calidad-de energía-24-11-2011.pdf

8/18/2019 calidad-de energía-24-11-2011.pdf

1/119

Calidad del Suministro de laEnergía Eléctrica

Andrés Pavas, Profesor UN,Investigador Grupo PAAS-UN

Organizado por

CIDET Y CODENSA

Bogotá, Noviembre 24 de 2011

Primera Parte – Aspectos generales


2/119

2

Calidad

• ¿Por qué comprar una hamburguesa en un

sitio reconocido en lugar de en la calle? – Seguridad del sitio – Contenido del producto, variedad

– Características de los componentes del producto

– Limpieza, salubridad

– Atención, servicio


3/119

3

¿Qué es Calidad del suministro?

1. ¿Qué es calidad de la potencia eléctrica, calidad delservicio de energía eléctrica y calidad de la energíaeléctrica?

2. ¿Qué significa compatibilidad electromagnética?3. ¿Qué perturbaciones de calidad de potencia

conoce?

4. ¿Qué diferencia hay entre confiabilidad y calidad de

la potencia eléctrica?5. ¿Los indicadores DES y FES evalúan calidad de la

potencia eléctrica?


4/119

4

Energía Eléctrica

• Servicio Público (Ley 143 de 1994 - Ley

Eléctrica Nacional)

• Producto que debe prestarse de manera bajo

condiciones de calidad (misión de la CREG)

• Insumo fundamental para la vida y para la

operación de casi toda actividad económica

• Indicador de desarrollo económico


5/119


6/119

6

Calidad de Energía Eléctrica

• Tener el servicio donde ycuando se necesita (DES yFES, fallas, cortes delservicio)

• Tener el producto que senecesita (tensión,frecuencia, forma de onda)

CEL

Confiabilidad

DisponibilidadCalidad de Potencia

Eléctrica


7/1197

• La habilidad de un equipo o sistema para funcionaradecuadamente en su ambiente electromagnético sinintroducir perturbaciones electromagnéticas

intolerables que afecten el ambiente (NTC 61000-1-1)

Compatibilidad Electromagnética

Calidad de la potencia eléctrica

•Conjunto de características de las señales detensión y corriente en un punto y un momentode un sistema eléctrico (NTC 5000).


8/1198


• Términos Básicos

1. Emisión: Fenómeno por el cual se emite energía EM.

2. Perturbación EM: Cualquier fenómeno EM que pueda

degradar un D.E.S.

3. Degradación: Cualquier divergencia indeseada en eldesempeño de un D.E.S.

4. Inmunidad: Capacidad de un D,E,S para funcionar sin

degradación en presencia de una perturbación.

5. Susceptibilidad: Incapacidad de un D,E,S para funcionar

sin degradación en presencia de una perturbación.

D.E.S : Dispositivo, equipo o sistema


9/1199


• Términos Combinados

1. Nivel de Emisión: Nivel de una perturbación EM emitida

por un D.E.S particular.

2. Límite de emisión: Máximo nivel permisible del nivel de

emisión.3. Nivel de Inmunidad: Nivel de una perturbación EM

incidiendo en un D.E.S sin sufrir degradación.

4. Límite de Inmunidad: Máximo nivel de inmunidad

requerido por D.E.S.

5. Nivel de Compatibilidad: Nivel de una perturbación

especifica en el cual hay una alta probabilidad de CEM.

D.E.S : Dispositivo, equipo o sistema


10/11910


Emisor

Canal de Acople

Receptor

Forma básica de un problema de

Interferencia Electromagnética

Conducido – corrientes y tensiones

Radiado – campos EM


11/11911


Emisor Canal de Acople Receptor

Nivel deEmisión

electromagnética

Inmunidad o nivelde susceptibilidad

del receptor

Aspectos claves de Compatibilidad

Electromagnética


12/11912


Variable independiente

N i v e l d e

p e r t u r b

a c i ó n

Nivel de inmunidad

Limite de inmunidad

Margen de diseño

Del equipo

Limite de emisión

Nivel de emisión


13/11913

Variable independiente

N i v e l d e

p e r t u

r b a c i ó n

Nivel de inmunidad

Limite de inmunidad

Limite de emisión

Nivel de

emisión

Nivel de compatibilidad

Margen de inmunidad

Margen de emisión

Margende compatibilidad

Ejemplo para un emisor simple y equipo susceptible, en función deuna variable independiente



14/11914


• Problemas en equipos del usuario y el OR no puede

ver (e.g Bancos de condensadores).

•Falla momentánea en el sistema que el OR tampoco

puede ver.

• Problemas relacionados con hardware, software,

control o degradación de los equipos.

• La calidad de la potencia es percibida por el usuario

final.

