estadísticos.
74
Los datos están también disponibles para su entrada y manipulación por otros
programas como hojas de cálculo y otros procesadores gráficos.
Entre los instrumentos disponibles se puede mencionar al Analizador de Calidad
de Energía eléctrica modelo FLUKE-43 (Figura 4.10), que permite medir parámetros
tales como tensión, corriente, potencia, Armónicos, etc., es decir que permite
realizar un diagnóstico eficaz de las instalaciones.
Figura 4.10. FLUKE-43
Para los problemas intermitentes en los cuales se requiera un registro en el tiempo
de las posibles fallas (como bajas de tensión, entrada y salida de servicio de
maquinaria). Estos instrumentos brindan una medida continua en tensión y en
corriente ciclo a ciclo durante un periodo de tiempo determinado y la posibilidad
de tener hora y fecha de los eventos con la ayuda de los cursores (Figura 4.11).
Figura 4.11. Eventos con la ayuda de los cursores
75
4.6. Equipos de Medición de Calidad de la Energía
Los equipos de medición de calidad de la energía son muy variados, en este trabajo
solo se mostrará uno de ellos, este es el modelo PP1 de la compañía de DRANETZ
el cual se describe a continuación.
PP1 de Dranetz. Este equipo de monitoreo de calidad de la energía se muestra en la
figura 4.12, y tiene las siguientes características de operación:
 8 canales, 4 de voltaje y 4 de corriente
 Start™ fácil para las disposiciones automatizadas (TASKCards PQPlus y
parpadeo)
 Modo de Alcance
 Calidad de la energía, armónicos, energía, corrientes de inrush, y flickers
 Mide voltaje, corriente, potencia activa (W), potencia aparente (VA),
potencia reactiva (VAr), factor de potencia (F.P), la demanda y la energía
(TASKCard 8000)
 Captura de disturbio ciclo-por-ciclo (TASKCard PQPlus)
 UPS de dos horas
 Interfaz en serie RS-232
 Captura de forma de onda (TASKCard PQPlus)
 Captura simultánea de los canales
 Clasifica disturbios de la calidad de la energía respecto al IEEE 1159
(TASKCard PQPlus)
 Diagrama en el tiempo de cualquier parámetro medido
 Interfaz integral de la tarjeta de memoria de la PC
 Software Dran-View PC para presentación de resultados
Figura 4.12. Equipo de monitoreo de calidad de energía PP1
Modo de operación. Los modos de operación de este equipo son varios, de los
cuales solamente se describen los más importantes en este trabajo. La descripción
esta en función de los resultados que muestra el equipo PP1. Estos son descritos a
continuación.
76
Se tiene visión de las ondas en tiempo real, de las formas de onda
de voltajes trifásico en gráfica.
Se puede ver todos los parámetros medidos de la señal trifásica en
tabla.
Registra y clasifica todos los disturbios en su memoria interna, y
muestra a detalle los parámetros del disturbio, ya sea en forma
gráfica o en forma de tabla. La clasificación es de acuerdo al
estándar IEEE 1159
Muestra un gráfico de todos los disturbios ocurridos en cierto
tiempo (días, semana) para ver cual fue el disturbio más alto en
magnitud y el más bajo en magnitud, estos para saber como se
comporta mi sistema
Especificaciones:
Mediciones de voltaje. 4 canales completamente diferenciados 10-600 Vrms,
exactitud de lectura de 0.05 % a 1 %.
Transitorios de voltaje. 50-6000 Vpk duración del mismo de un microsegundo,
exactitud de lectura de 1 % a 10 %.
Mediciones actuales. 4 canales completamente independientes.
Frecuencia. Gama fundamental 30- 450 Hz, exactitud del 0.2 % de la lectura.
Ambiente. 41º F – 113º F
Baterías. 2 horas de operación y 3 horas de recarga completa.
Software. Dran-View.
Usos típicos del PP1:
 Servicio de campo: computadoras, redes y telecomunicaciones.
 Laboratorios y hospitales médicos.
 Laboratorios de universidades.
 Mantenimiento industrial.
 Interrupciones de la energía.
77
4.7. Aplicaciones SCADA
El avance en las comunicaciones, los sistemas de control, los computadores y sus
componentes permitió la creación de un "Sistema de Control de Supervisión y
Adquisición de Datos", conocido
como SCADA por sus siglas en ingles
"Supervisory Control And Data Adquisition". Estos sistemas se pueden aplicar,
además del control de redes eléctricas, para agua, telecomunicaciones, transporte y
otras aplicaciones. La firma MOTOROLA desarrolló es sistema MOSCAD, que es
uno de los mas avanzados en la materia, y cuyas características se observan en las
figuras 4.13.
Figuras 4.13. Sistema MOSCAD
Los modernos sistemas SCADA, presentan características como las siguientes:
 Unidades Remotas de Terminal (RTU's) inteligentes, modulares, fáciles de
instalar y de utilizar.
 Soluciones avanzadas de ingeniería con una impresionante versatilidad de
comunicaciones.
 Sistema on-line de diagnóstico remoto, que simplifica el mantenimiento y
garantiza años de funcionamiento fiable del sistema.
 Posibilidad de carga a distancia, en ambos sentidos, de programas de
aplicación, bases de datos y parámetros, a través de los enlaces de
comunicaciones.
 Software específico, en función de las necesidades de cada usuario, para
realizar las siguientes funciones:
o Configuración para cada emplazamiento y para la red.
o Base de datos mediante símbolos fácilmente comprensibles por parte
del usuario.
o Vigilancia y comprobación de los programas de aplicación de los
RTU's.
78
CAPÍTULO 5. VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA
DURACIÓN
5.1. Introducción
Como se menciono en el capitulo 2 los disturbios de calidad de la energía son más
propensos en los sistemas de distribución, principalmente cerca de los clientes.
Dentro de los disturbios que más afectan a los clientes están las depresiones de
voltaje “sags”, dilataciones de voltaje “swells” y la distorsión armónica.
El EPRI- Instituto de Investigación de la Energía Eléctrica (Electric Power Research
Institute) reporta que la mayoría de los usuarios de distribución experimenta de 10
a 100 disturbios por año con una duración menor a dos segundos. De estos eventos
el 30% es menor a 0.7 p.u. Los problemas más importantes asociados con las
variaciones de voltaje de corta duración se dan en procesos de producción
automatizados y cargas críticas. Dichas variaciones son causa de grandes daños
económicos y ponen en peligro los propios equipos de producción. Por lo que la
calidad del servicio no puede ser determinada tan solo por la frecuencia y duración
de las interrupciones sostenidas que ocurren en el sistema de distribución.
En un ambiente competitivo, es una necesidad de las empresas distribuidoras
proporcionar más información acerca de las variaciones de voltajes sags a sus
consumidores. En países como Italia, Holanda, Noruega, Portugal, España y Reino
Unido, la calidad del voltaje es parte de la regulación de la distribución de energía
eléctrica. La calidad del voltaje es regulada a nivel de sistema y a nivel individual
mediante zonas geográficas, hay multas si los estándares no son cumplidos y el
principal estándar impuesto por regulación es el EN 50160. Las variaciones rápidas
de voltaje no han sido consideradas en la mayoría de las regulaciones de la calidad
de la energía, pero existe un creciente interés en su consideración.
Así mismo, dentro de la regulación de la calidad, una de las directivas de la
calidad del voltaje establece la responsabilidad de limitar la cantidad de corriente
armónica que un consumidor puede inyectar en la red de distribución, y limitar el
nivel de distorsión armónica del voltaje que una compañía distribuidora puede
suministrar al consumidor. Organismos internacionales han creado estándares
como el IEC 36.05 en Europa, el DIN 57160 en Alemania, el G 5/3 en Inglaterra y el
IEEE 519 en Estados Unidos que pueden ser empleados para definir los limites de
distorsión de la forma de onda de corriente y voltaje en la regulación de la calidad.
Así mismo, existe una reconocida necesidad entre las compañías distribuidoras de
electricidad en evaluar la calidad del servicio proporcionado a los consumidores en
sus sistemas.
79
Por lo que, los índices de variaciones rms y de propagación de armónicas permiten
cuantificar la calidad del voltaje suministrado por una empresa distribuidora a sus
clientes. En este capitulo se presentan las directivas del análisis de los principales
problemas de la calidad del voltaje en redes eléctricas de distribución; la distorsión
armónica y las variaciones de voltaje de corta duración. Se describen las técnicas de
evaluación de la propagación de armónicos en sistemas eléctricos de distribución y
se presenta un ejemplo con el método de inyección de corrientes. Así mismo se
describe la caracterización de las variaciones voltaje corta duración; depresiones de
voltaje “sags”, elevaciones “swells”, e interrupciones cortas. Se presentan las
directivas del análisis de las variaciones rápidas de voltaje y se muestra un caso de
estudio para el cual se evalúan los índices rms mediante un método de predicción.
5.2. Variaciones de Voltaje de Corta Duración
Los voltajes sags normalmente no causan daño a los equipos pero pueden
fácilmente interrumpir la operación de equipo sensible. Por lo que, los voltajes sags
son conocidos como el problema mas importante que afecta a los consumidores
industriales debido a que pueden causar que equipo sensible como computadoras
“PCs”, controladores de velocidad “ASDs” y controladores lógicos programables
“PLCs” falle, afectando los procesos industriales de producción.
La cooperación entre empresas, organismos reguladores y consumidores, esta
ayudando a entender y desarrollar soluciones a los problemas de las variaciones
rms de voltaje de corta duración. Por lo que, es evidente la necesidad de contar con
estándares, índices y metodologías apropiados para la regulación de la calidad de
energía y los asuntos relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y
empresas distribuidoras con respecto a variaciones de voltaje de corta duración.
Es por esto que, actualmente grupos de investigación se están enfocando en
establecer índices que caractericen el desempeño de los voltajes sags y en creación
de estándares de comparación del desempeño de las empresas (benchmarking). Uno
de estos índices es el Índice de Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS
(System Average RMS Variation Frequency Index) SARFIX. Este tipo de índice
permite a los consumidores realizar evaluaciones económicas y elaborar
especificaciones apropiadas para los equipos. Actualmente existe una campaña
para el uso del SARFIX en algunos países, entre ellos Singapur.
5.2.1. Definiciones de las variaciones de voltaje
Las variaciones de tensión, son desviaciones de la forma de onda senoidal de
voltaje que ocurren dentro del rango de frecuencia a la que opera el sistema, estas
se clasifican en variaciones de corta y larga duración.
80
Las variaciones de voltaje de larga duración se clasifican como, interrupciones
sostenidas, sobre voltajes y bajos voltajes con una duración mayor a 1 minuto
(IEEE) o 3 minutos (EN-50160). Las variaciones de voltaje de corta duración se
clasifican en elevaciones “sags”, dilataciones “swells” e interrupciones cortas que
pueden ser instantáneas (0.5 a 30 ciclos), momentáneas (30 ciclos a 3 seg.) y temporales
(3 seg. a 1 min.).
El estándar IEEE 1159 proporciona una terminología para discutir y evaluar las
variaciones cortas de voltaje rms. Este estándar define rangos de magnitud para
sags, swells e interrupciones cortas. También, sugiere que el termino sag, swell e
interruption este precedido por un modificador describiendo la duración del evento
(instantáneo, momentáneo, temporal, o sostenido). Como se indica en la tabla 2.2, las
variaciones rms se clasifican por la magnitud y duración de los disturbios.

Interrupciones de Corta Duración
Las interrupciones cortas, se definen como la interrupción repentina del voltaje rms
(menor a 0.1 p.u.) en una o más fases en cierto punto del sistema, seguida por su
restauración después de un intervalo de tiempo, hasta 3 minutos (EN 50160). Se
clasifican como momentáneas (0.5 ciclos a 3 seg.) y temporales (3 seg. a 1 min.). Se
pueden considerar como una depresión de voltaje con 100% de amplitud.

Dilataciones de Voltaje “Swells”
Es un incremento temporal del voltaje rms de entre el 1.1 y 1.8 p.u. a la frecuencia
del sistema con una duración de ½ ciclo a un minuto en un punto de acoplamiento
común PCC del sistema eléctrico por arriba de los limites.

Depresiones de Voltaje “sags” o “dips”
Es una reducción del nivel de tensión rms con una duración entre un ciclo y varios
segundos. El voltaje sag (EUA), es una variación rms con una magnitud entre 10% y
90% del nominal y una duración entre 0.5 ciclos y un minuto (IEEE 1159). Mientras
que el voltaje dip (Inglaterra), es una reducción temporal del voltaje en un punto en
el sistema eléctrico por debajo del nominal. Si durante un sag de voltaje, este cae
hasta el nivel de una interrupción 10%, el evento se considera depresión e
interrupción (IEC 61000-4-30). La duración de estos sags puede dividirse en tres
categorías: instantáneos, temporales y momentáneos.
Esta duración corresponde al tiempo de operación de un equipo de protección
típico, así como a la duración recomendada por organizaciones técnicas
internacionales.
81
5.2.2. Causas y efectos de las variaciones de voltaje

Short interruption
Las causas de las interrupciones de voltaje de corta duración, pueden ser un fusible
fundido, la apertura de interruptores, la interrupción del suministro que va de
unos cuantos ciclos a unos cuantos segundos. Las interrupciones de corta duración
ocasionan que los equipos paren y arranquen sistemáticamente disminuyendo así
su vida útil.
Pueden afectar a equipo electrónico (ASDs, PLCs, PCs) causando su mala operación
o su salida de operación. Aunque sólo el 20% de los clientes industriales y
comerciales son afectados por interrupciones con una duración menor a 1 segundo,
estas interrupciones son muy problemáticas para estos usuarios. Algunos clientes
ven las interrupciones cortas de sólo unos pocos ciclos como críticas (estas afectan
las PCs). El arrancar un proceso de producción puede tomar hasta 17 horas, esto
explica por qué muchos países dan tanta importancia a la evaluación de los sags e
interrupciones cortas.

