curso calidad potencia

CURSO CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA INGENIERÍA ESPECIALIZADA S.A. PÁGINA 1

Elaborado por: José Dariel Arcila [email protected]

Tabla de contenido

1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 5

1.1 La calidad de la potencia dentro del proceso ....................................................................................... 5

1.2 Que es la calidad de la potencia? .......................................................................................................... 5

2 PARÁMETROS QUE DEFINEN LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA .................................... 6

2.1 Continuidad del servicio ........................................................................................................................ 6

2.2 Forma de onda ...................................................................................................................................... 6

2.3 Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos ............................................ 6

2.4 El sistema ideal ...................................................................................................................................... 7

3 CARACTERÍSTICAS DE LA RED Y EVENTOS QUE AFECTAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA .......................... 8

3.1 Efectos de la impedancia de la red ....................................................................................................... 8

3.2 Efectos de los cortocircuitos ................................................................................................................. 8

3.3 Interacción entre las cargas y la red ..................................................................................................... 9

3.4 Transitorios originados por la conmutación de cargas ......................................................................... 9

3.5 Interrupciones y reconexión del servicio ............................................................................................ 10

4 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA ............................................................................................................... 11

4.1 Concepto de equipotencialidad y sus beneficios ................................................................................ 11

4.2 Acoples eléctricos ............................................................................................................................... 11

4.2.1 Acople resistivo o galvánico ................................................................................................... 11

4.2.2 Acople inductivo .................................................................................................................... 12

4.2.3 Acople capacitivo ................................................................................................................... 13

4.3 Funciones de los sistemas de puesta a tierra ..................................................................................... 15

4.4 Concepto de resistividad y medida de resistividad ............................................................................ 15

4.4.1 Procesamiento de medidas de resistividad ........................................................................... 17

4.5 Mediciones de resistencia de puesta a tierra ..................................................................................... 19

4.5.1 Método de la caída de potencial ........................................................................................... 19

4.5.2 Método de suma de resistencias ........................................................................................... 19

4.6 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra ........................................................................... 20

4.7 Distribución de corrientes a tierra ...................................................................................................... 21

4.7.1 Tipo de falla ............................................................................................................................ 21

4.7.2 Ubicación de la falla ............................................................................................................... 21

4.7.3 Niveles de tensión .................................................................................................................. 21

4.7.4 Resistencia de falla y de la malla ........................................................................................... 21

4.7.5 Influencia de los cables de guarda ......................................................................................... 21

4.7.6 Simulación en programas de computador ............................................................................. 22

4.8 Metodología de diseño ....................................................................................................................... 23

4.8.1 Obtener y procesar medidas de resistividad ......................................................................... 23

4.8.2 Hacer un diseño preliminar .................................................................................................... 24



4.8.3 Calcular la distribución de corrientes a tierra ........................................................................ 24

4.8.4 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión ................................................ 24

4.8.5 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos ........................................................... 25

5 APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS .................................................................... 29

5.1 Efectos de los rayos en estructuras y acometidas IEC 62305 - NTC 4552 .......................................... 29

5.1.1 Efectos del rayo en estructuras ............................................................................................. 29

5.1.2 Efectos del rayo en acometidas ............................................................................................. 30

5.2 Fenómeno del rayo ............................................................................................................................. 31

5.2.1 Formación de la descarga ...................................................................................................... 31

5.2.2 Tipos de descargas ................................................................................................................. 31

5.2.3 Parámetros de las descargas ................................................................................................. 34

5.2.4 Cantidad de descargas a tierra .............................................................................................. 35

5.3 El modelo electrogeométrico ............................................................................................................. 36

5.4 Apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en edificaciones IEC 62305, NTC 4552,

NFPA 780 ...................................................................................................................................................... 38

5.4.1 Filosofía de las normas ........................................................................................................... 38

5.4.2 Daños y Pérdidas por los efectos del rayo ............................................................................. 38

5.5 Medidas de protección de acuerdo con IEC 62305 NTC 4552 ............................................................ 40

5.5.1 Zonas de protección contra rayo (ZPR) .................................................................................. 40

5.5.2 Medidas de protección para reducir lesiones en seres vivos causadas por tensiones de paso

y contacto. 41

5.5.3 Medidas de protección para reducir daños físicos ................................................................ 41

5.5.4 Medidas de protección para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos................. 42

5.6 Niveles de protección contra rayo (NPR) NTC 4552 ........................................................................... 42

5.7 Cálculo del riesgo por descargas atmosféricas según IEC 62305 – NTC 4552 .................................... 43

1.1.1 Factores que influencian las componentes de riesgo ............................................................ 46

5.7.1 Procedimiento básico ............................................................................................................ 47

5.7.2 Procedimiento para evaluar la necesidad de protección ...................................................... 48

5.7.3 Selección de medidas de protección ..................................................................................... 49

5.8 Diseño del sistema de protección externo ......................................................................................... 50

5.8.1 Ubicación de puntas............................................................................................................... 50

5.8.2 Bajantes.................................................................................................................................. 55

5.8.3 Sistema de puesta a tierra ..................................................................................................... 55

6 EVENTOS QUE DETERIORAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA..................................................................... 57

6.1 Desviaciones de tensión permanentes ............................................................................................... 57

6.1.1 Sobretensiones permanentes ................................................................................................ 57

6.1.2 Bajas tensiones permanentes ................................................................................................ 58

6.1.3 Soluciones a las variaciones de tensión permanentes .......................................................... 58



6.2 Sobretensiones y bajas tensiones temporales de frecuencia industrial ............................................. 58

6.3 Interrupciones ..................................................................................................................................... 60

6.4 Desbalance de tensión ........................................................................................................................ 61

6.5 Transitorios de tensión ....................................................................................................................... 61

7 ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA ..................................................................................................... 63

7.1 Definición de armónicos ..................................................................................................................... 63

7.2 Análisis de Fourier ............................................................................................................................... 64

7.3 Fuentes de armónicos ......................................................................................................................... 65

7.4 Efectos de los armónicos .................................................................................................................... 66

7.4.1 Efectos sobre los cables ......................................................................................................... 66

7.4.2 Efectos sobre los transformadores ........................................................................................ 67

7.4.3 Efectos sobre los capacitores ................................................................................................. 68

7.4.4 Efectos sobre los motores ...................................................................................................... 68

7.4.5 Efectos sobre otros equipos .................................................................................................. 69

7.5 Concepto de secuencia de los armónicos ........................................................................................... 69