• Fenómeno “Blinking Clock ”

PERCEPCIÓN DE PQ


15/11915


• La Potencia es proporcional a la tensión y a la

corriente.

• Los generadores pueden entregar una onda de

tensión sinusoidal pura.• La corriente fluyendo por el sistema puede causar

perturbaciones en la onda de tensión.

– Falla en el sistema. – Corrientes debidas a descargas eléctricas.

– Corrientes distorsionadas por cargas no lineales.

PQ = Calidad del voltaje


16/11916


“Pobre - Mala”CPE

Altos niveles de desviación de losvalores de norma en la fuente queproduzcan salida o falla prematura del

equipo.

“Buena”

CPE

Bajos niveles de desviación de losvalores de norma en la fuente que

produzcan salida o falla prematura del

equipo.

• De acuerdo a la sensibilidad de los equipos, pobre CPE paraalgunos, puede ser aceptable para otros

• Pobre CPE afecta la confiabilidad de PCs o equipos basadosen PCs. Mas que el efecto físico es la pérdida de

productividad, de datos y costos de Downt ime .


17/119

17

• Impactos de la reducción en la confiabilidad – Pérdida de material, insumo

– Lucro cesante, manos caídas, downtime

– Prestigio, imagen – Costos de reparación

• Impactos de la baja eficiencia

– Mayores costos por reactivos (potencia no-activa) – Disminución de la vida útil de equipos

– Calentamiento



18/119

18

Redes Inteligentes

http://www.consumerenergyreport.com/


19/119

19

Energía Eléctrica - Atributos

• Tensión

– Tensión nominal (Valor eficaz 120/208 V, +5%-8%)

– Frecuencia (60 Hz, 57.5Hz – 63Hz)

– Desbalance o asimetría (Baja tensión 2%)

– Forma de onda

– Fluctuación de la tensión, Parpadeo (Pst ≤ 1.0)

– Hundimientos y elevaciones de la tensión

– Transitorios


20/119

20

• Corriente

– Frecuencia

– Desbalance o simetría

– Forma de onda

– Desfase con respecto a la tensión – factor de

potencia

– Transitorios

Energía Eléctrica - Atributos


21/119

Calidad del Suministro de laEnergía Eléctrica

Segunda Parte – Perturbaciones de CPE


Organizado por

CIDET Y CODENSA

Bogotá, Noviembre 24 de 2011


22/119

22

Perturbaciones de Calidad de Potencia

• Cualquier problema reflejado en la desviaciónde tensión, corriente o frecuencia queproduzcan una falla o salida de operación delequipo.

• Clasificación IEC (IEC 61000-1-1): – Fenómenos conducidos de baja frecuencia

– Fenómenos radiados de baja frecuencia

– Fenómenos conducidos de alta frecuencia – Fenómenos radiados de alta frecuencia

– Descargas electrostáticas

– Pulso electromagnético nuclear


23/119

23


• Clasificación IEEE (IEEE 1159):

Categorías Contenido Espectral

Típico

Duración

Típica

Magnitud Típica de

Tensión

1. Transitorios

Electromagnéticos

De impulso

Nanosegundos 5ns de pendiente 50 ns

Microsegundos 5 s de pendiente 50ns – 1 ms

Milisegundos 0.1ms de pendiente 1 ms

Oscilatorios

Baja Frecuencia 5 kHz 0,3-50ms 0-4 pu

Media Frecuencia 5-500 kHz 20 s 0-8 pu

Alta Frecuencia 0.5-5 MHz 5 s 0-4 pu


24/119

24



Categorí as DuraciónTí pica

Magnitud Tí pica deTensión

2. Variaciones Tensión cortaduración

Instantáneas

Caídas (Sags) 0,5-30 ciclos 0.1-0.9 puSubidas (Swells) 0,5-30 ciclos 1.1-1.8 pu

Momentáneas

Interrupción 0,5 ciclos-3s 0.1 pu

Caídas (Sags) 30 ciclos-3s 0.1-0.9 pu

Subidas (Swells) 30 ciclos-3s 1.1-1.4 pu

Temporales

Interrupción 3s-1min 0.1 pu

Caídas (Sags) 3s-1min 0.1-0.9 pu

Subidas (Swells) 3s-1min 1.1-1.2 pu

Hundimientos de

tensión (NTC 5001)

Sags


25/119

25

Categorías DuraciónTípica

Magnitud Típicade Tensión

3. Variaciones de Tensión de

Larga Duración

Interrupción sostenida 1min 0.0 pu

Subvoltajes 1min 0.8-0.9 pu

Sobrevoltajes 1min 1.1-1.2 pu

4. Fluctuaciones de Tensión 25 Hz Intermitente

5. Variaciones de Frecuencia 10s

6. Desbalance de Tensión Estado

estacionario

0.5-2 %




26/119

26

Categorías Contenido

Espectral

Típico

Duración

Típica

Magnitud Típica

de Tensión

7. Distorsión de la

Forma de Onda

DC Adicional0 Hz

Estado

estacionario

0-0.1 %

Armónicos e

interarmónicos

0-10 kHz Estado

estacionario

0-20 %

Muescas (Notches) Estado

estacionario

Ruido Banda ancha Estado

estacionario

0-1 %



IEEE 1159 1995 CLASIFICACION DE


27/119

27

0.530 ciclos 3 seg.