Swells
Los swells pueden ocurrir como picos temporales de voltaje en las fases no falladas
durante fallas de corto circuito, por la conexión y desconexión de grandes cargas o
por la energización de grandes bancos de capacitores, también pueden ser
ocasionados por rechazos de carga. Los voltajes swells no son tan comunes como
los voltajes sags.
El efecto de los swells en el equipo esta relacionado con su duración y magnitud,
por el porcentaje en el que el voltaje exceda los limites. Este puede llegar a romper
el aislamiento y dañar los equipos. Su severidad durante condiciones de falla es
función de la localización de la falla, la impedancia del sistema y el aterrizamiento.
Los swells pueden ocasionar fallas en componentes de equipo como ASDs, PCs y
PLCs, mal funcionamiento en equipo de protección. Así como también, que equipo
como transformadores, cables, buses, interruptores, TCs, TPs y maquinaria rotativa
reduzca su vida útil.

Sags
Los sags de voltaje son principalmente causados en condiciones de falla, por el flujo
de la corriente de cortocircuito ocasionando caídas de voltaje en circuitos cercanos,
siendo los sags de mayor magnitud y de mayor duración.
82
Los sags, también pueden ser causados por el flujo de corriente asociado con el
arranque de grandes motores de inducción, debido a que los motores demandan
una mayor corriente cuando están arrancando, causando un voltaje sag mientras se
está acelerando para alcanzar la velocidad máxima, estos tienen una duración de
uno a diez segundos. Los cambios de carga excesiva por operaciones de maniobras
asociadas con la desconexión temporal del suministro pueden ocasionar voltajes
sags. La energización de transformadores de gran tamaño también es causa de
voltajes sags. La conexión de transformadores modifica su magnitud. Estos eventos
pueden venir de consumidores o de la red de suministro. En la mayoría de los sags
la caída de voltaje es hasta un 20% del valor nominal. Los sags son altamente
dependientes de la configuración de los sistemas de suministro, y de las prácticas
de la protección, entre otros.
Los sags causan la interrupción de numerosos procesos. Sus posibles efectos son: el
funcionamiento defectuoso de lámparas disminuyendo su capacidad de
iluminación y su vida útil, operación incorrecta de dispositivos de control;
variaciones de velocidad o paro de motores; operación incorrecta de contactores;
fallas y errores de calculo en computadoras e instrumentos de medición, y fallas de
conmutación en inversores. Algunos de estos procesos se interrumpen cuando el
voltaje rms se abate por debajo del 90% por más de uno o dos ciclos, tal es el caso
de los procesos en las papeleras, en las que se presentan perdidas cuantiosas
debido a este tipo de problemas. Equipos de cómputo y controles pueden perder
su energía dependiendo de la duración y de la magnitud del voltaje sag. Equipos
como los transformadores, cables, buses, interruptores, TC´s y TP´s no incurren en
daños o mal función debido a sags, pero si pueden ocasionar un pequeño cambio
en la velocidad o paro en las máquinas de inducción y errores de conteo de
motores o relevadores. El efecto de los sags en los equipos depende de la magnitud
y duración; en aproximadamente el 40% de los casos son suficientemente severos,
que exceden las tolerancias de los estándares adoptados por los fabricantes de
equipos.
5.2.3. Caracterización de los sags de voltaje
La caracterización de las variaciones es el proceso de extraer la información de una
medición que describe el evento sin tener que retener cada detalle del evento. Para
poder calcular los índices de variaciones rms, se deben caracterizar cada una de las
variaciones rms. Los voltajes sags pueden ser caracterizados por su magnitud
(voltaje durante la falla) y su duración. La magnitud se determina por la distancia
eléctrica a la falla y la duración por el tiempo de liberación de la falla. La magnitud
y duración son dos esenciales e importantes características los cuales determinan el
comportamiento del equipo.
83
En la figura 5.1 se puede ver que la magnitud y la duración no caracterizan
totalmente a los sags. El voltaje durante el sag contiene una gran cantidad de
componentes de alta frecuencia. Así mismo el voltaje muestra un pequeño pico
inmediatamente después del sag.
Figura 5.1. Voltaje sag en una fase en función del tiempo.
Existen métodos para extraer información de la forma de onda del voltaje.
Características como magnitud, salto de ángulo de fase, duración y desbalance
trifásico de voltajes medidos como resultado del monitoreo de la calidad. También
existen técnicas analíticas para calcular las características de los sags debidos a una
falla determinada. El primer paso es distinguir entre los eventos debidos a
arranques de motores, a la energización de transformadores, y a fallas. Una
segunda clasificación debido al tipo de falla, monofásicas, dos fases y trifásicas, etc.
 Magnitud del voltaje sag
La magnitud se obtiene del voltaje rms neto durante la falla, expresado en
porciento o por unidad del voltaje nominal del sistema. La magnitud del voltaje sag
debido a fallas de corto circuito en la red, varía en función de ciertos parámetros
como la longitud a la que se presenta la falla (una falla cercana a la subestación
produce sags más severos que una mas alejada de la subestación), el tipo de falla
(fallas trifásicas y de fase a tierra se consideran normalmente en el análisis),
impedancia de falla (un corto circuito directo impedancia de falla de cero resulta
en el valor más alto de corriente de falla), la conexión de los transformadores y
cargas.
La magnitud del voltaje sag debido al arranque de motores varía de acuerdo a la
capacidad de los motores y a la robustez del sistema.
84
 Duración del voltaje sag
La duración del sag es el tiempo que el voltaje se mantiene por a bajo de limites,
usualmente menor que 1 segundo. La duración del sag depende del equipo de
protección. Cada voltaje sag dura tanto como el equipo de protección permita que
la corriente de falla fluya. Hay muchos tipos de equipo de protección. Cada uno
tiene un tiempo mínimo absoluto que toma para liberar las fallas. Comúnmente se
agrega un tiempo de retardo intencional para realizar la coordinación entre
dispositivos en serie. Además, muchas fallas de línea son temporales. Re-cierres
automáticos pueden usarse para re-energizar la línea y restaurar el servicio dentro
de unos pocos segundos. En la tabla 5.1, se muestran los tiempos de operación y
número posible de re-cierres para re-cierres automáticos de algunos dispositivos
comúnmente utilizados.
El 60 a 80% de los sags reportados dura menos de 0.1 segundos. Reportar la
duración de los sags presenta problemas para sags no rectangulares. Las fallas por
cortocircuito se presentan principalmente en redes aéreas, las mas comunes son las
de fase a tierra aproximadamente corresponden al 70% del total de las fallas y las
fallas trifásicas son muy severas y corresponden al 5% del total.
Tabla 5.1. Tiempos típicos de operación de dispositivos de protección.
Tipo de
tiempo de operación en ciclos
Protección
tiempo típico
tiempo típico de
número de
mínimo
retardo
re-cierres
Fusible de Expulsión
0.5
0.5 a 60
Fusible limitador de I
0.25 o menos
0.25 a 6
Re-cierre Electrónico
3
1 a 30
0a4
Interruptor en Aceite
5
1 a 60
0a4
Interruptor en SF6
3–5
1 a 60
0a4
Sobre-corriente Z1(20%)
18
18-60
Sobre-corriente Z2 (80%)
48
48-60
Las empresas distribuidoras diseñan sistemas de protección para aislar las fallas
permanentes y buscan aislar el área fallada más pequeña posible. En un sistema de
distribución el esquema principal de protección esta integrado por fusibles y
relevadores de sobrecorriente, esto requiere frecuentemente algún tiempo utilizado
para la coordinación, el cual incrementa el tiempo de liberación de la falla, una
excepción es el uso de fusibles limitadores de corriente. De esta manera, si el
esquema de protección detecta la falla de corto circuito, la detección y la
correspondiente operación del interruptor tomarán un tiempo, mismo que tendrá
la duración de las variaciones rápidas de voltaje.
85
Por otro lado si, el esquema de protección cuenta con restaurador ya sea
instantáneo o con retardo entonces, cada vez que se realiza la operación de recierre cuando la falla aún permanece en el sistema, se tendrá una repetición de la
variación de voltaje.
En las redes de distribución la tendencia de los esquemas de protección ha sido
aplicar disparos instantáneos en 5 a 35 kV con el fin de salvar el fusible, minimizar
daño al equipo y permitir la coordinación entre los dispositivos de protección. Lo
mas común es emplear entre 1 y 3 re-cierres, sin importar el nivel de tensión, de
aquí se puede ver que las compañías que recurren a esta técnica de protección,
tienen mayor probabilidad de someter a sus usuarios a depresiones de voltaje que
aquellas que no emplean tantos re-cierres. Los tiempos de retardo entre los recierres varían, para el primer re-cierre hay preferencia a que sea instantáneo, y
poca tendencia para dar un tiempo de retardo grande (1 minuto) para el tercer recierre el tiempo preferido de operación es entre 10 y 30 segundos; para el cuarto recierre en caso de existir se aplica en menos de 10 segundos. Estas prácticas de
protección muestran la forma en que las compañías realizan la protección de las
líneas aéreas principalmente, lo cual afectará los tiempos de liberación de las fallas
en las redes eléctricas.
En el caso de los sags de voltaje causados por arranques de motores, la duración
promedio es de aproximadamente 10 segundos que es el tiempo en alcanzar su
velocidad nominal. En términos de duración, los sags se agrupan en 3 tipos: 4 ciclos
tiempo típico de apertura para fallas, 30 ciclos tiempo de re-cierre de interruptores
y 120 ciclos tiempo de retardo de re-cierre de interruptores. Los sags que duran
menos de medio ciclo se conocen como transitorios.
 Salto de ángulo de fase
Un corto circuito en un sistema eléctrico no solo ocasiona una caída en la magnitud
del voltaje, sino también un cambio en el ángulo de fase del voltaje (salto de ángulo
de fase) que es el ángulo entre el voltaje previo al sag y el voltaje durante el sag.
Este puede calcularse como el argumento del voltaje complejo Vsag. La magnitud y
salto de ángulo de fase están directamente relacionados a la fase fallada, o entre las
fases falladas en el PCC entre la carga y la falla. El salto de ángulo de fase se
manifiesta como un cruce al pasar el voltaje por cero, y puede expresarse por la
diferencia en la relación x/r de los componentes del sistema, una segunda causa del
salto de ángulo de fase es la transformación del sag a niveles de bajo voltaje (paso
de voltaje sag por un transformador). El salto de ángulo de fase debido a una falla
de corto circuito trifásico se muestra en la figura 5.2. El defasamiento del voltaje sag
en terminales de equipo dependerá de la relación x/r en los elementos del sistema,
del tipo de falla de corto circuito y del tipo de conexión de la carga, la cual esta en
función de la conexión del transformador.
86
Figura 5.2. Salto de ángulo de fase debido a un voltaje sag
 Frecuencia de ocurrencia
Es importante estimar que tan frecuentemente los sags pueden afectar las cargas
sensibles. Predecir la frecuencia de los sags requiere un método probabilístico,
dado que es imposible predecir donde y cuando ocurrirá una falla e inclusive
múltiples fallas al mismo tiempo. El predecir la frecuencia de ocurrencia de las
variaciones cortas de voltaje requiere de información de confiabilidad del sistema.
Esta información, frecuentemente es determinada por el número de salidas
temporales y/o permanentes de la operación de los equipos por unidad de
longitud (millas o km.) en un periodo de tiempo (un año).
Las empresas distribuidoras usualmente tienen una estimación confiable del
número de fallas por kilómetro por año para cada uno de los dispositivos (líneas,
transformadores, interruptores) que conforman el sistema. El total del número de
fallas se clasifica de a cuerdo a su tipo para reflejar su probabilidad de ocurrencia.
En la tabla 5.2 se presentan valores típicos de tasas promedio de falla para redes de
distribución en EUA en un periodo de 5 años. Donde se observa que la causa más
común de los sags son las fallas de fase a tierra.
Tabla 5.2. Valores típicos de tasas promedio de falla para redes de distribución.
Tipo de Falla
Prob. ocurrencia
 a 34.5 kV
 a 13.8 kV
Fase-Tierra
70%
10.6
1.4
Fase-Fase
15%
2.3
0.3
2 Fases-Tierra
10%
1.5
0.2
3 Fases
5%
0.8
0.1
Total
100%
15.2
2.02
87
El método más común para determinar la frecuencia de ocurrencia de los sags en
un sistema de distribución, consiste en sumar las tasas individuales de falla de
cada uno de los elementos del sistema. Las frecuencias de ocurrencia de los sags se
combinan con los resultados del análisis de fallas, cada falla tendrá una frecuencia
y un perfil de voltaje en el bus de carga sensible. Las fallas se pueden agrupar de
acuerdo al perfil de voltaje, una forma común de agruparlos consiste en agrupar
los sags por arriba y por abajo de los limites de las cargas sensibles. La
determinación de la probabilidad de ocurrencia de un determinado sag puede
hacerse de dos formas. Una es de los índices de confiabilidad de todos los
componentes del sistema, llamado evaluación de la confiabilidad, y el otro de
datos experimentales del sistema bajo estudio o un sistema similar, conocido como
confiabilidad histórica.
5.2.4. Voltajes sags en sistemas trifásicos
En los sags generados por una falla desbalanceada en sistemas trifásicos, la caída
de voltaje es típicamente diferente en las tres fases como se muestra en la figura 5.3
a), mientras que en fallas balanceadas las tres fases tienen la misma magnitud de
sag de voltaje como se muestra en la figura 5.3 b). La magnitud y el defasamiento
de los voltajes dependen del tipo de falla y de la conexión de la carga (conexión del
transformador). Por lo que, es posible clasificar el comportamiento basico de las
características del voltaje de los sags trifásicos. El arranque de motores trifásicos y
la energízación de transformadores también son causa de sags en sistemas
trifásicos, como se muestra en las figuras 5.3 c) y d) respectivamente.
a) Fallas desbalanceadas
b) Fallas balanceadas
88
c)Arranque de motores
d) Energización de transformadores
Figura 5.3. Voltajes sags en sistemas trifásicos.
Para sags balanceados (arranque de motores y fallas trifásicas), los tres voltajes son
iguales (sag tipo A). Para sags ocasionados por fallas desbalanceadas, las fallas
monofásicas darán lugar a tres tipos de sag (B, C y D), las fallas de fase a fase
contribuyen a dos tipos de sag (C y D), y las fallas de dos fases a tierra a tres tipos
(E, F y G), considerando la conexión  ó  de las cargas trifásicas y el tipo de
conexión de los transformadores. Los sags tipo B y E contienen una componente de
secuencia cero la cual es raramente transferida a terminales del equipo. Los sags
tipo F y G se consideran versiones distorsionadas de los tipos C y D debido a la
presencia de cargas de motores de inducción.
En la figura 5.4, presenta el diagrama fasorial para cada tipo de evento, el voltaje
de prefalla con líneas punteadas y las líneas sólidas representan la magnitud de la
depresión. Estos sags pueden ser transformados de un tipo a otro debido a la
conexión de la carga.
Tipo A
Tipo B
Tipo C
Tipo D
Figura 5.4. Diagramas fasoriales de sags trifásicos desbalanceados.
La tabla 5.3 muestra la relación entre el tipo de falla y los sags para cargas trifásicas
(transformadores).
89
Tabla 5.3.Depresión de voltaje y conexión de la carga (transformador).
Tipo de Falla
Conexión de la carga trifásica