7.5.1 Análisis de impedancia en función de la frecuencia. ............................................................. 71

7.6 Índices para la medición de armónicos............................................................................................... 72

7.6.1 Índices para armónicos de corriente ..................................................................................... 72

7.6.2 Índices para armónicos de tensión ........................................................................................ 73

7.6.3 Índices de armónicos para condensadores............................................................................ 73

7.6.4 Índices de armónicos para transformadores ......................................................................... 73

7.7 Medición de armónicos ...................................................................................................................... 74

7.7.1 Sitios donde debe realizarse el registro ................................................................................. 74

7.7.2 Selección del tipo de equipo a utilizar ................................................................................... 74

7.8 Norma IEEE 519 sobre control de armónicos ..................................................................................... 75

7.8.1 Límites aplicables al usuario .................................................................................................. 75

7.8.2 Límites aplicables a la empresa suministradora .................................................................... 78

7.9 Armónicos y factor de potencia .......................................................................................................... 78

7.10 Modelación de elementos para análisis de armónicos ....................................................................... 79

7.10.1 Modelos para fuentes ............................................................................................................ 79

7.10.2 Modelos para cargas generadoras de armónicos .................................................................. 79

7.10.3 Modelación de conductores .................................................................................................. 80

7.10.4 Modelación de transformadores ........................................................................................... 80

7.10.5 Cargas no generadoras de armónicos.................................................................................... 80

7.11 Medidas remediales para el control de armónicos ............................................................................ 81

7.11.1 Reubicación ............................................................................................................................ 81

7.11.2 Cancelación de pasos de compensación reactiva .................................................................. 81

7.11.3 Instalación de filtros ............................................................................................................... 81

8 MODELACIÓN DE ELEMENTOS PARA ESTUDIOS DE CALIDAD DE POTENCIA ........................................... 84



8.1 Inicialización de escenarios de cálculo ................................................................................................ 84

8.2 Paso de simulación .............................................................................................................................. 84

8.3 Oscilaciones Numéricas ...................................................................................................................... 84

8.4 Modelos de líneas y cables ................................................................................................................. 84

8.4.1 Modelo PI ............................................................................................................................... 84

8.4.2 Modelo parámetros distribuidos constantes ......................................................................... 84

8.4.3 Modelo parámetros distribuidos variables con la frecuencia ............................................... 85

8.4.4 Aspectos a considerar en las modelaciones de líneas y cables ............................................. 86

8.5 Modelos de transformadores ............................................................................................................. 86

8.5.1 Aspectos clave en la modelación de transformadores .......................................................... 88

8.6 Modelos de fuentes y máquinas ......................................................................................................... 88

8.6.1 Máquina sincrónica. ............................................................................................................... 88

8.6.2 Aspectos clave en la modelación de fuentes ......................................................................... 89

8.7 Modelos descargadores de sobretensiones ....................................................................................... 89

8.7.1 Aspectos clave para la modelación de descargadores .......................................................... 90

1.1.1 Modelo del interruptor .......................................................................................................... 91

8.7.2 Aspectos clave en la modelación de interruptores ............................................................... 91

9 ESTUDIOS DE CALIDAD DE LA POTENCIA ................................................................................................. 92

9.1 Objetivo ............................................................................................................................................... 92

9.2 Información requerida ........................................................................................................................ 92

9.3 Historia del sitio .................................................................................................................................. 92

9.4 Alcance de las actividades................................................................................................................... 93

9.5 Recursos .............................................................................................................................................. 93

9.6 Inspección del sitio .............................................................................................................................. 93

9.6.1 Inspección visual .................................................................................................................... 93

9.6.2 Inspección física ..................................................................................................................... 93

9.6.3 Enchufes y cables de equipos de potencia ............................................................................ 94

9.6.4 Tomas ..................................................................................................................................... 94

9.6.5 Tableros de circuitos .............................................................................................................. 94

9.6.6 Transformadores .................................................................................................................... 95

9.7 Monitoreo ........................................................................................................................................... 95

9.7.1 Ubicación de los analizadores ................................................................................................ 95

9.7.2 Proceso de monitoreo ........................................................................................................... 96

9.7.3 Precauciones de Seguridad .................................................................................................... 96

9.7.4 Modos de conexión ................................................................................................................ 97



1 INTRODUCCIÓN

La calidad de la potencia eléctrica es un tema bastante conocido y estudiado profundamente; sin embargo, a la hora de afrontar problemas reales, existen vacíos relacionados con la orientación que debe tener el diagnóstico y con la selección de las soluciones más adecuadas. Debido al desconocimiento, en muchos casos no se realizan buenos diagnósticos y se adoptan soluciones que no son óptimas o que, en los peores casos, no funcionan. En este documento se presenta la calidad de la potencia eléctrica desde un punto de vista práctico, orientado a la solución de los problemas que se presentan en la realidad.

1.1 La calidad de la potencia dentro del proceso

La calidad de la potencia debe verse dentro del marco del proceso industrial. La energía eléctrica como insumo del proceso de producción tiene varios requerimientos que deben ser atendidos por el personal encargado del sistema eléctrico:

- Seguridad del personal

- Preservar los equipos y las instalaciones

- Optimización del costo de las instalaciones, equipos y operación

- Uso eficiente de la energía

- Mantenimiento

- Continuidad y calidad

Generalmente la calidad de la potencia es un tema descuidado debido a que las labores que tienen que ver con el día a día son percibidas como más importantes porque se ven más directamente relacionadas con la producción. Sin embargo, cuando surgen problemas de calidad de la potencia, las pérdidas por daños en equipos y por lucro cesante pueden ser bastante altas.

1.2 Que es la calidad de la potencia?

Calidad de la potencia es el concepto de alimentación y de puesta a tierra de equipo electrónico sensible en una manera que sea adecuado para su operación. Se ocupa de la compatibilidad que debe existir entre los equipos y la red eléctrica con base en una serie de parámetros y eventos de la red que pueden afectar el funcionamiento o la integridad de los equipos que se le conectan.



2 PARÁMETROS QUE DEFINEN LA CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Los equipos que se conectan a la red eléctrica están sometidos a las condiciones de funcionamiento que esta les ofrezca. La red no siempre puede suministrar energía con los parámetros adecuados, por lo cual sus condiciones pueden ser aptas o no aptas para que los equipos conserven su integridad y funcionen adecuadamente.