1 min

1

0.9

1.1

0.8

1.4

1.2

1.8

Instantáneas

Momentáneas

Temporales Larga Duración

Elevaciones de Tensión (Swells)

Caídas de Tensión (Sags)

Interrupciones (Interruptions)0.1

Instantáneas

Momentáneas

Temporales

Larga Duración

M a g n i t u d d e T e n s i

ó n e n P . U .

Tiempo

P.U.

IEEE 1159 – 1995 CLASIFICACION DE

PERTURBACIONES EN TENSION


28/119


29/119

29

Descripción

Caídas de tensión súbitas del valor de la tensión RMS por debajo

del 90% de la tensión declarada.

DuraciónDesde medio ciclo a los 60 segundos

Causas

Arranque de motores.

Fallas y cortocircuitos.

interruptores averiados, otras

Efectos

Paradas de procesos.

Salida de operación de controladores de motores.

calentamiento de los motores de inducciónSalida de operación de dispositivos electrónicos

Cuando se alcanzan valores menores al 70%, sistemas de

transferencia pueden opera.

Hundimientos en tensión – sags (dips)


30/119

30

• Ocurrencia aleatoria (fenómeno transitorio e impredecible)

• Depende de la operación de protecciones (interrupción,

recierre)

• Cambio en magnitud y en fase de la tensión



31/119

31


Tensión de Operación

Valor RMS de la tensión

Nivel dedetección

del sag

Duración del sag

Profundidad

del sag

Magnituddel sag

1.0 pu

0.0 pu

Caracterización de los sags


32/119

32

Causas de los sags

• Fallas en los sistemas eléctricos

de potencia (transmisión o

distribución)

• Funcionamiento de cargas de

gran potencia: Hornos de arco,grandes motores, equipos de

soldadura, etc.

• Arranque de máquinas

eléctricas: motores deinducción, aire acondicionado,

ascensores, etc.


33/119

33

• Arranque de máquinas eléctricas: motores deinducción, aire acondicionado, ascensores, etc.

Causas de los sags


34/119

34

Características de los sags de acuerdo con su origen

• Sags originados en la operación normal del consumidor. Son

fuertemente dependientes de la naturaleza de la instalación.• Esta tabla fue realizada con usuarios altamente disruptivos (Hornos

de arco, motores de alta potencia, etc)

SAGS GENERADOS POR EL CONSUMIDOR

Duración

Profundidad


35/119

35

Características de los sags de acuerdo con su origen

SAGS GENERADOS EN EL SISTEMA

• Sags fase – neutro.

• Si el equipo está conectado fase – fase, el sag visto es menor. Deacuerdo a estudios estadísticos, este es cercano al 60%.

Duración

Profundidad


36/119

36

Efectos reales de sags en cargas eléctricas

CONTACTORES DE MOTORES Y RELES ELECTROMECANICOS

• La mayoría de fabricantes indican que la línea de contactorespueden producir un fallo ante una caída de tensión del 50%,si el Sag dura mas de un ciclo.

• Este valor puede variar entre fabricantes, hasta una caída del70% de la tensión de alimentación o aún un poco más.

LAMPARA DE DESCARGA DE ALTA INTENSIDAD (HID)

• Las lámparas se apagan con un 80% de la tensión nominal yrequieren cierto tiempo para reiniciar. Esta salida estádirectamente relacionada con una tiempo largo de personalsin trabajar.


37/119

37


VARIADORES DE VELOCIDAD (ASDs)

• Algunos variadores están diseñados para resistir sags de tensión entre50ms y 500 ms, lo cual depende del fabricante y el modelo.

• Algunos modelos monitorean la señal de entrada, y el equipos deja de

funcionar si el sag es menor al 90% y dura mas de 50 ms.

CONTROLADORES LOGICOS PROGRAMABLES (PLC's)

• La gran mayoría de equipos industriales están controlados por este tipo de

dispositivo.

• Se ha encontrado que estos equipos son demasiado sensibles a los sags de

voltaje.

• Por ejemplo, se ha encontrado que las unidades remotas son sensibles a

caídas de tensión menores a 90% con una duración de unos pocos ciclos.