3 fases
A
A
fase – fase
C
D
1 fase
B
C
El equipo monofásico en baja tensión normalmente se conecta entre fase y tierra,
pero el número de sags en baja tensión es pequeño. El equipo trifásico
normalmente se conecta en delta o estrella sin neutro. Por lo que, la gran mayoría
de sags trifásicos desbalanceados en terminales del equipo son de tipo C o D, así
que es suficiente distinguir entre la magnitud y salto de ángulo de fase de estos
sags.
La magnitud y ángulo de fase no cambian cuando el sag se transfiere de un voltaje
a otro. La magnitud y ángulo de fase se definen como el valor absoluto y el
argumento del fasor de voltaje de la fase con el sag para el tipo D, y el voltaje entre
las dos fases con sags para el tipo C. En el sag tipo D, el voltaje característico es el
voltaje de la fase afectada. Para el tipo C, este es el voltaje entre las fases afectadas.
En este caso se puede emplear un factor de raíz cuadrada de 3 para hacer
compatibles los resultados de los dos tipos. Definir la característica de magnitud en
esta forma es independiente de la conexión de equipo de monitoreo y de la
conexión del transformador.
5.2.5. Normas y Estándares de las variaciones de voltaje
En la actualidad muchas empresas monitorean y registran las variaciones de
voltaje y calculan índices locales y de sistema de igual forma que lo hacen para la
confiabilidad. El desarrollo y uso apropiado de estándares para regular los asuntos
relacionados con los consumidores, fabricantes de equipo y empresas
distribuidoras con respecto a sags es muy importante. Estos Estándares contemplan
los criterios y metodologías para el análisis de los sags en las en la etapas de diseño,
planeación y operación de los sistemas eléctricos.
Los criterios para monitoreo, niveles de compatibilidad de la empresa y clientes;
los niveles de inmunidad del equipo sensible. Los estándares de sags de voltaje
presentado en la tabla 5.4, son usados como restricciones.
90
Tabla 5.4. Estándares de sags de Voltaje del IEEE e IEC.
Estándar
Área de Aplicación
Aplicación
IEEE 1346
Sistema eléctrico en general
Guía y metodología para evaluación
de sags
IEEE 493
Sistemas industriales y
Criterios para evaluación de
comerciales
confiabilidad
IEEE 446
Sistemas industriales y
Rango de sensitividad de cargas
comerciales
(CBEMA)
IEEE 1159
Sistema eléctrico en general
Voltaje sags definiciones y monitoreo
IEEE 1100
Sistema eléctrico en general
Voltaje sags monitoreo
IEEE 1250
Equipo
Guía para equipo electrónico
IEC 1000-2- Empresa suministradora
2
IEC 1000-2- Sistemas industriales y
Limites de compatibilidad
4
comerciales
IEC 1000-2- Equipo
Pruebas de inmunidad
11
La diferencia entra la descripción de sag de voltaje dado por los estándares del
IEEE y del IEC se presenta en la figura 5.5.
Vrms
Vn
V
V2
t
Figura 5.5. Descripción de voltaje sag.
IEEE: Sag de V2; el valor del sag es igual a valor del voltaje V2 medido en porciento
de Vn.
IEC: Sag de ΔV; el valor del sag es igual a la variación del voltaje, medido in
porciento de Vn.
Donde: Vn es el voltaje nominal
El estándar IEC describe el sag de voltaje o dip como una reducción súbita del
voltaje en un punto en el sistema eléctrico, seguido por una recuperación del
voltaje después de un periodo de tiempo corto, de 05 ciclos a unos pocos segundos.
La amplitud del sag es la diferencia entre el voltaje durante el sag y el voltaje
nominal del sistema expresado como un porcentaje del voltaje nominal.
91
El estándar IEEE describe el sag de voltaje como un decremento entre 0.1 a 0.9 p.u.
del valor rms de voltaje o corriente a la frecuencia del sistema, con una duración
de 0.5 ciclos a un minuto. El IEEE también recomienda el uso de la terminología
“sag de voltaje a 20%” del valor nominal.
Estándares Aplicados a Sistemas.
Los estándares aplicados a sistemas eléctricos presentan los criterios de evaluación
y metodologías para el análisis de voltajes sags.





El Estándar IEEE 1564 presenta índices y procedimientos recomendados
para caracterizar el voltaje sag y comparar el desempeño a través de
diferentes sistemas.
El Estándar IEC 61000-2-8 titulado Medio Ambiente – Depresiones de
voltaje e interrupciones cortas (Environment - Voltage Dips and Short
Interruptions) describe las expectativas y caracterizaciones del desempeño
del sistema.
El Estándar IEEE 1346-1998 describe un procedimiento de evaluación para
que clientes individuales pueden usar información del desempeño de los
voltajes sags para evaluar la economía de varias alternativas para mejorar el
desempeño del sistema.
El Estándar IEEE 493 presenta los fundamentos del análisis de confiabilidad
asociado a las interrupciones sostenidas en el diseño y la planeación de
sistemas de distribución. En el que, se ha propuesto un método para el
análisis de voltajes sags. La técnica propuesta puede usarse para predecir las
características de los voltajes sags (magnitud, duración y frecuencia), para
evaluar alternativas de configuración y prevenir futuros problemas.
El Estándar IEC 1000-2-2 tiene que ver con los niveles de compatibilidad
para los disturbios de baja frecuencia en empresas eléctricas. No recomienda
límites para sag, ni presenta una metodología de evaluación. Establece que
los sag deben de ser tratados en términos estadísticos y limitarse por el nivel
de ocurrencias que un consumidor puede sufrir en un promedio mensual.
Estándares Aplicados a Equipo. Son estándares aplicados a equipo sensible a
voltajes sags presentan rangos de sensibilidad que pueden ser usados como un
valor de referencia.

El Estándar IEEE 1250 describe los efectos de los voltajes sag en equipo
sensible. Uno de los propósitos de esta guía es proveer al diseñador con
datos de referencia de equipo sensible, se recomienda la curva CBEMA con
referencia a computadoras y equipo electrónico.
92


El Estándar IEEE 446 también recomienda la curva CBEMA como limite
para equipo electrónico. Esta curva de aceptabilidad fue generada por
experiencia por los usuarios y fabricantes. Recientemente la curva CBEMA
ha sido reemplazada por su sucesor, la curva ITIC-El Consejo de la
Industria de Tecnología de Información (The Information Technolgy Industry
Council).
El Estándar IEC 1000-2-4 presenta los requerimientos para niveles de
compatibilidad de disturbios de baja frecuencia en sistemas de distribución
mediante una clasificación a empresas y usuarios comerciales e industriales.
Estándares Aplicados a Monitoreo y Pruebas. El monitoreo es una de las formas
mas importantes de obtener información de los voltajes sags. El equipo actual tiene
la posibilidad de monitorear sistemas de gran escala. Para lograrlo es necesario
definir cuidadosamente la metodología de monitoreo considerando los puntos a
ser monitoreados y los tipos de medidores.

Los Estándares IEEE 1159 y IEEE 110 son una recomendación practica de
monitoreo de la calidad de un sistema eléctrico de corriente alterna.
Presentan técnicas de medición, aplicación de técnicas para la colección de
eventos, y técnicas para la interpretación de resultados de monitoreo de
voltajes sags, siendo el estándar IEEE 1159 el mas completo.
5.2.6. Índices de las variaciones de voltaje.
El límite entre una interrupción sostenida y momentánea varia con la empresa, en
rangos de 1 a 5 minutos. Siendo 1 minuto el más típico. Los índices de
confiabilidad tradicionales cubren solo interrupciones sostenidas, pero MAIFIÍndice promedio de la frecuencia de interrupciones momentáneas (Momentary
Average Interruption Frequency Index) fue desarrollado para reconocer la
importancia de las interrupciones momentáneas. Las interrupciones momentáneas
afectan muchos tipos de clientes. Los índices para cuantificar interrupciones
momentáneas proporcionan una herramienta para evaluar otro tipo muy
importante de variaciones rms. Por lo que es de gran importancia usar nuevos
índices de calidad de la energía para evaluar voltaje sags, armónicos y otros
problemas de calidad de energía.
El índice SARFI- Índice de Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS
(System Average RMS Variation Frequency Index) evalúa diferentes niveles de sags y
swells. SARFI es también normalizado con el número de consumidores.
 N Sag
SARFI 
x N Servidos
(5.1)
93
Donde NSag es el número de consumidores afectados por un voltaje sag de nivel x
en porciento. El nivel de sag x puede ser de 10, 50, 70, 80 o 90% para un sag. Y 110,
120, o 140% para un swell. Estos niveles de sag son típicos con los cuales ciertos
tipos de equipos pueden afectarse.
Un sag de 10% significa una interrupción. Variantes de SARFI puede definirse para
considerar el número de fases afectadas en un sag (1, 2 o 3), y la duración,
instantánea, momentánea, temporal o de larga duración [12]. Estos índices pueden
expandirse para cubrir las fase, duración, swells, y normalizados por el tamaño de
los consumidores.