Para comprender la calidad de la potencia es indispensable conocer los parámetros que determinan si ésta es adecuada o no para alimentar determinado equipo. Estos parámetros son:

- Continuidad del servicio

- Amplitud, frecuencia y forma de onda

- Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos

2.1 Continuidad del servicio

Ésta característica consiste en que la alimentación de los equipos se mantenga en forma ininterrumpida. Las interrupciones afectan los equipos y los procesos, generando además pérdidas por lucro cesante y por pérdida de materia prima.

2.2 Forma de onda

La onda de tensión que alimenta los diferentes equipos debe tener unas características de forma. En los sistemas de corriente alterna, la forma de onda ideal es sinusoidal con una amplitud y frecuencia determinada. La frecuencia de grandes sistemas de potencia es una variable bastante estable que solo presenta variaciones significativas durante algunos eventos, la frecuencia de redes aisladas con un solo generador o pocos generadores puede ser más inestable.

La magnitud de la tensión puede tener variaciones en estado estable normalmente entre el 90% y el 110% de su valor nominal. Estas variaciones son debidas a las caídas de tensión en los diferentes elementos de la red y a las compensaciones reactivas.

La forma de onda de tensión no es totalmente sinusoidal debido a la existencia de cargas no lineales que generan armónicos e interarmónicos que producen componentes con frecuencias diferentes a la frecuencia de la red.

2.3 Desbalance, secuencia negativa y secuencia cero en sistemas trifásicos

Los sistemas trifásicos deben ser balanceados, es decir que la magnitud debe ser igual en las tres fases y el desfase entre ellas debe ser de 120º. Bajo estas condiciones, se dice que las componentes son solo de secuencia positiva. Cuando el sistema trifásico no está completamente balanceado tiene otras componentes, el desbalance o secuencia negativa y la secuencia cero. Las características de los sistemas trifásicos balanceados y no balanceados se muestran en la Figura 1. Los sistemas desbalanceados pueden afectar las cargas y equipos del sistema, principalmente los motores y generadores.



Figura 1. Sistemas balanceado y no balanceado

2.4 El sistema ideal

Para comprender y cuantificar los deterioros en la calidad de la potencia, se debe partir de la definición de la fuente ideal que tiene la máxima calidad posible. Ésta fuente tendría las siguientes características:

- La fuente nunca interrumpe el servicio, confiabilidad del 100% - Tensión = Vn - Frecuencia = fn - Forma de onda: sinusoidal pura - Tensión de secuencia positiva = Vn - Tensión de secuencia negativa = 0 - Tensión de secuencia cero = 0

Este sistema ideal se muestra en la Figura 2.

Figura 2. Sistema trifásico ideal



3 CARACTERÍSTICAS DE LA RED Y EVENTOS QUE AFECTAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA

Los generadores del sistema de potencia están concebidos para entregar a la salida una forma de onda de tensión con una alta calidad. No obstante, la energía debe transportarse y distribuirse a través de redes eléctricas donde se deteriora la calidad de la potencia eléctrica. Además, las cargas tienen comportamientos que también deterioran la calidad. Por lo anterior, es importante entender que en la práctica siempre se tendrá una forma de onda de tensión con parámetros desviados de sus valores nominales niveles de calidad

3.1 Efectos de la impedancia de la red

La impedancia de la red determina factores tan fundamentales como el nivel de cortocircuito y la regulación. Adicionalmente, la impedancia está relacionada con la diferencia angular entre los diferentes generadores que determina la estabilidad del sistema. La Figura 1 muestra las caídas de tensión que se presentan debido a la impedancia de los diferentes equipos del sistema.

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

GENERACIÓN

INDUSTRIA

V = I x Z

V = I x Z

V = I x Z

Figura 3. Caídas de tensión en las impedancias de la red

Las impedancias de la red no son completamente simétricas debido a las características físicas, con lo cual las caídas de tensión en las líneas de transmisión y redes de distribución no son iguales en las tres fases, apareciendo tensiones desbalanceadas. La Figura 4 muestra las impedancias de una línea de transmisión, como puede observarse, cada fase tiene una posición distinta respecto a tierra y respecto a las otras fases. Lo anterior conduce a que se generen desbalances o secuencia negativa de tensión.

Figura 4. Impedancias de una línea de transmisión

3.2 Efectos de los cortocircuitos

Los cortocircuitos impactan bastante la calidad de la potencia porque inciden directamente en la



tensión entregada a las cargas. Durante un cortocircuito la tensión en la fase o fases falladas puede alcanzar valores muy bajos y puede aumentar en las fases no falladas. En la Figura 5 se muestra como la falla en una línea de transmisión afecta la tensión en toda la red.

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

GENERACIÓN

INDUSTRIA

Punto falla V = 0

V = 0.2 Vn

V = 0.5 Vn V = 0.7 Vn

V = 0.7 Vn

V = 0.7 Vn

Figura 5. Tensiones en la red

3.3 Interacción entre las cargas y la red

Las cargas interactúan con la red debido a la corriente que requieren. Existen cargas con bajos efectos sobre la red y otras que ocasionan eventos que pueden alterar el funcionamiento de la red y de otras cargas. Los casos más comunes de cargas que afectan considerablemente la calidad de la potencia son:

- Cargas no lineales que ocasionan armónicos - Grandes motores con arranque directo - Hornos de arco - Corriente de arranque de transformadores

Las cargas afectan la calidad de la potencia principalmente cuando la impedancia de la red es alta o el nivel de cortocircuito es bajo. Puede establecerse un criterio sobre el efecto de las cargas sobre el sistema con base la relación entre el nivel de cortocircuito y la potencia de la carga, por ejemplo, la tensión en la barra no se afectará en forma considerable ante el arranque de un motor si la potencia de éste es inferior a 60 veces la potencia de cortocircuito en el punto de conexión. La Figura 6 muestra como puede caer la tensión ante el arranque de un motor.

Figura 6. Caída de tensión durante el arranque de un motor

3.4 Transitorios originados por la conmutación de cargas

Se originan fenómenos transitorios de corta duración cuando se conmutan cargas y equipos. Estos transitorios pueden ser nocivos para la red y otras cargas cuando se tienen sobretensiones considerablemente altas. Algunos de los casos más críticos de conmutación son los siguientes:

- Bancos de condensadores - Líneas de transmisión de gran longitud

La Figura 7 muestra el efecto de la energización de un banco de condensadores sobre la tensión



de la red.