38/119

38


• El usuario debe trabajar de

la mano con el fabricante,para verificar si puedetrabajar en ese ambiente(problema de EMC)

• Especificaciones basadasen condiciones eléctricasreales

• Es importante reconocer eldispositivo mas sensiblepara el proceso

Fuente. Effects of Voltage Sags in Process IndustryApplications Dave Mueller and Mark McGranaghan,Electrotek Concepts, Inc.

fl d l l d d l lí


39/119

39

Influencia de la longitud de la línea

P r o f u n d i d

a d

d e l s a g

[ p u ]

Distancia a la falla [km]

1.0

50 km

750 MVA

75 MVA zL Z

zLV

s sag

• 750 MVA

• 11.4 kV

• 65789 A

• Zs= j0.161 Ohm• Z= 0.117+j0.315 Ohm

E l ió d C ITIC


40/119

40

Evaluación de sags – Curva ITIC


41/119

41

Principales perturbaciones de

CPE

Transitorios

electromagnéticos

“Picos”

Transitorios


42/119

42

Transitorios

• Sobre tensiones de muycorta duración

• Duración menor medio

ciclo (us) hasta variosmilisegundos (ms).

• Las sobretensiones

transitorios pueden serde impulso u

oscilaciones.

T it i


43/119

43

Transitorios

Transitorio Tipo Impulso

• Principal causa: RAYOS (NTC 4552 - IEC 62305)

• Caracterizados por altas frecuencias

T it i


44/119

44

Transitorios

Transitorio Oscilatorio• Frecuencia predominante

característica.

• Resonancia debida a transitorio

tipo impulso.• Eventos de conmutación

(switching)

• Debido a energización de

condensadores.• Frecuencia entre 300 y 900 Hz

T it i


45/119

45

Transitorios

• Equipos dañados por sobre tensiones.

• Daño en ASD por sobre tensiones.

• Falla de TVSS (Transient Voltage Suppressors)• Problemas en redes de PCs, PLC’s, redes de datos

• Quema de equipos durante tormentas

• Ocurrencia de fallas durante tormentas

• Errores en almacenamiento de datos

• Auditoría de calidad de energía

SINTOMAS

T it i


46/119

46

• Protector de Sobre tensiones – SPD (Surge protectivedevice)

• Supresor de sobre tensiones – TVSS (Transient VoltageSurge Supressor)

• Separación de circuitos por medio transformadores de

aislamiento.

• Bobinas de choque (para variadores de velocidad – ASD)

Transitorios

Soluciones para problemas con Transitorios

Electromagnéticos

Transitorios


47/119

47

Transitorios

• Tiene dos funciones básicas: transformación de tensión yproveer separación de sistemas eléctricos. Con una tierracomún.

• Otra ventaja: limita la corriente de falla, disminuyendo

problemas en interruptores aguas abajo.• Eficiencia entre el 95% - 98%.

• Poco ruido y bajo costo.

• Desventajas: no ayuda a caídas de tensión.

TRANSFORMADOR DE AISLAMIENTO

L

N

G

L

N

G

Apantallamiento

Transitorios


48/119

48

Transitorios

Red Equipotencial

• Equipotencializar: hacer que todas las partesconductoras de una instalación expuesta a losefectos de las descargas atmosféricas seencuentren conectadas al sistema de puesta atierra

• Garantizar que las corrientes de rayo tengan

un camino de retorno efectivo hacia tierra sinque en su camino afecten a otros equipos.

Transitorios


49/119

49

• Evitar que existan diferencias de potencial(tensiones) peligrosas entre partes metálicas ysistemas protegidos

• Debe garantizarse equipotencialidad parasistemas y partes metálicas que:

– Estén instaladas en las fronteras de una LPZ

– Atraviesen una LPZ

– Se encuentren en el interior de una LPZ

Transitorios

Red Equipotencial

Transitorios


50/119

50

Transitorios


51/119


52/119

52


CPE

Fluctuaciones de tensión

Flicker



53/119

53


• Variaciones de la tensión eficaz dentro del

rango de tensión de estado estable aceptable(±10%)

• Variación cíclica de la envolvente de la tensión

• Serie de cambios aleatorios de tensión• Causas:

– Máquinas de soldadura, molinos, ventiladores,

motores de gran potencia con carga variable – Hornos de arco, plantas de soldadura, cargas de

gran tamaño,

– Conexión y desconexión de condensadores



54/119

54


TIPICA FLUCTUACION TIPO FLICKER – AMPLITUDMODULADA



55/119

55


• FLICKER

– Una de las fluctuacionesde tensión

– Molestia visual debida afluctuaciones en lailuminación

– Pst=1: el 50% de laspersonas sentirían unamolestia ante cambios enla iluminación



56/119

56

• Efectos sobre personas (FLICKER) – Molestia, pérdida de atención, dolores de cabeza

– Efecto estroboscópico

• Efectos sobre máquinas (¿¿FLICKER??) – Oscilaciones de par en motores

– Inestabilidad de la iluminación

– Desgaste en luminarias

– Falla de protecciones y reguladores

– Saturación de transformadores



57/119

57


CPE

Simetría y Forma de onda

Desbalance, Armónicos e

Interarmónicos

Desbalance o asimetría


58/119

58


DescripciónMagnitud y asimetrías del ángulo de fase de tensiones

trifásicas en operación de estado estable.