Indices locales para Variation rms.
Los índices locales se obtienen de la magnitud y la duración del todos los eventos
registrados en un punto dado sobre un período de tiempo.
SARFI. Es un índice de calidad de energía que proporciona a una medida del
voltaje sags, swell y short interruption para un punto especifico o para todo el
sistema. El tamaño del sistema es escalable: se puede definir para un solo punto de
monitoreo, un solo servicio a un cliente, un alimentador, una subestación, grupos
de subestaciones, o para un sistema entero. Hay dos tipos de índices de SARFI.
SARFIX y SARFICurva.
SARFIX. Corresponde a la cantidad de voltaje sags, swells y/o interrupción por
debajo del límite de voltaje. Por ejemplo, SARFI90 considera voltajes sags e
interrupciones que están abajo 0.90 por la unidad, o 90% del voltaje base del
sistema. SARFI110 considera los voltajes sags arriba de 1.1 por unidad, o 110% del
voltaje base del sistema.
Considere el resumen de eventos de variaciones rms de la tabla 2, que fueron
hipotéticamente medidos en un solo sitio. Los voltajes sags e interrupciones que se
pueden incluir en SARFI90 son 8, como hay 8 sags e interrupciones medidas en esta
ubicación que se tuvieron un voltaje mínimo debajo de 0.9 por unidad (90%) y
entre ½ ciclo y 60 segundos de duración.
Esto se puede expresar como una tasa de 3.93 eventos en 30 días. Esto se calcula
dividiendo los 8 acontecimientos por el de 92 días entre Jul-01-2000 y Oct-01-2000,
y multiplicados por 30 para normalizar el índice a acontecimientos en 30 días.
94
Tabla 5.5. Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo.
Fecha
Voltaje Mínimo
Duración del Evento
Jul-01-2000 09:48:52
73%
9 ciclos
Jul-01-2000 09:50:16
73%
9 ciclos
Jul-07-2000 14:20:12
0%
82 ciclos
Jul-10-2000 15:55:23
13%
100 ciclos
Jul-21-2000 09:48:52
0%
2.6 segundos
Aug-08-2000 07:35:02
49%
34 ciclos
Sep-02-2000 08:30:28
0%
41 segundos
Sep-08-2000 10:30:40
59%
40 ciclos
Tabla 5.6. Índices SARFIX Calculados a partir de la Tabla 5.5.
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
8
2.61
SARFI-70
6
1.96
SARFI-50
5
1.63
SARFI-10
3
0.98
La curva de tolerancia de voltaje pude ser utilizada como un método de cuantificar
la inmunidad del equipo contra los sags. Los dos tipos mas comunes de equipos
sensitivos son: rectificadores monofásicos y trifásicos. Los sags debidos a fallas
trifásicas son muy graves para los ADS’s de c.a.
SARFICurva. Corresponde a una tasa de voltajes sags por debajo de la curva de
compatibilidad de un equipo. Por ejemplo SARFICBEMA considera sags e
interrupciones que están debajo de la curva más baja de CBEMA. SARFIITIC.
Considera voltajes sags e interrupciones que están debajo de la curva más baja de
ITIC. Finalmente, SARFISEMI considera voltajes sags e interrupciones que están
debajo de la curva SEMI más baja.
CBEMA. La curva CBEMA de la figura 5.6, presenta la dispersión de la magnitud
del voltaje y la duración del evento para cada variación rms. El área entre las
curvas define la región de tolerancia de operación de los equipos y fue
desarrollada por la CBEMA- Asociación de Fabricantes de Equipo del Negocio de
Computadoras (Computer Business Equipment Manufacturers Association), descrita en
el IEEE Libro naranja (Orange book). El grupo de CBEMA creó el gráfico como un
medio para predecir la mala operación del equipo debido a variaciones rms. Una
variación rms con una magnitud y duración que cae encima de la curva superior o
debajo de la curva inferior tiene una probabilidad alta de causar una mala
operación en el equipo de cómputo.
95
En este ejemplo, la cantidad de eventos que están debajo de la curva inferior de
CBEMA son 7, dando un SARFICBEMA de 7 acontecimientos.
ITIC. La Curva de ITIC de la figura 5.7, describe el límite de voltaje que se puede
tolerar típicamente (sin una interrupción) por los equipos de informática. La Curva
de ITIC como su antecesor, la Curva CBEMA consiste de grafica de la dispersión
de las variaciones de voltaje rms en términos de magnitud y duración del evento.
La grafica también incluye dos curvas que representan los límites superior e
inferior. Los eventos encima de la curva superior o debajo de la curva inferior
causan la mala operación de equipos de informática (computadoras, componentes
de red y redes de comunicación). La curva describe las condiciones de estado
estable, y transitorias. En este ejemplo, el conteo de los eventos que están debajo de
la curva inferior de ITIC es 6, dando un SARFIITIC de 6.
SEMI. En 1998, el SEMI- Grupo Internacional de Materiales Semiconductores y
Equipo (Semiconductor Equipment and Materials International Group) Calidad de la
Energía y Equipo Instalado- Power Quality and Equipment Ride recomendó la Curva
SEMI de la figura 5.8, para predecir los problemas de sags en equipo de fabricación
de semiconductores. En este ejemplo, el conteo de eventos que están debajo de la
SEMIcurva es 5, dando un SARFISEMI de 5.
Figura 5.6. Curva CBEMA
96
Figura 5.7. Curva ITIC.
Figura 5.8. Curva SEMI
 Índices de Sistema para Variaciones rms.
Los índices del sistema son un promedio de los índices locales. El principal
problema para llevar a cabo su determinación es contar con un esquema de
monitoreo en los alimentadores o utilizar herramientas de predicción con base en
estadísticas de tasas de fallas y tiempos de operación de los esquemas de
protección. Los índices pueden aplicarse a registros de medición a través de toda
una empresa distribuidora, a un alimentador o un consumidor en el PCC.
97
Como resultado de esta escalabilidad de los índices, se pueden calcular valores
para varias partes del sistema de distribución y compararlos con los valores
calculados en el sistema completo.
Existen muchas propiedades de las variaciones rms que pueden ser empleadas
para su cuantificación, propiedades como la frecuencia de ocurrencia, la duración
de los disturbios, el número de fases involucradas, entre otras. Consecuentemente,
muchos índices de variaciones rms se han definido con base a estas propiedades.
Solo se presenta un subconjunto de estos índices. Los índices presentados son los
que ya están siendo usados por empresas tales como la Unión de IluminaciónUnited Illuminating para evaluar la calidad del servicio. La susceptibilidad de
varios dispositivos y procesos a las variaciones rms difiere. Muchos dispositivos
son susceptibles a la magnitud de la variación. Otros son susceptibles a la
combinación de magnitud y duración. Lista de índices (PQView) que pueden
calcularse para variaciones rms. Estos índices son: SARFIX, SARFICBEMA, SARFIITIC,
SARFISEMI, RVFI, SIARFI, SMARFI, STARFI, S1PARFI, S2PARFI, S3PARFI, SAUFI,
SAOFI, SASIFI, SATIFI, SAODI, SAUDI, SASIDI, ARDI, ARVSI, AIRVSR,
AIRVSSR, AMRVSR, AMRVSSR, CARFI, ASIDI.
SARFIx - Índice Variación de Frecuencia Promedio del Sistema RMS (System
Average RMS Frequency IndexVoltage ). representa el numero promedio de eventos
medidos de variaciones rms que ocurrieron en un periodo de evaluación por
consumidor servido, donde los eventos son aquellos que tienen una magnitud x
menor para sags o x mayor para swells.
SARFI x 
N
NT
i
(5.2)
x voltaje rms; valores posibles - 140, 120, 110, 90, 80, 70, 50, y 10
NT numero de consumidores servidos en la sección del sistema a ser evaluada.
Ni numero de consumidores que experimentan una desviación de voltaje de
corta duración con magnitudes arriba de x% para x >100 o abajo x% para
x<100 debido al evento medido i
SARFI esta definido con respecto al voltaje limite x. Esto se muestra para una
evaluación de las variaciones rms de un nivel de voltaje específico. Por ejemplo, si
una empresa tiene consumidores los cuales son solo susceptibles a sags por debajo
del 70% del voltaje nominal, este grupo de disturbios puede ser evaluado usando
SARFI70. Todos los índices de las variaciones rms están definidos usando este
límite de voltaje.
98
Note también, que los 8 valores definidos para el índice límite de voltaje no son
valores arbitrarios. Están seleccionados para coincidir con valores de 140, 120, y
110 para sobrevoltaje, y 90, 80, y 70 para bajo voltaje de norma, 50 que el valor
típico para el punto de ruptura de los contactores de un motor y 10 que el IEEE
Std. 1159 lo define como una interrupción.
Este grupo de índices es similar al valor del SAIFI- Índice Promedio de
Interrupción de la Frecuencia del sistema (System Average Interruption Frequency
Index) que muchas empresas han calculado por años. SARFIx, sin embargo, evalúa
más que solo interrupciones. La frecuencia de ocurrencia de las variaciones rms.
La frecuencia de ocurrencia de variaciones rms de diversas magnitudes puede ser
evaluada usando SARFIx. Los siguientes tres índices son un subconjunto de
SARFIx. Estos índices evalúan variaciones de una especificada magnitud y
duración.
SIARFIx –Índice Promedio de la Frecuencia Instantánea RMS del Sistema (System
Instantaneous Average RMS Frequency IndexVoltage). Representa el número promedio
de eventos medidos de variaciones rms instantáneas en el rango de 0.5 - 30 ciclos.
SIARFI x 
 NI
(5.3)
i
NT
NIi  Número de consumidores que experimentan variaciones instantáneas.
SMARFIx -Índice Promedio de la Frecuencia Momentánea del Sistema (System
Momentary Average Frequency IndexVoltage). En la misma forma que SIARFIx se define
para variaciones instantáneas, en el rango de 30 ciclos a 3 segundos.
SMARFI x 
 NM
NT
i
(5.4)
NMi  Número de consumidores que experimentan desviaciones momentáneas.
STARFIx. –Indice Promedio de la Frecuencia Temporal del Sistema (System
Temporary Average RMS Frequency IndexVoltage). Está definido para variaciones
temporales que tienes una duración en el rango de 3 - 60 segundos.
STARFI x 
 NT
i
NT
(5.5)
NTi  Número de consumidores que experimentan desviaciones temporales.
99
La principal desventaja de estos índices es que se requiere de muchos índices para
evaluar la severidad de los sags, y estos no consideran voltajes sags trifásicos.
 Índices para Variaciones rms para eventos Trifásicos.
Detroit Edison Sag Store. Este método es probablemente el primero usado por una
empresa en un contrato.
Sag Score = 1 -
VA  VB  VC
3
(5.6)
Donde VA, VB y VC son los voltajes rms en cada fase en p.u. La ventaja de este
método es su simplicidad. Sin embargo, este método no considera la duración del
sag.
Average Voltage Sag Energy Index (AVSEI). Este índice esta basado en la energía
que no fue entregada por el sistema a la carga durante el voltaje sag. La energía
perdida en el sag W puede calcularse como.
W = (1 – Vpu)2 * t
(5.7)
Donde: Vpu es la magnitud del voltaje de fase en p.u. durante el sag y t es la
duración del sag. Para eventos trifásicos
1 N
(5.8)
AVSEI   Wk
N
k 1
Wk es la energía pérdida durante el evento sag k y N el número de eventos. Los
eventos sags mostrados en la tabla 5.7, se emplean para ejemplificar el cálculo de
AVSEI.
Tabla 5.7. Sags empleados para el cálculo de AVSEI.
1 – Vpu
Voltaje (p.u.)
Tiempo
(milisegundos)
0.8
66.7
0.2
0.6
50
0.4
0.5
41.7
0.5
(1 – Vpu)3.14 * t
0.43
2.81
4.73
El número de sags es 3, por lo que el índice AVSEI se determina como:
AVSEI = 1/3 (0.43+2.81+4.73) = 2.32
100
5.2.7. Evaluación de sags en redes de distribución
La calidad del suministro de electricidad de una empresa distribuidora en lo que a
variaciones de voltaje de corta duración se refiere, puede obtenerse a través de
monitoreo o de técnicas de predicción estocástica. El monitoreo requiere un cierto
número de equipos que observen y registren el comportamiento del sistema por un
cierto tiempo, para obtener resultados adecuados, es necesario un gran numero de
puntos de monitoreo durante el periodo de tiempo mas grande posible. Los
métodos estocásticos usan un modelo del sistema para predecir características
como magnitud, duración, frecuencia de los eventos y determinar su impacto en
las cargas sensibles de los usuarios, con lo que, se pueden calcular índices para un
periodo de tiempo pasado y futuro en todos los puntos del sistema. Estos Estudios,
permiten evaluar la sensibilidad del voltaje en los nodos ante condiciones de falla,
arranque de grandes motores y energización de grandes transformadores, entre
otros. Así mismo permite tomar acciones en la planeación y operación en cuanto a
la localización de cargas sensibles y dispositivos de protección.
En la predicción estocástica de los voltajes sags se han propuesto varios métodos
para predecir el número de voltajes sags originados en redes eléctricas. Los más
usados son el “Método de Posiciones de falla” y el “Método de Distancias
Criticas”. Estos métodos pueden ser estocásticos en cuanto a la localización de la
falla, resistencia de falla, tipo de falla, tiempo de inicio y duración de la falla. El
método de Monte Carlo es empleado para genera aleatoriamente esta información
en base una función de densidad de probabilidad en donde se emplean las
funciones normal y uniforme.
Un programa de cálculo de cortocircuito convencional es usado para determinar la
amplitud. La duración de los sags la define, el tiempo de operación de los
dispositivos de protección. La frecuencia de ocurrencia de los sags se determina de
la información estadística de las tasas de ocurrencia anual de las fallas.
La combinación de los resultados de fallas localizadas en toda la red, proporciona
un esquema de en cuales áreas impactan los voltajes sags a las cargas criticas.
Finalmente las curvas de sensibilidad de frecuencia de los sags de los equipos
pueden ser usadas para estimar el impacto en la interrupción de los procesos.
El Estándar IEEE 1346 presenta una metodología para el análisis técnico y
financiero de la compatibilidad del equipo con los sistemas eléctricos, con respecto
al voltaje sag. Este documento no establece límites para las empresas de
distribución o equipo.
101
1.
2.
3.
4.
La información necesaria para el análisis de sags (magnitud, duración y
frecuencia) puede obtenerse por monitoreo con una cierta tasa de muestreo
y resolución, o mediante análisis predictivo o incluso por la información de
un sistema representativo.
Determinar el desempeño del equipo referente a sags, mediante la
información de los fabricantes a través de graficas de dispersión magnitudduración de las variaciones rms: Curvas CBEMA, ITIC, y SEMI. que
especifican la curva de sensibilidad de las cargas de los consumidores. La
susceptibilidad a los sags se puede obtener de pruebas de inmunidad.
IEEE 1346 describe la creación de graficas de compatibilidad magnitudduración, graficas de magnitud y frecuencia acumulada, graficas de
duración y frecuencia acumulada, graficas de probabilidad acumulada de
magnitud-duración para voltajes sags por punto de monitoreo.
Calcular índices para cada evento a partir de sus características, índices
locales a partir de los índices de todos los eventos medidos durante un
cierto periodo de tiempo e índices de sistema a partir de todos los índices
locales dentro de un cierto sistema eléctrico. SARFI, SIARFI, SMARFI,
STARFI, SARFICBEMA, etc.
El Estándar IEEE 493 presenta los fundamentos del análisis de confiabilidad
asociado a las interrupciones sostenidas en el diseño y la planeación de sistemas
de distribución. En el que se propone un método para el análisis de sags. La
técnica propuesta puede usarse para predecir las características de los voltajes sags
(magnitud, duración y frecuencia), para evaluar alternativas de configuración y
prevenir problemas mediante la identificación de áreas de vulnerabilidad:
1.
2.
3.
Por medio de un programa de análisis de fallas de cortocircuito se
determina la magnitud del voltaje sag en una carga sensible para un tipo de
falla en cualquier punto del sistema. Conociendo la impedancia de la red, la
impedancia de falla y la localización de la falla relativa a la carga sensible.
Para determinar la duración del voltaje sag es necesario considerar el tiempo
de liberación de la falla por el equipo de protección.
La predicción de la frecuencia de los voltajes sag requiere de un modelo
adecuado de las impedancias de la red y datos de confiabilidad (tasas de
falla) de todos los equipos.
5.2.8. Identificación de áreas de vulnerabilidad.
El concepto de “área de vulnerabilidad” ha sido desarrollado para evaluar la
probabilidad de tener un voltaje sag con un valor crítico. En la figura 5.9 se muestra
la representación de las áreas de vulnerabilidad “Zonas de Sags” de las cargas
sensibles de un sistema eléctrico industrial.
102
El perfil esperado de los voltajes sags se obtiene mediante la simulación de fallas de
corto circuito, determinando los voltajes en función de la localización de la falla en
todos los puntos del sistema. El área de vulnerabilidad se determina para un nivel
de voltaje sag en particular (ej. sag de 70%). Los daños ocasionados al equipo
dependen de su sensibilidad. Por ejemplo, los contactores desconectan a un 50%
del voltaje nominal teniendo un área relativamente pequeña de vulnerabilidad,
mientras que los ASDs dejan de funcionar a un 90% del voltaje nominal, por lo que
son sensibles a un amplio rango de fallas en el sistema eléctrico.
Figura 5.9. Diagrama de áreas de vulnerabilidad a los sags.
Históricamente la probabilidad de ocurrencia de las fallas expresada como el
número de fallas por año puede emplearse para determinar el número de sags que
pueden ocurrir en un año. Finalmente se puede construir una grafica como la que
se muestra en la figura 5.10 por magnitud y causa del voltaje sag expresados en
porciento del voltaje nominal. Esta información puede emplearse para determinar
la necesidad de equipo de acondicionamiento en cargas sensibles.
103
Figura 5.10. Gráfica cuantificación de la magnitud y duración de voltajes sag.
De la definición de área de vulnerabilidad de sags se puede comprender que el
rango de magnitud de voltaje de post falla, para determinar las diferentes áreas de
sags, es relativo dependiendo de las exigencias del equipo del usuario, por lo que
se dividen los decrementos en el voltaje, después de la falla, en áreas de 10% en
10%. Por lo general los sags que mantienen su magnitud de voltaje por encima del
90% de su nominal después de la falla, pueden ser exentos de áreas de sags debido
a que muchos equipos tienen un rango operación de 10%.
El análisis para la predicción de variaciones de voltaje de corta duración en redes
de distribución es un problema estocástico, debido a que es imposible predecir
cuando y donde ocurrirá una falla. Las predicciones más exactas requieren cálculos
de sags para todas las posibles fallas en el sistema eléctrico, y estimar la frecuencia
con que ocurre cada una de ellas. Existen dos de técnicas de predicción estocástica,
el método de posiciones de falla que es un método muy exacto y el método de
distancias criticas que es un método muy rápido.
104
5.3. Caso de estudio
En esta sección se describe el estudio de un caso de variaciones de voltaje que se
presentan en un sistema eléctrico. Dentro de un proceso industrial muy conocido,
por su sensibilidad, es la extrusión de plásticos en la industria textil. En este
proceso se funde el granulado de plástico, transformándose en filamentos que
finalmente se arrollan en carretes.
Con objeto de tener una idea clara de la importancia del problema de las
variaciones de voltaje en esta industria, se realizo un estudio de este proceso. En
este estudio se encontraron los puntos de mayor sensibilidad del equipo causado
por las variaciones de voltaje. En el problema se describen los siguientes puntos:

Análisis del problema

Colocación de los aparatos de monitoreo para la detección de variaciones de
voltaje

Cálculo de los índices de calidad de la energía debido a variaciones de
voltaje

Interpretación de los datos

Posibles soluciones para mitigar los daños
Análisis del problema. Se requiere mitigar los daños económicos desde el punto de
vista técnico económicos dentro de una instalación eléctrica de una empresa textil
de extrusión de plásticos. Por lo que es de vital importancia la interpretación de los
datos que muestra el monitoreo de la red
En un periodo de tres meses a partir de del 01-Julio-2008 al 01-Oct-2008 se
registraron información en los puntos de monitoreo y se obtienes datos de
magnitud y duración de cada evento.
Con la información registrada se pretende enfocar cuales eventos afectan con
mayor severidad a los equipos más sensibles y que evento se presenta con mayor
ocurrencia.
105
Colocación de los aparatos de monitoreo para la detección de variaciones de voltaje. El
primer componente, se impulsa mediante un motor de c.c. el motor esta equipado con un
control de velocidad variable analógico. Con objeto de proteger los dispositivos
electrónicos de potencia en el impulsor, la protección contra voltajes bajos se ajusta a un
nivel no muy sensible para no bloquear todo el proceso al llegar a variaciones demasiado
bajas.
El estirado, la deformación y el bobinado se realizan por medio de impulsores de velocidad
variable, que se alimentan desde un bus de C.C. común. Estos impulsores están equipados
con protección cinética: los motores actúan como un generador durante la bajada de voltaje
y suministra energía eléctrica al bus de C.C.
La conclusión es que tanto el impulsor de la extrusora como el impulsor de la bomba de
torsión deben tenerse en cuenta a la hora de analizar los métodos de mitigación.
Otros dos posibles puntos de preocupación son el control del aire del proceso y el control
de procesos electrónico.
La mejor opción para empezar es, monitorear tan cerca como sea posible del
equipo sensible que ha sido afectado por las variaciones de calidad de energía.