Figura 7. Tensión durante la energización de un condensador

3.5 Interrupciones y reconexión del servicio

Los cortocircuitos y las fallas que se presentan en el sistema conducen a la desconexión de circuitos y en muchos casos a reconexiones automáticas. Las reconexiones pueden afectar las cargas por los transitorios o por el cierre asincrónico entre el sistema y motores que no se hayan desconectado del sistema. Una reconexión sobre un circuito donde la falla es permanente equivale a un nuevo cortocircuito y caídas de tensión en la red.

(file Ener_C.pl4; x-var t) v:XX0002

0.00 0.03 0.06 0.09 0.12 0.15[s]

-500

-280

-60

160

380

600

[V]



4 SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA

4.1 Concepto de equipotencialidad y sus beneficios

Equipotencialidad es el efecto de garantizar un potencial igual en un equipo o instalación. En la práctica se basa en conectar las partes conductivas de las instalaciones, equipos o sistemas entre sí, o a un sistema de puesta a tierra, mediante un conductor de baja impedancia, para garantizar que la diferencia de potencial sea mínima entre los puntos interconectados. La seguridad eléctrica se basa en este concepto, ya que si no existen diferencias de potencial en un cuerpo conductor (por ejemplo el cuerpo humano) o aislante cualquiera, no puede existir corriente a través del mismo, o diferencias de tensión que pongan en riesgo la integridad del aislamiento.

Figura 8 Concepto de equipotenciadad

Los beneficios de la equipotencialidad son los siguientes:

- Se eliminan diferencias de potencial. Al eliminar las diferencias de potencial se eliminan: o Chispas que pueden generar incendios o Voltajes que pueden dañar el aislamiento de los equipos o Voltajes de toque que generan riesgo de electrocución

- Cuando la red equipotencial se une al sistema de puesta a tierra se establece un camino seguro para la corriente de falla en caso de fallas a las estructuras de los equipos, con lo cual se busca proteger la vida.

Es importante anotar que las fases se equipotencializan durante eventos de alta frecuencia a través de los DPS (Dispositivos de Protección contra Sobretensiones), buscando precisamente que las diferencias de potencial no superen la capacidad de aislamiento de los equipos.

4.2 Acoples eléctricos

Un acople se refiere a la transferencia de energía entre dos sistemas aislados, básicamente hay tres tipos de acoples, resistivo, inductivo y capacitivo. Los tres tipos de acoples siempre están presentes, sin embargo los efectos de cada uno son variables o despreciables de acuerdo con la configuración y parámetros del sistema eléctrico. A continuación se explica cada uno.

4.2.1 Acople resistivo o galvánico

El acople resistivo depende de la oposición a la circulación de corriente de los materiales y se entiende como el efecto mediante el cual un punto de un sistema adquiere voltaje proporcional al voltaje aplicado en otro punto, en virtud de la caída de potencial resistiva entre ambos puntos.



Para el caso de los SPT, durante fallas a tierra o descargas atmosféricas, en sistemas el acople resistivo genera elevaciones de potencial en puntos diferentes al punto de inyección de la corriente.

En Sistemas de Puesta a Tierra una representación por circuitos, basada en parámetros concentrados, como muestra la Figura 22.

Figura 9 Acople resistivo

La resistencia mutua, RM, representa el elemento común entre las dos tierras (1 y 2 de la Figura 9), aparentemente independientes, de tal forma que, una corriente entrando por el terminal 1 produce una tensión en terminal 2, aunque por éste último no se esté inyectando corriente.

4.2.2 Acople inductivo

El acople inductivo está asociado con el campo magnético y específicamente con el fenómeno de almacenamiento de energía a través de la inductancia, de tal forma que cuando un conductor genera un campo magnético variable debido a que circula por él una corriente, induce en los conductores cercanos un voltaje que depende de la geometría y de la corriente que produce el campo inductor (Leyes de Lenz y Faraday).

La Ley de Faraday establece que un campo magnético variable en el tiempo, produce una tensión inducida en una espira abierta que atraviese, proporcional a su variación del flujo (E=-n dø/dt, donde n es el número de espiras).

La Ley de Lenz por otro lado establece que, cuando una espira cerrada es atravesada por un flujo magnético variable en el tiempo, la espira producirá una corriente de reacción que generará un flujo opuesto al que la atraviesa.

Los acoples inductivos generan desbalances en bajo voltaje debido principalmente a asimetrías en las configuraciones de los conductores en su recorrido, dado que las inductancias mutuas varían y en consecuencia los efectos de las fases entre si y con los demás conductores cercanos, producen inducciones diferentes, que no se anulan entre ellas.

Los efectos de los acoples inductivos son muy representativos en baja frecuencia y son de gran importancia durante fallas debido a las altas corrientes generadas.

La protección contra acoples inductivos es muy difícil por lo que la mejor alternativa es impedir

I

V

V2

R = R' + R1 1 M

R = R' + R2 2 M

R'2R'1

MR

1 V2

d

V1I

R , R : RESISTENCIAS PROPIAS

R : RESISTENCIA MUTUA

1

M

2

V



que existan campos magnéticos residuales, lo cual se logra con adecuadas transposiciones de conductores y garantizando que las corrientes de falla circulen por un único conductor de tierra ubicado en simetría geométrica con las fases.

Figura 10 Acople inductivo corriente inducida

Figura 11 Acople inductivo - voltaje inducido

Los lazos inductivos de tierra se generan cuando en una instalación existen caminos que cierran circuitos entre puestas a tierra, activando la posibilidad de que se produzcan corrientes debidas a la Ley de Lenz, lo cual contamina dichos sistemas. Por esta razón, en puestas a tierra utilizadas para señales de electrónica, se requiere generalmente que los cables de conexión a tierra de los equipos, conformen un sistema de cables aislados interconectados en forma de árbol, como ilustra la Figura 12.

Figura 12 Distribución de conductores de tierra en árbol

4.2.3 Acople capacitivo

El acople capacitivo está asociado con el campo eléctrico y con el fenómeno de almacenamiento de energía a través de las capacitancias, cuando dos conductores se encuentran geométricamente cercanos y uno de ellos presenta un potencial respecto a tierra, se crea un potencial en el otro conductor por efecto de que queda envuelto en el campo eléctrico del primer conductor, cuyo valor depende de la configuración y del voltaje del primer conductor, de tal forma

I

I'

LENZ

LAZO INDUCTIVO DE TIERRA

Lazo ind



que cualquier variación en el voltaje del primer conductor respecto de tierra, generará un cambio en el campo y afectará el voltaje en el otro conductor.

La Figura 13 ilustra el acople entre conductores y el divisor capacitivo que resulta para explicar la magnitud de tensión que se induce potencia reactiva.