CausasDesbalance de tensión debido a cargas monofásicasno balanceadas.

Anomalías en los bancos de condensadores

EfectosReducción de capacidad de carga en MotoresReducción de vida útil del aislamiento en Motores por

sobrecalentamiento.



59/119

59


Relación

V2/V1



60/119

60

% Desbalance en

tensión% Reducción

1% 98%

2% 95%3% 88%

4% 82%

5% 75%

PROBLEMAS CAUSADOS POR

DESBALANCE EN TENSIÒN

Reducción de la carga de un motor

• Si un motor es alimentado con un desbalance en tensión

de 5%, su corriente de arranque se puede incrementar en

un 30%

0%

40%

80%

120%

0% 1% 2% 3% 4% 5% 6%

Desbalance [%]

R e d u c c i ó n


Armónicos e Interarmónicos


61/119

61

• Deformación de la forma de onda sinusoidal de 60Hz

• Duración esporádica – Fenómeno estacionario

• Causado principalmente por cargas no lineales


60 Hz

180 Hz

300 Hz



62/119

62

• Cargas no lineales• Dispositivos electrónicos

– Rectificadores

– Inversores

– Fuentes conmutadas

– Variadores de velocidad

• Hornos de arco y de inducción

• Dispositivos de iluminación – Fluorescentes

– Halógenas, haluro metálico (metal halide)

– Lámparas ahorradoras




63/119

63


• Los efectos de los armónicos en sistemas industriales sonvariados y complejos. Entre ellos, los de mayorocurrencia son:

– Pérdidas eléctricas adicionales (calentamiento adicional $$$)

– Disminución del par nominal de motores y oscilacionesmecánicas

– Incremento en la temperatura de transformadores

– Disminución de la capacidad nominal ($$$)

– Incremento del riesgo de resonancia de bancos de capacitores

– Defectos en la medición de energía con dispositivoselectromecánicos

– Parpadeo de la iluminación (Flicker)



64/119

64

Resonancia paralelo• Sistema de potencia

normalmente inductivo:aumenta el carácter capacitivo a

medida que aumenta el orden de

los armónicos fenómenos de

resonancia

• Resonancia serie y paralelo

• Aparece por la presencia de

condensadores en paralelo

(corrección del factor de potencia

y cables).

• Paralelo: impedancias muyelevadas a determinados

armónicos. Fuentes armónicas




65/119

65

• Síntomas típicos – Calentamiento anormal o excesivo en trafos, bancos

de condensadores y conductores

– Vibración en trafos, motores, tableros (ruido)

– Falla en la operación de circuitos electrónicos de

potencia

– Anomalía y quema de lámparas halógenas

– Vibración mecánica en motores, desgaste anormal derodamientos


Normas de Calidad de Potencia Eléctrica


66/119

66

Normas de Calidad de Potencia Eléctrica

• Entidades Internacionales – IEC (principalmente Technical Committee 77 EMC)

– CIGRE (Study Committee 36)

– Norma Europea (EN)

• Entidades de USA

– IEEE (Principalmente PES – Power engineering society)

– ANSI (American National Standards Institute)

– UL, NEMA, NFPA, NIST

• Entidades en Colombia

– ICONTEC

– Operadores de red

QUIENES DESARROLLAN LAS NORMAS DE CPE?


67/119


68/119

Detección de perturbaciones


69/119


ANAL I S I S

LABORATORIO

CLINICA

• Hoja de vida: características básicas,

proceso (susceptibilidad)• Revisión de síntomas e impactos

• Historia clínica: mantenimiento,antecedentes

• Entorno (vecinos, red de distrib., etc.)• Costos (Cuánto cuesta la CPE?)