Es importante que el equipo de medición vea la misma variación que el
equipo sensible.
Otro punto de monitoreo muy importante, es en el punto donde se está
recibiendo la energía, esto es en el punto donde se encuentran los
medidores de energía (PCC).
La figura 5.11 muestra el diagrama unifilar de la red eléctrica.
La red se basa entres conexiones a la red general de 400kV, las etiquetas
muestra la fecha de la falla mas reciente que han producido una variación de
mayor severidad del periodo analizado de 3 meses.
La figura 5.12 muestra las áreas de vulnerabilidad y donde se puede observar
que las fallas en la red de distribución de 150 kV son los que han provocado la
mayoría de los paros del proceso. Además con una intervención de las curvas
CBEMA, IUTIC y SEMI se tiene una especificación mas optima para los equipos
más sensibles.
106
Figura 5.11. Diagrama unifilar de la red eléctrica
Dentro de la figura 5.12 se observan los puntos de monitoreo, estos fueron puestos
a disposición además de las premisas anteriores con un análisis de los equipos más
sensibles durante otro periodo ya que monitoreo durante un mes cada unos de los
puntos de mayor incidencia de variaciones llegando a la conclusión de los puntos
que reciben con mayor frecuencia las variaciones de voltaje.
107
Figura 5.12. Áreas de vulnerabilidad de la red eléctrica y puesta de los aparatos de
monitoreo
Cálculo de los índices de calidad de la energía debido a variaciones de voltaje. Del
monitoreo de los 10 aparatos se tuvieron las siguientes tablas donde se registran
los eventos que presentan variaciones de voltaje.
108
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 1
Fecha
Jul-01-2008 09:48:52
Jul-01-2008 09:50:16
Jul-05-2008 14:20:12
Jul-08-2008 15:55:23
Jul-11-2008 09:08:20
Jul-16-2008 14:15:52
Jul-21-2008 19:48:15
Jul-24-2008 09:43:52
Ago-03-2008 07:35:02
Ago-08-2008 17:15:00
Ago-15-2008 14:01:09
Ago-22-2008 25:45:52
Ago-27-2008 14:45:28
Ago-29-2008 02:18:03
Ago-30-2008 12:05:00
Sep-02-2008 08:30:28
Sep-05-2008 22:50:40
Sep-08-2008 18:30:15
Sep-15-2008 10:30:43
Sep-19-2008 12:00:08
Sep-22-2008 21:09:20
Sep-26-2008 05:08:16
Voltaje Mínimo
73%
73%
0%
13%
0%
50%
0%
45%
49%
10%
22%
35%
15%
83%
92%
22%
59%
13%
45%
70%
96%
25%
Duración del Evento
9 ciclos
9 ciclos
82 ciclos
100 ciclos
2.6 segundos
50 ciclos
3 segundos
12 ciclos
34 ciclos
9 ciclos
90 ciclos
5 ciclos
38 ciclos
2 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
33 ciclos
24 ciclos
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 2
fecha
Jul-01-2008 02:40:22
Jul-08-2008 13:25:50
Jul-11-2008 14:18:53
Jul-15-2008 07:16:05
Jul-18-2008 22:15:01
Jul-21-2008 01:00:12
Ago-05-2008 18:25:22
Ago-08-2008 06:16:32
Ago-09-2008 14:12:35
Ago-11-2008 03:22:11
Ago-12-2008 07:35:02
Sep-05-2008 01:24:08
Sep-15-2008 15:31:23
Sep-19-2008 06:28:15
Sep-24-2008 05:08:59
Sep-27-2008 04:15:02
Sep-30-2008 02:11:47
Voltaje Mínimo
13%
25%
0%
19%
0%
75%
0%
45%
29%
40%
0%
39%
26%
12%
35%
0%
20%
Duración del Evento
10 ciclos
2.8 segundos
55 ciclos
4.3 segundos
11 ciclos
33 ciclos
9 ciclos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4 segundos
30 ciclos
32 ciclos
11 ciclos
3.5 segundos
109
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 3
Fecha
Jul-01-2008 02:18:50
Jul-11-2008 15:48:52
Jul-18-2008 21:18:15
Jul-21-2008 09:00:28
Jul-27-2008 01:13:19
Jul-30-2008 04:16:54
Ago-02-2008 13:14:09
Ago-07-2008 20:14:22
Ago-13-2008 05:33:00
Ago-18-2008 22:40:11
Ago-22-2008 14:31:10
Ago-25-2008 06:09:25
Ago-28-2008 19:48:15
Sep-02-2008 14:45:28
Sep-06-2008 11:15:02
Sep-10-2008 05:32:11
Sep-14-2008 24:12:20
Sep-18-2008 09:22:58
Sep-21-2008 13:04:10
Sep-24-2008 12:02:35
Sep-27-2008 20:45:18
Sep-30-2008 18:51:33
Voltaje Mínimo
23%
0%
0%
11%
0%
56%
0%
50%
10%
42%
05%
29%
32%
53%
85%
90%
32%
95%
18%
41%
70%
69%
Duración del Evento
30 ciclos
32 ciclos
2 segundos
2.5 segundos
9 ciclos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4 segundos
30 ciclos
32 ciclos
2 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
33 ciclos
2 segundos
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 4
Fecha
Jul-01-2008 10:47:52
Jul-03-2008 11:50:16
Jul-05-2008 13:24:18
Jul-10-2008 15:53:25
Jul-13-2008 07:35:20
Jul-17-2008 14:14:51
Jul-20-2008 15:44:15
Jul-26-2008 11:43:45
Jul-29-2008 21:58:59
Ago-03-2008 08:35:06
Ago-10-2008 13:15:56
Ago-15-2008 17:01:09
Ago-23-2008 21:45:52
Ago-27-2008 14:43:24
Ago-29-2008 02:18:03
Ago-30-2008 13:05:00
Sep-03-2008 13:30:28
Sep-05-2008 22:53:40
Sep-15-2008 23:24:03
Voltaje Mínimo
23%
35%
05%
13%
0%
50%
0%
45%
30%
49%
10%
22%
35%
15%
83%
92%
22%
59%
0%
Duración del Evento
2 segundos
9 ciclos
9 ciclos
4 ciclos
2.8 segundos
2.5 segundos
9 ciclos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
5 segundos
33 ciclos
110
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 5
Fecha
Jul-01-2008 09:48:52
Jul-01-2008 09:50:16
Jul-05-2008 14:20:12
Jul-08-2008 15:55:23
Jul-11-2008 09:08:20
Jul-16-2008 14:15:52
Jul-21-2008 19:48:15
Jul-24-2008 09:43:52
Jul-29-2008 21:58:16
Ago-03-2008 07:35:02
Ago-08-2000 17:15:00
Ago-15-2008 14:01:09
Ago-22-2000 21:45:52
Ago-27-2000 19:40:49
Ago-29-2008 22:13:01
Sep-19-2008 10:00:05
Sep-22-2008 20:49:22
Sep-26-2008 01:03:16
Sep-29-2008 17:50:33
Sep-30-2008 14:35:21
Voltaje Mínimo
10%
35%
80%
73%
05%
0%
10%
12%
72%
93%
10%
0%
43%
51%
80%
70%
90%
20%
30%
0%
Duración del Evento
34 ciclos
9 ciclos
90 ciclos
5 ciclos
38 ciclos
2 segundos
2.8 segundos
2.5 segundos
7 ciclos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
30 ciclos
32 ciclos
2 segundos
2.5 segundos
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 6
Fecha
Jul-02-2008 17:08:02
Jul-05-2008 11:55:15
Jul-09-2008 20:20:21
Jul-11-2008 11:17:37
Jul-16-2008 07:05:21
Jul-19-2008 24:10:35
Jul-22-2008 19:41:10
Jul-25-2008 15:13:38
Jul-30-2008 21:34:14
Ago-03-2008 05:35:00
Ago-11-2008 17:45:06
Ago-16-2008 15:06:23
Ago-22-2008 21:40:55
Ago-28-2008 10:54:26
Ago-29-2008 02:15:05
Ago-30-2008 10:50:00
Sep-05-2008 04:35:18
Sep-19-2008 20:55:45
Sep-27-2008 21:05:13
Voltaje Mínimo
35%
53%
2%
10%
08%
55%
0%
65%
90%
95%
18%
25%
55%
23%
40%
70%
85%
60%
35%
Duración del Evento
100 ciclos
2.6 segundos
50 ciclos
3 segundos
12 ciclos
78 ciclos
3.1 segundos
60 ciclos
2.8 segundos
2.5 segundos
7 ciclos
9 ciclos
80 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
5 segundos
73 ciclos
3.3 segundos
111
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 7
Fecha
Jul-01-2008 07:08:50
Jul-05-2008 09:50:16
Jul-08-2008 14:20:12
Jul-08-2008 15:55:23
Jul-13-2008 09:08:20
Jul-16-2008 14:15:52
Jul-20-2008 18:58:13
Jul-28-2008 19:40:22
Jul-30-2008 11:50:54
Ago-05-2008 01:30:00
Ago-08-2008 19:55:05
Ago-11-2008 22:01:01
Ago-21-2008 25:40:32
Ago-25-2008 18:45:09
Ago-29-2008 01:10:03
Ago-30-2008 11:04:10
Sep-01-2008 21:35:21
Sep-04-2008 05:12:39
Sep-07-2008 22:33:55
Sep-15-2008 10:35:43
Sep-15-2008 12:50:08
Sep-21-2008 01:00:25
Sep-23-2008 05:08:16
Sep-26-2008 02:14:10
Sep-30-2008 21:34:20
Voltaje Mínimo
15%
30%
28%
13%
92%
72%
85%
05%
0%
23%
12%
78%
80%
92%
43%
82%
22%
50%
25%
0%
75%
91%
52%
89%
75%
Duración del Evento
73 ciclos
3.3 segundos
12 ciclos
78 ciclos
3.1 segundos
60 ciclos
2.8 segundos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
2.5 segundos
33 ciclos
50 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
5 segundos
73 ciclos
3.3 segundos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 8
Fecha
Jul-02-2008 05:18:22
Jul-05-2008 07:45:10
Jul-11-2008 11:05:00
Jul-14-2008 18:35:20
Jul-14-2008 19:48:28
Jul-19-2008 18:10:52
Jul-21-2008 04:48:55
Jul-28-2008 01:44:57
Jul-29-2008 14:50:45
Ago-01-2008 04:30:09
Ago-06-2008 18:13:05
Ago-15-2008 04:58:33
Ago-21-2008 24:40:53
Ago-27-2008 12:40:30
Ago-28-2008 02:08:03
Ago-30-2008 24:05:20
Sep-19-2008 13:30:18
Voltaje Mínimo
56%
90%
08%
85%
73%
54%
80%
08%
0%
38%
05%
68%
35%
10%
52%
12%
02%
Duración del Evento
60 ciclos
52 ciclos
2 segundos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
33 ciclos
3.5 ciclos
50 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
2.5 segundos
5 segundos
3 ciclos
1.5 segundos
112
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 9
Fecha
Jul-01-2008 07:18:50
Jul-04-2008 04:55:36
Jul-09-2008 11:25:00
Jul-13-2008 15:35:53
Jul-29-2008 12:08:25
Ago-08-2008 07:15:03
Ago-15-2008 09:35:19
Ago-19-2008 22:40:52
Ago-20-2008 04:40:28
Ago-27-2008 02:11:00
Ago-30-2008 12:55:35
Sep-01-2008 18:06:48
Sep-04-2008 22:55:10
Sep-09-2008 08:33:25
Sep-17-2008 22:35:13
Sep-19-2008 12:00:01
Sep-21-2008 11:59:24
Sep-24-2008 15:35:23
Sep-26-2008 21:05:13
Sep-29-2008 13:50:20
Voltaje Mínimo
33%
13%
10%
92%
0%
98%
73%
80%
60%
52%
75%
20%
89%
33%
15%
0%
93%
25%
44%
80%
Duración del Evento
90 ciclos
73 ciclos
60 ciclos
2.8 segundos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
15 ciclos
3.2 segundos
33 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
80 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
5 segundos
5 segundos
Lista de Variaciones rms medidos en un punto de monitoreo. PCC 10
Fecha
Jul-01-2008 19:45:52
Jul-03-2008 09:55:10
Jul-04-2008 11:20:00
Jul-05-2008 15:15:33
Jul-13-2008 09:59:40
Jul-14-2008 15:11:58
Jul-22-2008 12:40:10
Jul-24-2008 19:40:00
Jul-29-2008 01:54:11
Ago-04-2008 05:30:00
Ago-08-2008 07:11:08
Ago-11-2008 22:59:38
Ago-12-2008 24:40:50
Ago-27-2008 21:40:30
Ago-29-2008 09:11:03
Ago-29-2008 13:04:05
Sep-01-2008 01:33:20
Sep-06-2008 08:00:15
Sep-08-2008 19:35:05
Sep-11-2008 07:33:20
Sep-19-2008 22:35:20
Sep-27-2008 18:30:18
Voltaje Mínimo
11%
70%
0%
15%
0%
50%
0%
48%
10%
20%
15%
28%
34%
0%
80%
92%
25%
39%
59%
98%
85%
0%
Duración del Evento
85 ciclos
100 ciclos
60 ciclos
2.8 segundos
9 ciclos
4 ciclos
33 ciclos
2.5 segundos
35 ciclos
2.5 segundos
2.5 segundos
4.1 segundos
40 ciclos
80 ciclos
33 ciclos
12 ciclos
80 ciclos
3.3 segundos
2 segundos
2.5 segundos
9 ciclos
9 ciclos
113
Índices SARFIx: Corresponde a la cantidad de voltaje sags, swells y/o interrupción
por debajo del límite de voltaje. Esto se calcula dividiendo los 8 acontecimientos
por el de 92 día (julio agosto y septiembre), y multiplicados por 30 para normalizar
el índice a acontecimientos en 30 días.
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC 1
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
20
6.52173913
SARFI-70
17
5.543478261
SARFI-50
15
4.891304348
SARFI-10
4
1.304347826
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC2
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
17
5.543478261
SARFI-70
16
5.217391304
SARFI-50
16
5.217391304
SARFI-10
5
1.630434783
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC3
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
21
6.847826087
SARFI-70
19
6.195652174
SARFI-50
15
4.891304348
SARFI-10
6
1.956521739
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC4
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
18
5.869565217
SARFI-70
17
5.543478261
SARFI-50
16
5.217391304
SARFI-10
5
1.630434783
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC5
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
19
6.195652174
SARFI-70
14
4.565217391
SARFI-50
12
3.913043478
SARFI-10
7
2.282608696
114
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC6
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
18
5.869565217
SARFI-70
16
5.217391304
SARFI-50
10
3.260869565
SARFI-10
4
1.304347826
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC7
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
22
7.173913043
SARFI-70
14
4.565217391
SARFI-50
13
4.239130435
SARFI-10
3
0.97826087
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC8
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
17
5.543478261
SARFI-70
13
4.239130435
SARFI-50
9
2.934782609
SARFI-10
6
1.956521739
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC9
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
17
5.543478261
SARFI-70
12
3.913043478
SARFI-50
10
3.260869565
SARFI-10
3
0.97826087
Índices SARFIX Calculados a partir de las Tablas PCC10
Índice
No. eventos
Eventos en 30 Días
SARFI-90
20
6.52173913
SARFI-70
18
5.869565217
SARFI-50
16
5.217391304
SARFI-10
6
1.956521739
115
Tabla para el cálculo del SIARFIx, SMARFIx y STARFIx en base a las tablas de las
listas de variaciones.
variaciones
Tabla 1
Tabla 2
Tabla 3
Tabla 4
INSTANTANEAS
0,5 – 30 ciclos
7
7
6
7
MOMENTANEAS
30 ciclos – 3 seg.
13
7
13
9
Tabla 5
Tabla 6
Tabla 7
Tabla 8
Tabla 9
Tabla 10
6
4
5
3
4
5
13
11
14
12
12
15
TEMPORALES
3 – 60 segundos
2
3
3
3
1
4
6
2
4
2
SIARFIx Representa el número promedio de eventos medidos de variaciones rms
instantáneas en el rango de 0.5 - 30 ciclos [9].
SIARFI x 
 NI
i
NT
NIi ≡ Número de consumidores que experimentan variaciones instantáneas.
SIARFIx tabla 1 = 0.318
SIARFIx tabla 2 =0.411
SIARFIx tabla 3 =0.272
SIARFIx tabla 4 =0.368
SIARFIx tabla 5 =0.3
SIARFIx tabla 6 =0.210
SIARFIx tabla 7 =0.2
SIARFIx tabla 8 =0.176
SIARFIx tabla 9 =0.2
SIARFIx tabla 10 =0.227
116
∑ NI
NT
54
203
0.266
SMARFIx En la misma forma que SIARFIx se define para variaciones instantáneas,
en el rango de 30 ciclos a 3 segundos.
SMARFI x 
 NM
i
NT
NMi ≡ Número de consumidores que experimentan desviaciones momentáneas.
SMARFIx tabla 1 =0.590
SMARFIx tabla 2 =0.411
SMARFIx tabla 3 =0.590
SMARFIx tabla 4 =0.473
SMARFIx tabla 5 =0.65
SMARFIx tabla 6 =0.578
SMARFIx tabla 7 =0.56
SMARFIx tabla 8 =0.705
SMARFIx tabla 9 =0.6
SMARFIx tabla 10 =0.681
∑ NT
NT
119
203
0.586
STARFIx Está definido para variaciones temporales que tienes una duración en el
rango de 3 - 60 segundos.
117
STARFI x 
 NT
i
NT
NTi ≡ Número de consumidores que experimentan desviaciones temporales.
STARFIx tabla 1 =0.09
STARFIx tabla 2 =0.176
STARFIx tabla 3 =0.136
STARFIx tabla 4 =0.157
STARFIx tabla 5 =0.05
STARFIx tabla 6 =0.210
STARFIx tabla 7 =0.24
STARFIx tabla 8 =0.117
STARFIx tabla 9 =0.2
STARFIx tabla 10 =0.09
SMARFIx
STARFI x
∑ NT
NT
SIARFIx
30
203
0.266
0.147
0.586
0.147
0.999
118
CAPÍTULO 6. ÍNDICES DE DESEMPEÑO DE LAS VARIACIONES DE VOLTAJE
DE CORTA DURACIÓN
Norma EN 50160 -Características del voltaje suministrado por las redes generales
de distribución
6.1. Introducción
La energía eléctrica es un producto y, como tal, debe satisfacer unos requisitos de
calidad adecuados. Para que un equipo funcione correctamente, es preciso que se
le suministre energía eléctrica a un voltaje que esté dentro de un determinado
intervalo alrededor del valor nominal. Una importante parte de los equipos que se
utilizan actualmente, especialmente los dispositivos electrónicos y ordenadores,
requieren una buena calidad de la energía (PQ). Sin embargo, con frecuencia, estos
mismos equipos causan una distorsión en el voltaje que alimenta a la instalación,
debido a sus características no lineales, es decir, producen una corriente no
senoidal con un voltaje de entrada senoidal. Por lo tanto, mantener una Calidad de
la Energía satisfactoria es una responsabilidad conjunta del suministrador y del
usuario de la electricidad. Según la Norma EN 50160 el proveedor es la parte que
proporciona electricidad a través de un sistema de distribución público y el
usuario o cliente es el comprador de la electricidad al proveedor. El usuario tiene
derecho a recibir del proveedor una calidad de la energía adecuada. En la práctica,
el nivel de la Calidad de la Energía es un compromiso entre el usuario y el
suministrador. Cuando la Calidad de la Energía disponible no es suficiente para
satisfacer las necesidades del usuario, será necesario aplicar medidas de mejora de
la misma que deberán ser objeto de un análisis de coste-beneficio. Sin embargo, el
coste de una mala Calidad de la Energía normalmente supera el coste de las
medidas necesarias para su mejora; se estima que las pérdidas causadas por la
mala calidad de la energía cuestan a la industria y al comercio de la unión Europea
(UE) unos 10.000 millones de € por año.
Por otro lado, la energía eléctrica es un producto muy específico. La posibilidad de
almacenar electricidad en una cantidad significativa es muy limitada, por lo que
debe consumirse a medida que se genera. La medición de la Calidad de la Energía
es complicada, ya que el proveedor y el usuario, cuyos equipos eléctricos sensibles
son también fuente de perturbaciones, tienen perspectivas diferentes.
La Norma IEC 038- Voltajes Normalizados distingue dos tensiones diferentes en
las redes e instalaciones eléctricas:

Voltaje de entrada, que es el voltaje entre fases o entre una fase y neutro en
el PCC- Punto de Acoplamiento Común (Point of Common Coupling), es
decir, en el punto principal de suministro a la instalación.
119

Voltaje de servicio, que es el voltaje entre fases o entre fase y neutro en la
toma de corriente o terminal del dispositivo eléctrico.
El documento principal que trata de los requisitos relativos exigibles a los
proveedores la Norma EN 50160, que determina los parámetros de voltaje de la
energía eléctrica que deben presentar los sistemas de distribución públicos. Se trata
de una norma europea que, en algunas regiones o países se ha complementado con
otras normas suplementarias, como Requisitos técnicos de conexión en Alemania,
o Reglamento de las condiciones de conexión de los consumidores a la red de
energía eléctrica y los requisitos de calidad en Polonia.
Muchas normativas regionales, como el TAB Alemán Requisitos técnicos de
conexión se refieren a un servicio concreto, pero actualmente están siendo
unificadas en el marco de la liberalización del mercado de la electricidad alemán.
Según IEC 038, tanto la Norma EN 50160 como las normas anteriores se refieren al
voltaje de entrada, es decir, a la que se mide en el punto de acoplamiento común
(PCC) o punto de suministro.
Desde el punto de vista del usuario, lo importante es la calidad de la energía
disponible para sus equipos. El correcto funcionamiento de dichos equipos exige
que el nivel de las perturbaciones electromagnéticas que lleguen a ellos se
mantenga por debajo de ciertos límites. Los equipos se pueden ver afectados por
perturbaciones que procedan del suministro o de otros equipos presentes en la
instalación, así como los propios equipos pueden afectar a la calidad del
suministro. Estos problemas están contemplados en las normas EMC de la serie
EN 61000, en los que se especifican los límites de las perturbaciones conductivas
admisibles.
En esta sección se presenta una descripción detallada de la Norma EN 50160.
6.2. Definiciones básicas de los parámetros de voltaje
En la Norma EN 50160 se definen varios parámetros de voltaje. Los más
importantes son:
Voltaje de alimentación. Es el valor eficaz del voltaje en un momento determinado,
en el punto de acoplamiento común, medido durante un determinado intervalo de
tiempo dado.
Voltaje nominal de una red (Vn). Es el voltaje por la cual se designa o identifica un
sistema y que sirve de referencia para determinadas características de
funcionamiento.
120
Voltaje de entrada declarada (Vc). Generalmente es el voltaje nominal Vn del sistema.
Si, por acuerdo entre el suministrador y el usuario, se aplica al terminal un voltaje
diferente de la nominal, este voltaje es el voltaje de entrada declarada.
Condiciones normales de funcionamiento. Son las condiciones que permiten satisfacer
la demanda de la carga, las maniobras de la red y la eliminación de los fallos por el
sistema automático de protección, en ausencia de condiciones excepcionales
debidas a influencias externas o a causas de fuerza mayor.
Variación de voltaje. Es un aumento o disminución del voltaje debido normalmente
a la variación de la carga total de la red de distribución o de una parte de esa red.
Parpadeo (flicker). Impresión de inestabilidad de la sensación visual debida a un
estímulo luminoso, en el cual la luminancia o distribución espectral fluctúan en el
tiempo.
Severidad del parpadeo. Intensidad de la molestia producida por el parpadeo,
definida mediante el método de medición del parpadeo de UIE-IEC y evaluada por
medio de las magnitudes siguientes:
Severidad de corta duración (Pst). Medida en un período de diez minutos.
Severidad a largo plazo (Plt). Calculada a partir de una secuencia de 12 valores de Pst
medidos en un intervalo de dos horas según la siguiente expresión:
∑
(6.1)
Hueco de voltaje de alimentación. Disminución brusca del voltaje de alimentación
hasta un valor situado entre el 90% y el 1% del voltaje declarado Vc, seguida del
restablecimiento del voltaje después de un período de tiempo cortó.
Convencionalmente la duración de un hueco de voltaje está comprendida entre 10
ms y 1 minuto. La profundidad de la caída de voltaje se define como la diferencia
entre el voltaje eficaz mínima durante el hueco de voltaje y el voltaje declarada. Las
variaciones de voltaje que no reducen el voltaje de entrada a menos de un 90% del
voltaje declarado Vc no se consideran huecos de voltaje.
Interrupción del suministro. Es una condición en que el voltaje en las terminales de
entrada es inferior al 1% del voltaje declarado Vc. Las interrupciones de suministro
se clasifican en:

Previstas, cuando los usuarios son informados de antemano para permitir la
ejecución de trabajos programados en la red de distribución.
121

Accidentales, cuando están provocados por fallos permanentes
(interrupciones de más de 3 min.) o transitorios (interrupciones de hasta 3
min.), relacionadas principalmente con incidentes externos, fallos de
equipos o interferencias.
Sobrevoltajes temporales a la frecuencia de la red. Tienen una duración relativamente
larga, normalmente de unos cuantos periodos de frecuencia de la red, y se originan
principalmente por operaciones o fallos de conmutación, p.ej. una reducción
brusca de la carga, o por la desconexión de cortocircuitos.
Sobrevoltajes transitorias. Son sobrevoltajes oscilatorios o no oscilatorios de corta
duración, generalmente fuertemente amortiguadas que duran como máximo unos
pocos milisegundos, o menos, originadas por rayos o por algunas operaciones de
conmutación, por ejemplo la interrupción de una corriente inductiva.
Voltaje armónico. Es un voltaje senoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la
frecuencia fundamental del voltaje de alimentación. Los voltajes armónicos pueden
evaluarse en:

Individualmente, por su amplitud relativa Vh con relación al voltaje
fundamental V1, donde h es el orden del armónico.

Globalmente, es decir, según el valor de la tasa de distorsión armónica total
de la tensión THDU, calculada mediante la siguiente expresión:
∑
(6.2)
Voltaje interarmónico. Es un voltaje senoidal cuya frecuencia se sitúa entre las
frecuencias de los armónicos, es decir, la frecuencia es un múltiplo no entero de la
fundamental.
Desequilibrio de voltaje. Es una condición en la que los valores eficaces de los voltajes
de fase o de los ángulos de fase entre fases consecutivas de un sistema trifásico no
son iguales.
122
6.3. Requisitos principales de la norma EN 50160
La norma EN 50160 proporciona los principales parámetros de voltaje y los
correspondientes márgenes de desviación permisibles en el punto de acoplamiento
común (PCC) del usuario en sistemas públicos de distribución de electricidad en
baja tensión (BT) y de media tensión (MT), en condiciones de funcionamiento
normales.
En este contexto, BT significa que el voltaje eficaz nominal entre fases no supera los
1000 V y MT significa que el valor eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 35
kV.
La comparación de las exigencias de la Norma EN 50160 con las especificaciones
de las normas EMC de la serie EN 61000, que se relacionan en las tablas 6.1 y 6.2,
muestra diferencias significativas en varios parámetros.
Estas diferencias se deben a dos razones principales:

Las especificaciones de las normas EMC se refieren a la tensión de servicio,
según IEC 038, mientras que la Norma EN 50160 hace referencia a la tensión
de suministro. Las diferencias entre estas tensiones se deben a las caídas de
tensión en la instalación y a las perturbaciones que se originan en la red o en
otros equipos de la instalación.
Por este motivo, en muchas normas de la serie EN 61000 la corriente del
equipo es un parámetro importante, mientras que la corriente de carga no es
relevante para la norma EN 50160.

La EN 50160 sólo proporciona límites generales que son técnica y
económicamente factibles de mantener por el proveedor en sistemas de
distribución públicos.
En aquellos casos en que se requieran unas condiciones más rigurosas, será
preciso negociar un acuerdo detallado entre el proveedor y el consumidor.
Las medidas para mejorar la Calidad de la Energía implican costes y la
utilización de equipos adicionales, que se abordan en otras secciones de esta
guía.
123
Tabla 6.1. Comparación de los requisitos de voltaje de suministro según la Norma
EN 50160 y la serie EN 61000 de EMC
No
Parámetro
Características del voltaje de entrada según la
Norma EN 50160
1
Frecuencia
2%
2
Variaciones de voltaje
Suministrada
3
Cambios bruscos de
Voltaje
BT, MT: valor medio de la fundamental medida
a lo largo de 10 seg.
±1% (49,5 – 50,5 Hz) durante el 99,5% de la
semana
- 6%/+4% (47 – 52 Hz) durante el 100% de la
semana
BT, MT: ±10% durante el 95% de la semana,
media de valores eficaces medidos en periodos
de 10 minutos (Figura 1)
BT: 5% normal
10% infrecuente
Plt ≤ 1 para el 95% de la semana
MT: 4% normal
6% infrecuente
Plt ≤ 1 para el 95% de la semana
4
Huecos en el voltaje
suministrado.
La mayoría: duración <1 seg., caída <60%
Caídas locales limitadas causadas por una carga
al conectarse:
BT: 10 – 50%, MT: 10 – 50% (Figura 1)
Zonas
urbanas:
1 – 4 meses
5
Interrupción breve del
voltaje de suministro
6
Interrupción prolongada
Del voltaje de
Suministro
Sobrevoltaje temporal a
la frecuencia de la red
BT, MT: (hasta 3 minutos)
Pocas decenas – pocas centenas / año
Duración del 70% de las interrupciones < 1 seg.
BT, MT: (mayor de 3 minutos)
<10 – 50/año
7
8
Sobrevoltajes transitorios
9
Desequilibrio de voltaje
de suministro
10
11
Características de Baja Tensión
según la serie
EN 61000 de EMC
EN 61000-2- Otras normas
2
3% normal
8%
infrecuente
Pst < 1,0
Plt < 0,8
BT: <1,5 KV rms
MT:1,7 Uc (directamente a tierra o a través de
una impedancia)
2,0 Uc (sin toma de tierra o tierra compensada)
BT: generalmente < 6kV, ocasionalmente mayor,
tiempo de subida: ms - μs.
MT: No definido
2%
Voltaje armónico
BT, MT hasta 2% durante el 95% de la semana,
media de valores eficaces medidos en periodos
de 10 minutos, hasta el 3% en algunos lugares
BT, MT: véase Tabla 2
Voltaje interarmónico
BT, MT: en estudio
0.2%
6%-5º; 5%7º; 3,5%11%;
3%-13º;
THD < 8%
±10% aplicado
durante
15 minutos
3% normal
4% máximo
Pst < 1,0
Plt < 0,65
(EN 61000-61, 6-2)
hasta 60% durante
1000
ms (EN 61000-6-2)
Hasta el 30%
durante 10 ms
Hasta el 60%
durante 100 ms
(EN 61000-6-1, 6-2)
hasta 60% durante
1000
ms (EN 61000-6-2)
Reducción del 95%
durante 5 seg.
(EN 61000-6-1, 6-2)
± 2 kV, fase a tierra
± 1 kV, fase a fase
1,2/50(8/20) Tr/Th
μs
(EN 61000-2-12)
2%
(IEC 61000-2-12)
5%-3º; 6%-5º; 5%7º;
1,5%-9º; 3,5%-11º;
3%-13º; 0,3%-15º;
2%-17º (EN 610003-2)
124
La EN 50160 presenta limitaciones adicionales. No se puede aplicar en condiciones
de funcionamiento anormales, entre las que se encuentran las siguientes:

Condiciones que se producen como consecuencia de un fallo temporal o
de una avería en el suministro.

En el caso de avería de una instalación o del equipo del cliente, que
impida que se puedan cumplir las especificaciones correspondientes o
no cumpla los requisitos técnicos requeridos para la conexión de las
cargas a la red de suministro.

En el caso de dificultades de la instalación generadora para cumplir las
normas relativas o las prescripciones técnicas para su interconexión con
el sistema de distribución de electricidad.

En situaciones excepcionales fuera del control del suministrador de
electricidad, en particular:






Condiciones climatológicas excepcionales u otros desastres naturales.
Interferencias de terceros.
Actuaciones de las autoridades públicas.
Acción industrial (sometida a requerimientos legales).
Causas de fuerza mayor.
Cortes de energía causados por incidentes externos.
Como muestra el análisis de los parámetros presentados en la tabla 6.1, estos
requisitos no son especialmente rigurosos para el suministrador. Las numerosas
situaciones en las que la norma no es aplicable pueden excusar la mayoría de los
cortes de energía y la perturbación del voltaje que se presentan en la práctica. Por
lo tanto, muchos suministradores interpretan los requisitos de EN 50160 como
meramente informativos y no aceptan responsabilidad alguna cuando se superan
los límites.
Por otra parte, normalmente el punto de vista de los consumidores es totalmente
distinto consideran los límites establecidos por la Norma EN 50160 como requisitos
que deben ser garantizados por el suministrador. Sin embargo, como ya hemos
mencionado, para muchos consumidores, incluso el cumplimiento de los requisitos
dados por EN 50160 no asegura un nivel satisfactorio de Calidad de la Energía. En
estos casos el nivel de Calidad de la Energía requerido debe definirse en un
acuerdo pactado entre suministrador y consumidor.
125
Tabla 6.2. Valores de los voltajes armónicos individuales en los terminales de
entrada para órdenes de hasta 25, dados en porcentaje de Vn
Armónicos impares
Armónicos pares
No múltiplos de
Múltiplos de 3
3
Orden Voltaje Orden h
Voltaje
Orden h
Voltaje relativo
h
relativo
relativo
(%)
(%)
(%)
5
6
3
5
2
2
7
5
9
1,4
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
Figura 6.1. Ilustración de un hueco de voltaje y de una interrupción breve del
suministro eléctrico, clasificadas según EN 50160. Vn – Voltaje nominal del sistema
de alimentación eléctrica (rms), VA – Amplitud del voltaje de suministro, V(rms)–
Valor eficaz del voltaje de entrada.
126
6.4. Funcionamiento de los equipos y prescripciones de la EN 50160
El funcionamiento correcto de los equipos eléctricos requiere un voltaje de
suministro tan próximo al voltaje nominal como sea posible. Incluso desviaciones
relativamente pequeñas respecto al valor nominal pueden provocar un
funcionamiento no óptimo de los equipos; por ejemplo una reducción de su
rendimiento, o un mayor consumo de energía con calentamientos adicionales y
reducción de su vida útil.
A veces, desviaciones prolongadas pueden provocar el funcionamiento
intempestivo de los dispositivos de protección, interrumpiendo el suministro de
energía. Por supuesto, el correcto funcionamiento de los equipos depende también
de muchos otros factores, como las condiciones medioambientales y su adecuada
selección e instalación.
Figura 6.2. Valor relativo del flujo luminoso F de una lámpara incandescente y de
una lámpara de descarga en función de la tensión de entrada según la fórmula 6.3
La investigación, por separado, de la influencia de cada parámetro del voltaje de
suministro sobre el funcionamiento de los equipos se lleva a cabo con facilidad,
pero cuando los parámetros varían simultáneamente la situación es mucho más
compleja. En algunos casos, tras un detallado análisis de los efectos de cada uno de
los diferentes parámetros de voltaje, los resultados pueden superponerse con el fin
de estimar la influencia total de varios de ellos.
127
La influencia de un determinado parámetro de voltaje sobre el funcionamiento de
los equipos se determina en base a determinadas formulas matemáticas que
describen los fenómenos físicos analizados. A continuación se presentan dos
simples ejemplos relativos a iluminación y motores:
Para las fuentes de luz de incandescencia, el voltaje de entrada tiene una influencia
muy importante sobre el flujo luminoso, como se muestra en la figura 6.2 y con la
fórmula 6.3. Las variaciones aceptables de voltaje de suministro, de acuerdo con
EN 50160 pueden producir, por tanto, notables variaciones del flujo luminoso.
La EN 50160 permite, por ejemplo, que la tensión de suministro pueda ser igual a
Vn-±10% durante un período prolongado, por lo que una lámpara de
incandescencia puede emitir desde un mínimo del 70% hasta un máximo del 140%
de su flujo luminoso nominal, respectivamente. Además, con Vn+10%, la vida útil
de estas lámparas se reduce aproximadamente al 25% de su valor nominal (Figura
6.3), es decir, a unas 250 horas en lugar de las 1000 horas que son su duración
normal. (Recuérdese que la durabilidad de las lámparas fluorescentes y de
descarga depende principalmente del número de ciclos de activación. El efecto de
las variaciones de voltaje de entrada es pequeño.) Los valores mostrados en las
figuras 6.2 y 6.3 están calculados para un voltaje de funcionamiento constante al
valor dado.
Figura 6.3. Valor relativo de la vida útil (durabilidad) de una lámpara
incandescente en función del voltaje de entrada, según la fórmula 6.4
128
En la práctica el valor del voltaje varía continuamente según las condiciones de
funcionamiento y de carga en la red, como se muestra en el ejemplo de la Figura 4.
Las expresiones matemáticas de las curvas de las figuras 6.2 y 6.3 son:
(6.3)
Donde:
F= flujo luminoso
V= tensión de entrada
Fn = flujo luminoso correspondiente al valor nominal del voltaje de entrada Vn
b= coeficiente igual a 3,6 para lámparas incandescentes y 1,8 para lámparas de
descarga
(6.4)
Donde:
D= vida útil (durabilidad) de la lámpara incandescente
Dn = durabilidad correspondiente al valor nominal del voltaje de entrada Vn
Como se puede ver, los requisitos de la EN 50160 relativos a las variaciones de
voltaje no son muy rigurosos. Incluso si se mantienen las variaciones de tensión
dentro de los límites permisibles de ±10% se puede producir un bajo rendimiento
de las fuentes de iluminación. En la práctica estas variaciones deben limitarse en
torno a ±(3-4)% a fin de evitar consecuencias negativas en la iluminación.
Las fluctuaciones de voltaje mostradas en la figura 6.4 ilustran la influencia de la
tensión en la severidad del parpadeo (flicker), que puede ser medida y calculada
por medio de la fórmula 6.1
129
Figura6.4. Ejemplos de caídas de voltaje (voltajes eficaces de fase a neutro);
oscilogramas que muestran las variaciones de voltaje de entrada (traza superior) y
de la frecuencia (traza inferior) en el punto de acoplamiento común de una
pequeña fábrica.
Para los motores eléctricos el factor más importante es la fluctuación del par
motor, que depende del cuadrado del valor del voltaje de entrada. Pueden
presentarse problemas durante el arranque de grandes cargas, porque el elevado
corriente incidente provoca una caída de voltaje adicional en la instalación (Figura
6.5).
En la práctica, en la mayoría de los motores eléctricos trifásicos el arranque se
produce normalmente como mínimo al 85% del voltaje nominal con cargas de
arranque grandes y como mínimo al 70% para cargas de arranque pequeñas. Por lo
tanto, en este caso, los requisitos de fluctuación de voltaje de la EN 50160 son
satisfactorios. Sin embargo, el funcionamiento prolongado de un motor a un valor
de tensión eficaz de –10% o de +10% de Un puede producir otras consecuencias
negativas: sobrecarga y entrada en funcionamiento de la protección térmica en el
primer caso, o funcionamiento con una potencia excesiva y la desconexión de la
protección en el segundo caso. Todas las caídas de voltaje pueden provocar una
actuación anómala de la protección del motor.
La influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada en la instalación
depende de la impedancia de la red de alimentación. El voltaje de utilización en el
equipo depende de la impedancia de la red de alimentación y de la de la
instalación del cliente. En la figura 6.6 se ilustra la influencia de la corriente de
carga sobre el voltaje de entrada.
130
Figura 6.5. Ejemplo de variaciones de voltaje (traza superior) en el arranque de un
motor asíncrono. Traza inferior – corriente de carga en la instalación alimentada de
una pequeña fábrica. El pico al final de la traza de corriente corresponde al proceso
de irrupción
La influencia de la corriente de carga sobre el voltaje de entrada en la instalación
depende de la impedancia de la red de alimentación. El voltaje de utilización en el
equipo depende de la impedancia de la red de alimentación y de la de la
instalación del cliente. En la figura 6.6 se ilustra la influencia de la corriente de
carga sobre el voltaje de entrada.
Otra causa de problemas importantes en los motores son los armónicos de voltaje y
el desequilibrio del voltaje de entrada. El desequilibrio del voltaje de entrada en un
sistema trifásico produce un par motor opuesto proporcional a la componente de
voltaje de secuencia negativa. Cada armónico de voltaje produce la
correspondiente corriente armónica y su propio par motor, que puede ser
coherente u opuesto al par motor principal para distintos valores del
desplazamiento de fase. Los más importantes aquí son los 5º y 7º armónicos. La
figura 6.7 ilustra un caso en que el par motor del 7º armónico puede producir
problemas durante el arranque del motor, donde se cruzan las curvas
características del par motor y del par de frenado.
131
Figura 6.6. Ilustración de la influencia de la corriente de carga sobre las caídas de
voltaje de entrada en la instalación eléctrica
Para otros equipos eléctricos la relación entre el voltaje de alimentación y su
potencia o eficiencia puede ser significativa. Para la mayoría de los equipos, los
cambios de voltaje en el rango (0,9 – 1,1) no producen ninguna consecuencia
negativa, especialmente en el caso de dispositivos de calefacción comunes. Para
equipos con una mayor sensibilidad al voltaje de entrada debe instalarse una
protección adecuada.
6.5. Métodos de medida
La medida y verificación de la calidad del voltaje de entrada, según EN 50160,
requiere el empleo de aparatos y métodos de medida. Este procedimiento permite
la supervisión continua, a lo largo de 7 días, de los parámetros siguientes:





Voltaje en las tres fases.
Frecuencia.
Coeficiente de distorsión armónica total THDV.
Coeficiente de desequilibrio de voltaje, que es un múltiplo de las
componentes de voltaje de secuencia negativa y positiva.
Variaciones de voltaje rápidas y lentas, que se definen como factores de
severidad de oscilación a corto plazo (Pst) y a largo plazo (Plt) (ecuación 1).
132
Figura 6.7. Influencia del par asíncrono producido por los armónicos sobre la
curva característica del para principal de un motor asíncrono
Este tipo de equipos permite también la medición de las caídas y cortes de voltaje,
así como su frecuencia y duración. Los parámetros medidos se procesan y
registran en segmentos de 10 minutos (1008 segmentos a lo largo de 7 días). En
cada segmento se calcula el valor medio del parámetro medido.
Tras el periodo de 7 días se obtiene el llamado “diagrama ordenado”, que muestra
la suma de la duración de un determinado nivel de distorsión en el período de
tiempo observado. (Para la medida de frecuencia, la duración de cada segmento
individual es de 10 segundos).
En la figura 6.8 se muestra un ejemplo de diagrama ordenado. En él se ve
claramente si los parámetros de voltaje medidos se han mantenido al nivel
permisible durante el 95% del tiempo de la prueba. (Tabla 1).
133
Figura 6.8. Ejemplo de diagrama ordenado del coeficiente de distorsión armónica
total medido en subestaciones que suministran a redes de baja tensión industriales
(1 y 3) y municipal (2)
6.6. Normativas de algunos países
Como ya hemos mencionado, mientras que la serie de normas EN 50160 da unos
límites generales para las redes de distribución pública, algunos países europeos
disponen de normativas adicionales que regulan las condiciones del suministro.
Muchas de estas normativas nacionales cubren áreas no incluidas en EN 50160, tal
como la máxima carga armónica permisible para conectarse al punto de
acoplamiento común.
La norma nacional alemana VDE 0100 establece que los parámetros de voltaje
definidos en la Norma DIN EN 50160 reflejan situaciones extremas en la red y no
son representativos de las condiciones normales. En la planificación de las redes se
deben seguir las recomendaciones de la VDE 0100. Uno de los requisitos técnicos
de conexión (Tabla 3) establece valores máximos (por unidad) para las cargas
resistivas controladas por ángulo de fase (1700 VA en monofásico, 3300 VA en
bifásico y 5000 VA en trifásico equilibrado). También se cita la norma para equipos
VDE 0838 (EN 60555).
En Polonia, las normas de distribución de energía eléctrica establecidas por el
gobierno establecen los parámetros fundamentales del voltaje de entrada (Tabla 3)
y no se hace referencia a la EN 50160.
134
Además, los consumidores están divididos en seis grupos, para los que se definen
distintos tiempos totales permisibles de corte de suministro eléctrico. El
documento también trata en detalle diversos aspectos económicos del mercado de
la energía, principios de resolución de conflictos entre la red y las compañías de
distribución, etc.
Tabla 6.3. Requisitos relativos a la Calidad de la Energía del voltaje de suministro
en la red de distribución polaca, según los requerimientos técnicos de conexión.
Parámetro de voltaje de entrada
Límites según [4]
Frecuencia
BT y MT: 50 Hz nominales (49,5 – 50,2 Hz)
Magnitud de voltaje
Armónicos
Interrupciones prolongadas
BT y MT: -10% - +5% del valor eficaz en 15
minutos
BT: THDV ≤ 8%, cada armónico / V1 ≤ 5%
MT: THDV ≤ 5%, cada armónico / V1 ≤ 3%
BT y MT: 48h/año
En Italia existe un importante documento que trata de la continuidad del
suministro eléctrico. La Autoridad Reguladora de la Electricidad y del Gas (AEEG)
ha establecido de hecho un sistema uniforme de indicadores de la continuidad del
servicio y ha implantado un sistema de incentivos y penalizaciones a fin de
mejorar progresivamente los niveles de continuidad hasta ajustarlos a la normativa
europea. La Autoridad ha dividido el territorio nacional en 230 zonas geográficas,
subdividas por áreas de densidad de población y ha establecido objetivos de
mejora para cada área sobre la base de los niveles alcanzados en el año anterior.
Las distribuidoras que consigan mejoras superiores al nivel requerido pueden
recuperar los mayores costes en que hayan incurrido. Del mismo modo, las
compañías deberán pagar una penalización si no consiguen alcanzar el objetivo de
mejora previsto. El objetivo general es llevar los niveles de continuidad de los
rendimientos nacionales hasta alcanzar unos valores basados en los estándares
europeos: 30 minutos de interrupciones totales por usuario y año en las grandes
ciudades (alta densidad de población); 45 minutos en ciudades de tamaño medio
(densidad media); y 60 minutos en áreas rurales (baja densidad). Otros países
tienen regímenes similares impuestos por sus autoridades reguladoras.
El Reino Unido dispone de diversos documentos que conforman la normativa de
distribución. Uno de los más importantes es el documento G5/4, que se trata en
otra sección de esta Guía, que regula la conexión de las cargas armónicas al punto
de acoplamiento común. Las medidas para fomentar la mejora de la continuidad
son responsabilidad de la Oficina de los Mercados de Gas y Electricidad (OFGEM).
135
Conclusiones
La calidad de la energía puede ser usada como parámetro de comparación y los
estándares de calidad pueden proporcionar las bases para eso. Es necesario que las
empresas distribuidoras proporcionen información acerca de las variaciones de
voltaje, las variaciones de voltaje de corta duración no han sido tomadas en cuenta
en la mayoría de las regulaciones de la calidad de la energía, pero existe un
creciente interés en su consideración.
Para calcular los índices de variaciones rms se deben caracterizar cada una de estas
variaciones. Existen métodos para extraer información de la magnitud y duración
del evento durante una falla. Dentro de lo cual se deben distinguir los disturbios
de mayor relevancia y los equipos más sensibles en una red eléctrica y considerar
las consecuencias de cada evento.
Es muy importante el uso apropiado de los estándares para regular los asuntos
relacionados con el suministrador, el cliente y el fabricante del equipo,
considerando dentro de las etapas de diseño, planeación y operación de los
sistemas eléctricos las metodologías y criterios de análisis de variaciones de voltaje.
Existe una reconocida necesidad entre las compañías distribuidoras de electricidad
en evaluar la calidad del servicio proporcionado a los consumidores en su sistema.
La calidad del suministro de electricidad en lo que se refiere a variaciones de corta
duración puede obtenerse a través de técnicas de monitoreo.
Con los índices marcados se pretende afrontar el diagnóstico de la calidad de la
energía, siendo importante que los niveles de referencia inicialmente adoptados
deban ser revisados a partir de los resultados obtenidos. Se recomienda que se
implementen en un sistema para que la información relacionada con las
reclamaciones de los usuarios pueda ser relacionada con la de los registros de la
compañía suministradora.
Es importante comparar los registros de eventos de voltaje, región por región, para
encontrar la correlación y que factores externos a los sistemas eléctricos. De esto
depende en buena medida que puedan adoptarse a futuro, valores de referencia
para indicadores como el SARFI.
En base a los resultados obtenidos se pretende crear conciencia de las perdida
económicas que se tienen con problemas de variaciones de voltaje dentro de la
calidad de la energía; además de tener una referencia sobre el monitoreo de las
redes eléctricas a partir de zonas de vulnerabilidad, para tener mejores resultados
en los PCC y restringir las lectura de los aparatos dentro del marco de estándares
de calidad de la energía.
136
Bibliografía y Fuentes
ROGER C. Dugan, Mark F. MC GRANAGHAN; Surya Santoso H. Wayne Beaty.
Electric Power Systems Quality: Capitulo 1. Introduction Capitulo 2. Voltaje Sags and
Interruptions, Edition Second.
HENRYK Markiewicz; Antoni KLAJN WROCLAW. Norma EN 50160 Características del voltaje suministrado por las redes generales de distribución;
Leornardo Power Quality Initiative, University of Technology, Julio 2004.
DIDDEN KATHOLIEKE Marcel. Perturbaciones de voltaje- Bajadas de voltaje en los
procesos continuos: Estudio de Caso; Universiteit; Leornardo Power Quality Initiative,
Junio 2003.
JIMÉNEZ GUZMÁN Miguel. Calidad en el Suministro de Energía en Sistemas
Eléctricos de Distribución: Monitoreo y Análisis de la calidad de la energía; SEPI-ESIMEIPN.
DR. W. D’HAESELEER; Dr. R. BELMANS. Techno-Economic Analysis of Methods to
Reduce Damage Due to Voltage Sags, December 2003.
DIDDEN LABORELEC Marcel. Voltage Disturbances Considerations for Choosing the
Appropriate Sag Mitigation Device, April 2005.
JIMÉNEZ GUZMÁN Miguel; Ricardo Octavio MOTA PALOMINO; Manuel
MADRIGAL MARTÍNEZ. Calidad de la Energía en Empresas Eléctricas Distribuidoras:
Características de Variaciones de Voltaje de Corta Duración, SEPI-ESIME-Instituto
Politécnico Nacional, PGIIE-Instituto Tecnológico de Morelia.
DAN SABIN. Indices Used to Assess RMS Voltage Variations; Electrotek Concepts,
Inc.
Voltage Sag Indices – Draft 2 working document for IEEE P1564 November 2001.
IEEE 1159 General Power System Guide and methodology to Voltage Sag evaluations;
[email protected].
CFE-Calidad de la Energía: Depresiones de Voltaje (sag) Unidad de Ingeniería
Especializada.
137