Figura 13 Acople capacitivo en líneas

Figura 14 Acople capacitivo en transformadores, modelo simplificado

El acople capacitivo depende entonces de la relación entre las capacitancias del circuito conformadas por los conductores, razón por la cual se presenta también en transformadores, tal como se ilustra en la Figura 14.

La inducción por acople capacitivo es frecuentemente muy fácil de controlar a través del uso de pantallas electrostáticas, las cuales para este efecto solo requieren ser aterrizadas en un único punto y cuyo objeto es incrementar mucho la proporción de capacitancias C2/C12 que se ilustran en la Figura 13.

C12

1

2

2CV

12V = V x

12

C

C1+ 2

V= Variable o constante

FACTOR DE ACOPLE



4.3 Funciones de los sistemas de puesta a tierra

El objetivo principal de los sistemas de puesta a tierra es garantizar la seguridad de las personas durante fallas eléctricas.

En estado estacionario, las puestas a tierra disminuyen las tensiones de objetos metálicos que se encuentran influenciados por inducciones de objetos energizados.

Cuando se presentan las descargas atmosféricas, proporcionan un camino seguro para la corriente eléctrica del rayo.

Las funciones de los sistemas de puesta a tierra son:

- Garantizar las condiciones de seguridad de los seres vivos. - Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas. - Servir de referencia al sistema eléctrico. - Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla, electrostáticas y de rayo. - Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de referencia de los

equipos.

4.4 Concepto de resistividad y medida de resistividad

La resistividad se define como la propiedad de un material descrita por un esfuerzo constante indicando la oposición al flujo libre de electrones en el material, se refiere el esfuerzo del campo eléctrico para establecer la corriente de conducción. La resistividad se mide en Ω m y se puede calcular tomando muestras del material de acuerdo con lo indicado en la Figura 15 y la Figura 16 por medio de las expresiones dadas a continuación.

Para el caso de un cubo de 1 m de lado, se aplica una diferencia de potencial V en caras opuestas del cubo y la resistividad puede ser calculada como:

I

V

Donde

es la resistividad del material en [Ω m]

V es el voltaje aplicado entre dos caras opuestas del cubo en [V]

I Es la corriente medida en [A]

Para el caso de un material de sección transversal A y longitud L, se calcula como

L

AR

Donde

resistividad del material en [Ω m]

R resistencia del elemento calculada como el voltaje aplicado divida por la corriente generada, dada en [Ω]

A área de la sección trasversal de la muestra en [m2]

L longitud de la muestra en [m]



Figura 15 Concepto de resistividad

Figura 16 Cálculo de resistividad

En las medidas de resistividad se usa generalmente los métodos de Wenner y de Schlumberger-Palmer, recomendados por la norma ANSI/IEEE Std 81.

En el método de Wenner los electrodos se disponen en línea recta espaciados uniformemente y la resistividad aparente del suelo a una profundidad dada es la resistividad medida para un espaciamiento entre electrodos igual a dicha profundidad y está dada por la siguiente ecuación:

4 a R

12 a

a 4b

a

a b2 2 2 2

Donde:

a: distancia horizontal entre los electrodos

R: resistencia de puesta a tierra medida

b: profundidad de enterramiento de los electrodos

En el método de Schlumberger-Palmer los electrodos se disponen en línea recta espaciados en forma progresiva, requiriéndose que la separación entre los electrodos de potencial sea igual a la profundidad a la cual se desea medir la resistividad. La resistividad aparente del suelo a una profundidad d (igual al espaciamiento entre los electrodos de potencial), se puede determinar como:

c c + d

dR

Donde:

c: distancia horizontal entre los electrodos de corriente y potencial

d: distancia horizontal entre los electrodos de potencial

R: resistencia de puesta a tierra medida



En la Figura 17 se muestra el esquema de conexión para los dos métodos.

Método de Wenner

Método de Schlumberger-Palmer

Figura 17. Métodos de medición de resistividad

4.4.1 Procesamiento de medidas de resistividad

El método de las dos capas consiste en la modelación del suelo en dos capas de resistividad uniforme con base en los valores de resistividad tomados en el terreno. Este modelo sirve para estudiar el comportamiento del sistema de puesta a tierra frente a fallas originadas por condiciones atmosféricas o en el sistema de potencia. En la Figura 18 se ilustra el significado del modelo de dos capas.

Figura 18. Esquemático del modelo de las dos capas

Donde:

1: Resistividad de la capa superior del terreno

2: Resistividad de la capa inferior del terreno

Pocas medidas Cuando se dispone de escasas mediciones para pocas profundidades (caso de subestaciones muy pequeñas, líneas de transmisión, etc.) se recomienda el uso del método de Tagg el cual no tiene procesamientos estadísticos y permite al diseñador escoger por sí mismo los valores más razonables para 1, 2 y h.

Múltiples mediciones Para subestaciones grandes, en las que el área de la subestación es apreciable se recomienda hacer múltiples mediciones para varias profundidades. La secuencia de profundidades más recomendable es 2, 4, 8, 16 y 32 m y para cada profundidad se recomienda un número de



mediciones entre 4 y 10. Si el número de mediciones para cada profundidad es menor de 4 se usa el promedio como resultante para cada profundidad. Si se tiene más de 4 medidas por cada profundidad se recomienda hacer un tratamiento más exhaustivo normalizando las mediciones a través de una transformación de Box-Cox y adoptando el criterio de obtener la resistividad del 70% de probabilidad no ser excedida. Los resultados serán obviamente, más confiables mientras se disponga de más mediciones.

Cuando se mide a profundidades grandes (más de 32 m) el método de Wenner no es ya confiable y se recomienda usar el método de Schlumberger Palmer.

Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación y luego de procesarlas estadísticamente para obtener una equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar entre las diversas separaciones a la ecuación teórica que produciría un modelo de dos capas.

n n

12 2

n = 1

2 1

2 1

K K = 1 + 4 -

1 + (2 n h/a) 4 + (2 n h/a)

+

a

K

Donde,

= Resistividad aparente

1 = Resistividad de la primera capa

2 = Resistividad de la segunda capa

h = Profundidad de la primera capa

a = Profundidad de la medida

NOTA: Para el caso de las medidas registradas con el método Schlumberger Palmer se cambia el

4 de la fórmula por la expresión 2 1c

d

y a se cambia por d

Se varían 1, 2 y h para tratar de minimizar la diferencia entre la curva teórica y las mediciones

de campo.