• Registro de fallas y reparaciones

• Medición de parámetros (propia ocontratada)

• Instalación eléctrica (RETIE):cableado, protecciones, tierras, EMC

• Datos CREG 024



70/119


ACCIONES

DIAGNOSTICO

• Determinación del estado de la

instalación, CPE• Revisión de cumplimiento de límites

• Modelado y simulación

• Verificación

• Selección y diseño de soluciones

• Registro de fallas y reparaciones

• Medición de parámetros (propia ocontratada)

• Instalación eléctrica (RETIE):cableado, protecciones, tierras, EMC

• Datos CREG 024



71/119


1. Conocimiento del

problema

2. Análisis

preliminar3. Planificación del

trabajo en campo

4. Captura de datos

5. Análisis de resultados y

modelamiento

6. Validación

del modelo y

simulaciones7. Conclusiones y recomendaciones.

Análisis técnico económico de

alternativas de solución

Metodología estudio de caso en el usuario

OR

Consultor

Usuario

CLINICA LABORATORIO

DIAGNOSTICOACCIONES

Diagnóstico - Instalaciones eléctricas


72/119

ag óst co sta ac o es e éct cas

• La calidad de la energía debe estudiarse siempre quela instalación eléctrica sea apropiada y segura (RETIE)

• Una porción importante de los problemas reportadospor clientes se deben a deficiencias en las

instalaciones• Una instalación deficiente es causa de problemas deCPE, como también de costos adicionales para elcliente – Reparación y mantenimiento

– Liquidez, lucro cesante, pérdida de insumos

– Imagen, prestigio

– Riesgo para el personal



73/119

g



74/119

g



75/119

g



76/119

Las soluciones provisionales

suelen ser las que más duran…

g



77/119

g

CORRIENTES ELEVADAS POR CONDUCTORES DE TIERRA



78/119

CORRIENTES ELEVADAS POR CONDUCTORES DE TIERRA

g


79/119

Diagnóstico en Calidad de

Potencia Eléctrica

Mediciones – Detección

de perturbaciones

Mediciones – Detección de perturbaciones


80/119

p

• En muchos casos, no se requieren medicionespara diagnosticar CPE: – Cuando el problema se puede identificar a partir

de los síntomas, las condiciones de la instalación,antecedentes, etc.

• Se requieren mediciones:

– Causa desconocida

– Verificación de cumplimiento en el PCC

– Resolver posibles disputas con el operador o convecinos



81/119

• Preguntas clave

¿Por qué medir?

¿Qué medir?

¿Con qué medir?

¿Cómo medir?

¿Dónde medir?

p



82/119

• Equipos analizadores de redes



83/119

• Especificaciones generales Equipos

– Portabilidad (fijos o móviles)

– Simultaneidad de registro de variables

– Resolución de Medición

– Incertidumbre de Medición

– Memoria disponible

– Capacidad de programación

– Trifásicos o monofásicos

– Comunicación

– Prestaciones adicionales (otros parámetros)



84/119

• Continuidad del servicio – Suministro

– Detección de interrupciones

– Medición de energía consumida(suministrada)

– Reporte de fallos – Lectura remota

• Instalación durante periodoslargos (meses, años, …)

• Precio reducido

• Exactitud e incertidumbreapropiadas

• Registro continuo deparámetros (¡¡Historia Clínica!!)

• Calidad de Potencia – Registro de parámetros de

tensiones, corrientes y potencias

– Detección de fenómenostransitorios

– Registro de parámetrosestacionarios

– Comparación de parámetros conmediciones en el PCC o en otrosclientes

– Conocimiento de los parámetrosdurante todo la operación del

cliente• ¿Qué hacer con los datos?

– Consultor

– Gestor de negocio, operador de red

MEDIDORES FIJOS



85/119

• Alquiler: consultores• Instalación durante periodos

cortos (días, semanas)

• Precio elevado

• Exactitud e incertidumbreapropiadas

• Registro eventual deparámetros (estudio de caso)

• El consultor analiza los datos yofrece diagnóstico

• Calidad de Potencia – Registro de parámetros de

tensiones, corrientes y potencias

– Detección de fenómenostransitorios

– Registro de parámetrosestacionarios

– Dificultad para compararparámetros de CPE con medicionesen el PCC o en otros clientes

– Conocimiento de los parámetrosdurante el periodo de mediciónúnicamente

MEDIDORES PORTATILES



86/119

• ¿Cómo medir? – IEC 61000-4-30

– NTC 1340, 5000, 5001, 61000-1-1

– Parámetros de tensión, corriente,potencia

– Energía – Incertidumbre

– Clase A, S y B

• ¿Qué medir? – Perturbaciones estacionarias de

tensión: fluctuaciones de tensión,flicker, armónicos e interarmónicos,desbalance, valor eficaz

– Perturbaciones estacionarias encorriente: armónicos, desbalance,factor de potencia

– Potencia y energía

– Transitorios en tensión y corriente

– Sags y Swelles – Interrupciones

¿CÓMO, QUÉ, DONDE MEDIR?

• ¿Con qué equipo medir?

– Consultar a un asesor competente – Operador de red

– Gestor de negocio



87/119

• Procedimientos yalgoritmos entodos losparámetros

• Incertidumbre yexactitud

• Reconocidomundialmente

• Verificar decumplimiento denormas y dirimirdisputas

• Responsabilidad

CLASE DE MEDIDA IEC 61000-4-30

CLASE A• Procedimientos y

algoritmos enalgunosparámetros

• Incertidumbre yexactitud menor

• Verificar decumplimiento de

normas y dirimirdisputas enalgunosparámetros

• Responsabilidad

CLASE S - SURVEYS• Cualquier

Procedimiento yalgoritmos

• No cumple conIncertidumbre yexactitud

• Estudios dediagnóstico

• No sirve paraVerificar decumplimiento denormas y dirimirdisputas

CLASE B



88/119

• ¿Dónde medir? – Punto de Común de Conexión (PCC)

– Media o baja tensión

– Transductores de tensión y corriente (PT’s y CT’s)

¿CÓMO, QUÉ, DONDE MEDIR?

PCC MT

PCC BT



89/119

• Energía y continuidad – Medición automática

– Lectura remota

–Facturación diferenciada

– Registro y gestión de recursos locales

• Calidad de potencia

– Registro de perturbaciones

• Prestaciones adicionales

– Medición de otros parámetros

– Gestión remota del consumo de energía

MEDIDORES INTELIGENTES – SMART GRIDS


90/119


Potencia Eléctrica

Riesgo en Calidad de

Potencia

Riesgo en Calidad de Potencia


91/119

Riesgos financieros(Usuarios y OR’s)

Operativos

Mercado

Crédito, regulatorio,macroeconómico

Liquidez

Calidad delInsumo (CPE)

Reputación

Otros


92/119



93/119

Riesgo por

problemas

CPE

NIVEL DE EMISIÓN

Estimación del riesgo

VULNERABILIDAD

DEL AGENTE

Tipo de perturbación: tensión

Armónicos,, frecuencia, etc

Severidad de la

perturbación

OR

TIPO DE

USUARIO

Comercial

Industrial

Residencial

EXPOSICIÓN DERIESGO $$$$



94/119

Degradación o dañodirecto a equipos

Perturbación

Parada de

procesos

Impacto directo de las perturbaciones

$ Costo falla

y desgaste

$ Costo

operación

Costo directo

total

+

Riesgo Cos to Prima (seguro s)



95/119

Recomendación IEEE 1346 (compatibilidad de la redcon procesos de equipo electrónico)

• Método para evaluar el ambiente de calidad depotencia y proceso sensibles.

• Evaluación de pérdidas financieras debidas aproblemas.

• Método para determinar número anual de salidas.

• Costo financiero de la compatibilidad y alternativas

para reducción de pérdidas.• Maneja un enfoque mas bien preventivo



96/119

Evaluación de costos

Downtimeasociado Calidad dela producción Otros

• Costo laboral

• Pérdida de producción• Costo de reparar equipos

(personal, partes)

• Recuperación (a operación

normal - efecto psicológico)

Costo de

reconstrucción

• Insatisfacción de clientes(riesgo de negocio)

• Multas o penalizaciones



97/119

Inversión neta Retorno anual neto

Inversión$$$$$

Retorno$$$$$$VS

Desembolso inversión inicial+

Instalación

Beneficio Anual (reducir costos)

-Gastos anuales

(mantenimiento soluciones)

MESES

AÑO

AÑO

RETORNO

NETA INVERSIÓN Payback

12

1

_



98/119

“El costo inicial y mantenimiento de las soluciones es

generalmente conocido pero el beneficio casi nunca”

12

_

RETORNO NETA INVERSIÓN Payback [Meses pararecuperar la

inversión]

FINANCIERAMENTE ES MEJOR

ACTUAR PARA SOLUCIONAR LOSPROBLEMAS O ES PREFERIBLE

CONVIVIR CON ELLOS ???


99/119


Potencia EléctricaResponsabilidades en

Calidad de Potencia

Responsabilidades en CPE


100/119

• Las lámparas compactas fluorescentes

presentan problemas de compatibilidad conpantallas LCD o de plasma

– Resonancias en bandas de frecuencia no medidas

– Daño de uno o ambos equipos – Canal de acople: difícil detección

• Los equipos no son compatibles por suconstrucción – no hay intención

• Si se dañan ambos equipos, ¿quién esresponsable?