Esta aproximación se puede hacer de tres formas:

Minimizando el error cuadrático medio entre las resistividades aparentes (medidas y teóricas).

Minimizando el valor absoluto de la diferencia entre las resistividades aparentes.

Hacer un ajuste gráfico superponiendo la curva de resistividad aparente a las curvas teóricas.

Los procesos de minimización cuadrática presentan normalmente el mejor resultado y dada la no linealidad de las ecuaciones, exigen un proceso iterativo para acercarse a la solución.

Estos métodos sin embargo presentan una alta tendencia a la inestabilidad numérica debido a la gran no linealidad de las ecuaciones. La solución a este inconveniente puede lograrse a través del uso de la aproximación. La Figura 19 muestra un ejemplo de ajuste de un modelo de dos capas.



Figura 19. Ajuste modelo de 2 capas

4.5 Mediciones de resistencia de puesta a tierra

4.5.1 Método de la caída de potencial

Se inyecta una corriente al sistema de puesta a tierra a medir (E) cerrando el circuito por medio de un electrodo remoto (C2) y se registra la diferencia de potencial entre el sistema de puesta a tierra y el electrodo de potencial (P2) ubicado en línea recta entre la puesta a tierra y el electrodo de corriente, tal como se muestra en la Figura 20.

Figura 20. Método de la caída de potencial

Si el suelo es uniforme y la distancia entre la malla y el electrodo de corriente es apreciable en relación con las dimensiones de la malla, el valor de resistencia de puesta a tierra se obtiene para una separación del electrodo de potencial a la malla de tierra, igual al 61,8% de la distancia entre ésta y el electrodo de corriente, sin embargo en el caso de mallas de gran tamaño, el valor de la resistencia de puesta a tierra puede encontrarse a una distancia más cercanas a de la malla, por lo tanto es necesario trazar la característica de resistencia de puesta a tierra contra distancia para detectar la zona de equilibrio donde las influencias entre la resistencia propia del electrodo y de la malla de puesta a tierra se anulan.

4.5.2 Método de suma de resistencias

Con este método se determina si un sistema de puesta a tierra está interconectado con otras puestas a tierras. Se registra la suma de la resistencia total de las dos puestas a tierra interconectadas:

R12 = R1 + R2

Donde,



R12: Resistencia total

R1: Resistencia a medir

R2: Resistencia auxiliar

Con la aplicación de este método no es necesario desconectar los cables de puesta a tierra. La Figura 21 ilustra el principio de aplicación del método.

Uso de pinza Uso de telurómetro

Figura 21 Método de la suma de resistencias

4.6 Criterios de diseño de sistemas de puestas a tierra

Los sistemas de puesta a tierra son el pilar de la seguridad eléctrica, la cual está orientada en primer lugar a proteger a los seres vivos y en segundo lugar a proteger los sistemas eléctricos, en este orden de ideas los criterios fundamentales para el diseño de los sistemas de puesta a tierra son:

- Proteger a los seres vivos controlando tensiones de toque, paso y transferidas, estas tensiones dependen del GPR y la equipotencialización lograda por el reticulado de la malla y las conexiones entre las estructuras y equipos con la malla, el GPR depende de la corriente de falla, la distribución de corrientes a tierra y el valor de puesta a tierra de la malla, adicionalmente el reticulado de la malla ayuda con el control de las tensiones de toque y paso.

- Proteger los sistemas eléctricos minimizando las sobretensiones que pueden afectar el aislamiento de los equipos.

En general las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta a la hora de diseñar sistemas de puesta a tierra:

- La premisa fundamental es el control de tensiones de toque, paso y transferidas - El cable de la malla debe ser dimensionado para la situación más crítica de conducción de

corriente en la malla, en general esta corriente es menor que la corriente máxima de falla de la subestación.

- En subestaciones en general cada equipo tiene una cola para equipo y otra para estructura, por ambas colas circulará corriente de falla, por lo que una cola no conducirá el 100% de la corriente de falla.

- El GPR debe ser inferior al máximo permitido por los equipos y a lo indicado en la normatividad.

- Un valor de puesta a tierra bajo es deseable para disminuir el GPR y las sobretensiones que se presentan en la subestación, sin embargo no está definido un valor estándar.

- Los materiales del sistema de puesta a tierra deben ser escogidos de forma que soporten la corrosión durante su vida útil. El RETIE habla de 15 Años para los electrodos de puesta a tierra luego de su instalación.

- Al asignar la trayectoria de cables enterrados deben considerarse las fundaciones de las estructuras a fin de evitar atravesarlas. Se recomienda en primer lugar trazar trayectorias con el objetivo de llegar a los equipos, realizar un chequeo del control de las tensiones de toque y paso, luego en segundo lugar añadir retículas donde sea necesario para lograr el control.

- Es fundamental realizar una adecuada simulación de la distribución de corrientes a tierra que



considere cables de guarda e interconexiones de sistemas de puesta a tierra y neutros de transformadores.

- El escenario de simulación para la distribución de corrientes a tierra debe considerar al menos 20 años a futuro lo que implica evaluar futuras interconexiones y nueva generación en la zona con el correspondiente aumento del cortocircuito.

4.7 Distribución de corrientes a tierra

Uno de los temas más críticos en las puestas a tierra es la distribución de corrientes, básicamente porque define el GPR. A continuación se explican los aspectos clave a tener en cuenta para el cálculo de distribución de corrientes a tierra

4.7.1 Tipo de falla

No puede establecerse radicalmente cuál es el tipo de falla que causa un mayor flujo de corriente hacia tierra. Aunque normalmente se cree que es la falla monofásica, es muy frecuente que sea la falla bifásica a tierra, especialmente en sitios cercanos a transformadores con devanado compensador.

4.7.2 Ubicación de la falla

Se deben explorar fallas dentro y fuera de la subestación, las fallas dentro de la subestación tienden generalmente a ser más peligrosas cuando se tienen autotransformadores en la subestación.

Las fallas fuera de la subestación tienden a ser más peligrosas cuando el circuito es radial (la subestación actúa como fuente).

Las fallas fuera de la subestación comprenden los primeros 3 vanos de cada línea de la subestación.

4.7.3 Niveles de tensión

Se deben explorar las fallas en los distintos niveles de tensión. La tendencia normal es que los niveles de cortocircuito aumenten al disminuir el nivel de tensión.