101/119

PCC

i 1

i 2

i 3

i A

i * B

i B

i * A

• Origen de perturbaciones: múltiple• Interacción: permanente

• Responsabilidad: compartida



102/119

• ¿Responsabilidad? – Determinar origen de las perturbaciones

– Determinar tamaño de la perturbación

– Establecer dirección de propagación y sutamaño

• Asignación de responsabilidades

– Distribuir las responsabilidades en

correspondencia a las contribuciones



103/119

• Operador de red – Nivel de tensión

contratado

– Impedancia de corto

(robustez, capacidad)

– Simetría

– Forma de onda

(frecuencia, distorsión)

• Usuario – Carga lineal

– Consumo simétrico de

energía

– Carga resistiva

– Factor de potencia

(eficiencia, reactivos)

CONDICIONES DE REFERENCIA – COMPORTAMIENTO ESPERADO



104/119

• Evaluación de responsabilidades

–Evaluar al OR antes de energizar a los clientes

– Evaluar a todos los clientes existentes

– Mediciones simultáneas

– Descomposición de las señales

– Comparación y distribución de contribuciones

– Asignar responsabilidades – Replicar o asignar responsabilidad a un tercero

Qd i DiQuau iiaiiCOMPONENTES INDESEABLES



105/119

• Actualmente existen y se desarrollan métodosde asignación de responsabilidades

• No se cuenta con una base normativa

• La regulación establece que el operador debeasumir la carga de la prueba

• En Colombia no se han aplicado métodos de

asignación de responsabilidades

• Estudios de CPE


106/119

Gracias por su atención

¿Preguntas?


107/119

www.cidet.org.co www.codensa.com.co

Mayor información…

Andrés Pavas, Profesor UN,

Investigador Grupo [email protected]

Evento organizado y auspiciado por

Calidad del Suministro de la


108/119

Calidad del Suministro de la

Energía EléctricaCuarta Parte – Reporte de Incidencias –

Acciones por parte del cliente


Organizado por

CIDET Y CODENSA

Bogotá, Mayo 26 de 2011

Incidencias


109/119

• Fallo de equipo

• Daño de equipos

• Parada de proceso o de planta

– Pérdida de material

– Reparación

– Lucro cesante

• ¿Qué hacer? ¿Cómo presentar unareclamación?

Incidencias


110/119

• Después de…: Documentar el caso

– ¿Qué pasó?

– Registro de sitio, fecha, hora, reincidencia

– Cuántos equipos, cuáles y de qué tipo se afectaron

– Tomar nota de posibles causas (lluvia, tormenta,accidentes, maniobras, etc.)

– Mediciones: revisar reportes del equipo, variablesestacionarias y eventos

– Realizar o contratar auditorías de calidad deenergía (puede ser previo a la reclamación –acuerdo con OR)

Incidencias


111/119

• Antes de…: Historia Clínica

– Qué equipos se tienen – Historial de mantenimiento

– Historial de fallas

– Identificación de equipos sensibles

– Identificación de equipos perturbadores – Levantamiento de planos eléctricos – diagramas bifilares

(circuitos eléctricos y sistema de puesta a tierra)

– Mantenimiento eléctrico – Instalación

– Mediciones: mantener el medidor local (medidorinteligente) en operación permanente y revisar susreportes con regularidad (conocer el estado de CPE)

Incidencias


112/119

DIAGRAMAS BIFILARES


113/119


114/119


Potencia EléctricaAcciones que el cliente

puede tomar

Acciones básicas del cliente


115/119

• Instalación eléctrica (RETIE)

• Mantenimiento

• Instalación y selección de protecciones

• Selección de equipos con criterios técnicos

– Ante cambios de tecnología o redimensionamiento,consultar a un experto o al gestor de negocio sobrela capacidad de su instalación

• Observar y planificar el crecimiento de suinstalación

– Evite improvisar

– Prefiera planificar

Otras acciones del cliente


116/119

• Proactividad – Integración de generación distribuida ($$$,

confiabilidad, eficiencia)

– Medición inteligente (historia clínica) – Agruparse con clientes vecinos: clusters de calidad

de energía, micro redes inteligentes

– Dispositivos de compensación

– Escogencia de tecnologías apropiadas

Acciones operador - cliente


117/119

• Interactuar en beneficio común

• La calidad cuesta ($$$)

– Una mala calidad incrementa costos

– Una buena calidad genera ahorro y beneficios (imagen,

prestigio)• Beneficios de buena calidad

– Reducción de pérdidas (cliente y operador)

– Confiabilidad

– Reducción de costos por reparación (cliente y operador)

• Diseño, selección, ubicación y financiación de

dispositivos de compensación.


118/119

Gracias por su atención

Discusión

¿Preguntas?


119/119

d

Mayor información…

Andrés Pavas, Profesor UN,

Investigador Grupo [email protected]

Evento organizado y auspiciado por

calidad-de energía-24-11-2011.pdf

Documents