4.7.4 Resistencia de falla y de la malla

Normalmente las resistencias de falla y de la malla se desprecian, sin embargo durante fallas en baja tensión (menos de 13,2 kV) el despreciar la resistencia de la malla con el convencimiento de hacer cálculos conservativos, es erróneo, ya que en la gran mayoría de los casos la influencia de dicha resistencia es determinante de la corriente que debe disipar la malla y despreciarla conduce a cálculos excesivamente conservativos. Debe observarse que en un diseño de mallas de tierra con estas consideraciones el proceso se torna iterativo (se estima una resistencia preliminar para la malla, se calcula la corriente a disipar, se diseña la malla, se calcula el nuevo valor de resistencia, se corrige la corriente de diseño y se recalcula la malla).

La consideración de la resistencia de falla es más difícil de adoptar debido a que normalmente es muy difícil saberla, no obstante se puede tomar en casos de líneas de distribución un valor inferior al menor valor de puesta a tierra en los postes (en caso de que la línea no tenga neutro).

4.7.5 Influencia de los cables de guarda

Una de las principales consideraciones en el diseño de la malla es establecer la proporción de corriente a tierra que se deriva por los cables de guarda hacia las puestas a tierra de las torres de las líneas de transmisión que llegan a la subestación o de mallas de tierra interconectadas con la malla a diseñar.

La proporción de la corriente que se deriva por los cables de guarda es función de la impedancia de los cables de guarda, de la resistencia de puesta a tierra de las torres, del vano medio entre las torres, de la distancia cable de guarda-conductor de fase, de la presencia o no de otros cables de guarda y de la resistencia de puestas a tierra de la subestación.



En la práctica el acople inductivo entre el conductor de fase que porta la corriente de falla y el cable de guarda cercano y paralelo al mismo, puede ser tal que disminuya apreciablemente la corriente que porta el cable de guarda. La Figura 22 muestra la distribución de corrientes en una subestación típica.

Figura 22 Distribución de corrientes en falla monofásica

4.7.6 Simulación en programas de computador

Actualmente el método para calcular la distribución de corrientes a tierra es realizar la simulación en el EMTP/ATP con modelos a frecuencia industrial. Debe tenerse presente que no toda la corriente de falla genera GPR por lo cual es fundamental una adecuada simulación. La Figura 23 ilustra la situación descrita.

Figura 23 Distribución de corriente en falla de monofásica, aporte transformador (rojo) aporte sistema (azul)

El montaje de una red debe tener en cuenta los siguientes puntos:



Escenario de Simulación El escenario de simulación debe considerar la vida útil del sistema de puesta a tierra, esto significa estimar el aumento de cortocircuito por cada una de las líneas de la subestación, para esto se recomienda considerar un horizonte de mínimo 20 años en los cuales se prevea nueva generación en la zona y nuevas interconexiones. El escenario seleccionado debe considerar la condición de máximas corrientes de cortocircuito y máximos voltajes en barras.

Equivalentes de cortocircuito Normalmente los niveles de cortocircuito se obtienen de programas de flujo de carga que tienen modelada toda la red del área o país, sin embargo debe tenerse mucho cuidado en modelar adecuadamente los equivalentes primero por la conexión del neutro, la cual debe considerar el valor de puesta a tierra equivalente o de la subestación y segundo porque debido a la complejidad de las redes y la cantidad de interconexiones existe el riesgo de calcular cortocircuitos retroalimentados llevando a una situación de sobre diseño.

Modelos de líneas Los modelos de líneas deben considerar fielmente la topología de los conductores porque afecta la corriente que portan los cables de guarda durante la falla. Generalmente se usa el modelo PI calculado a 60 Hz por medio de la subrutina LCC del ATP.

Al usar LCC en los modelos de líneas con cables de guarda siempre es necesario tratar el cable de guarda como una fase más para poder conectarlo exteriormente y emular adecuadamente la distribución de corrientes a tierra.

Transformadores Los transformadores son esenciales en los estudios de distribución de corrientes a tierra por varias razones. En primer lugar la conexión de neutro y el tipo de aterrizamiento cambian los aportes de corriente de cortocircuito, en segundo lugar su conexión en ocasiones altera la impedancia equivalente de cortocircuito como por ejemplo transformadores Y-D en vacío en la delta y transformadores Zigzag. Por otro lado de acuerdo con el punto de falla la no linealidad puede afectar las corrientes de cortocircuito que aportan.

4.8 Metodología de diseño

Los principales pasos a desarrollar dentro de un diseño de mallas de tierra son:

- Obtener y procesar medidas de resistividad. - Hacer un diseño preliminar (obtener valores aproximados de resistencia). - Calcular la distribución de corrientes a tierra y el GPR - Dimensionar el calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión - Calcular los potenciales de paso, toque y transferidos - Modificar el diseño preliminar. - Verificar el diseño final

4.8.1 Obtener y procesar medidas de resistividad

Se recomienda hacer la medida de mínimo 4 ejes en las direcciones indicadas en la Figura 24 y procesar los datos de acuerdo con lo indicado en el numeral 4.4.



Figura 24. Ejes mínimos para medición de resistividad del terreno

4.8.2 Hacer un diseño preliminar

Como se mencionó en los criterios se recomienda trazar trayectorias con el objetivo de llegar a los equipos considerando las fundaciones de las estructuras de soporte. La versión preliminar debe considerar lo siguiente:

- Cable a 1 m por fuera de la malla de cerramiento con varillas de puesta a tierra en las esquinas, debe interconectarse con la malla interna cada 20-50 m dependiendo de la resistividad.

- Cable haciendo un rectángulo alrededor de los transformadores a 0.5 ó 1 m por fuera de la fundación

- Cable haciendo un rectángulo por fuera de los pórticos a una distancia de 1 m - Instalar varillas en bajantes de apantallamiento, descargadores de sobretensión y neutros de

transformadores - Trazar retículas mínimas para llevar colas a equipos en los campos

4.8.3 Calcular la distribución de corrientes a tierra

La distribución de corrientes debe simularse en un programa como el ATP siguiendo las recomendaciones dadas en el numeral 4.7.

4.8.4 Calibre del conductor de la malla y de las colas de conexión

Al dimensionar el calibre de la malla debe tenerse en cuenta que cualquier corriente que entre a un conductor de la malla tendrá una división. Para arreglos de cableado típicos de subestaciones donde se tiene buen nivel de simetría, en el caso más extremo un conductor de la malla deberá soportar el 75% de la corriente que se inyecta por una cola.

Una vez definido el valor de la corriente para evaluación de la soportabilidad del conductor se calcula la sección mínima de acuerdo con la formulación de la IEEE 80 descrita a continuación:

2

4

1

10ln

mm

o m

c r r o a

A IK TTCAP

t K T

Donde

I Corriente rms en kA

2mmA Sección mínima del conductor en mm2

mT Máxima temperatura permitida en °C

aT Temperatura ambiente °C

rT Temperatura de referencia del material en °C



o Coeficiente térmico de la resistividad a 0° en 1/°C

r Coeficiente térmico de la resistividad a en 1/°C

r Resistividad del conductor de tierra a la temperatura de referencia en μΩ-cm

oK 1 o ó 1 o rT en °C

ct Tiempo de duración de la corriente en s

TCAP Capacitad térmica por unidad de volumen en J/(cm3°C)

La norma IEEE 80 sugiere utilizar tiempos de 1 s para subestaciones grandes y 3 s para subestaciones pequeñas, estos tiempos son muy conservativos teniendo en cuenta que durante fallas en subestaciones las protecciones de respaldo actúan en menos de 500 ms por lo cual se recomienda utilizar 500 ms para la selección del conductor de la malla.

4.8.5 Calculo de potenciales de paso, toque y transferidos

Actualmente se usan programas de computador para calcular las tensiones superficiales con las cuales se estiman las tensiones de toque, paso y trasferidas.

Ingeniería especializada ha desarrollado un programa para análisis de sistemas de puesta a tierra llamado "IEB MALLAS", el cual hace uso del método de la matriz combinada de resistencia, el método integral para la evaluación de tensiones a lo largo de los segmentos de un conductor y el método de las imágenes para el modelo de las dos capas.

Normalmente los datos de entrada de los programas de simulación son el GRP, los datos del modelo de dos capas y de la capa de superficial, el tiempo máximo de duración de la falla y la indicación de las áreas donde se calcularán los potenciales.

Los valores obtenidos de la simulación se comparan con los valores tolerables que se calculan con las siguientes expresiones

Voltaje de paso para una persona de 50 kg y 70 kg

50

0.1161000 6paso s s

s

V Ct

70

0.1571000 6paso s s

s

V Ct

Voltaje de toque para una persona de 50 kg y 70 kg

toque 50

0.1161000 1.5 s s

s

V Ct

toque 70

0.1571000 1.5 s s

s

V Ct

Donde

resistividad de la primera capa del terreno

s resistividad de la capa superficial o de cascajo

st tiempo de duración de la falla, se recomienda 0.5 s

rT



sC factor de reducción que depende del espesor de la capa de cascajo o capa superficial

sh espesor de la capa de cascajo o capa superficial

0.09 1

12 0.09

s

s

s

Ch

La Figura 25 muestra una malla simulada en el programa IEB Mallas y los perfiles para la evaluación de las tensiones de toque y paso. Los resultados de las tensiones de toque y paso se muestran de la Figura 26 a la Figura 28 en diferentes formatos.

Figura 25 Malla simulada y perfiles en el programa IEBMallas



Figura 26 Resistencia de puesta a tierra y valores máximos de tensiones de toque y paso

Figura 27 Tensiones de toque - perfiles

Figura 28 Tensiones de paso - perfiles

Resultados del ProgramaResistencia de la malla (W)

Cs

Tensiones de toque y de paso Toque (V) Paso (V)Tolerable 676.98 2215.79

Perfil 1 489.54 82.36

Perfil 2 475.12 79.37

Perfil 3 473.99 79.39

Perfil 4 485.28 81.57

Perfil 5 505.62 78.08

Perfil 6 451.50 62.85

Perfil 7 503.34 88.98

Perfil 8 163.63 107.64

Perfil 9 174.92 113.28

Perfil 10 167.35 82.62

Perfil 11 521.65 103.99

Perfil 12 419.48 68.80

Perfil 13 359.23 68.36

Perfil 14 351.10 63.66

Perfil 15 282.06 51.30

Perfil 16 436.17 69.43

Perfil 17 236.13 88.69

Perfil 18 225.78 91.88

Perfil 19 211.47 45.26

Perfil 20 213.47 45.15

Perfil 21 449.61 110.92

Perfil 22 480.24 102.86

Perfil 23 496.97 117.79

Perfil 24 431.48 107.50

0.695

Valor0.105

Tensiones de Toque

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 50 100 150 200 250

Distancia (m)

Ten

sió

n (

V)

Tolerable

Perfil 1

Perfil 2

Perfil 3

Perfil 4

Perfil 5

Perfil 6

Perfil 7

Perfil 8

Perfil 9

Perfil 10

Perfil 11

Perfil 12

Perfil 13

Perfil 14

Perfil 15

Perfil 16

Perfil 17

Perfil 18

Perfil 19

Perfil 20

Perfil 21

Perfil 22

Perfil 23

Perfil 24

Tensiones de Paso

0

500

1000

1500

2000

2500

0 50 100 150 200 250

Distancia (m)

Ten

sió

n (

V)

Tolerable

Perfil 1

Perfil 2

Perfil 3

Perfil 4

Perfil 5

Perfil 6

Perfil 7

Perfil 8

Perfil 9

Perfil 10

Perfil 11

Perfil 12

Perfil 13

Perfil 14

Perfil 15

Perfil 16

Perfil 17

Perfil 18

Perfil 19

Perfil 20

Perfil 21

Perfil 22

Perfil 23

Perfil 24



Figura 29 Tensiones de toque – grafico 3D



5 APANTALLAMIENTO CONTRA DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

Normalmente los impactos de rayos en las instalaciones ocasionan daños en el techo, en algunas ocasiones y de acuerdo con el material del techo puede iniciarse un incendio con graves consecuencias.

Cuando el acero de las columnas no es eléctricamente continuo y la descarga ingresa al acero estructural se producen puntos con alta resistencia que generan grandes esfuerzos haciendo que el concreto se agriete o explote.

Tradicionalmente las iglesias han sido los lugares más altos en muchos sitios es común ver dañadas sus partes más altas e incluso se puede apreciar en muchas ocasiones la trayectoria de la corriente.

En edificio el desprendimiento de material como consecuencia del impacto de un rayo es bastante peligroso debido a la circulación de personas y vehículos. La Figura 30 muestra el caso típico de impacto en la esquina con el efecto de desprendimiento de material.

Figura 30 Desprendimiento de material en edificio por impacto de rayo

5.1 Efectos de los rayos en estructuras y acometidas IEC 62305 - NTC 4552

5.1.1 Efectos del rayo en estructuras

El rayo que afecta a una estructura puede causar daño a la estructura misma, a sus ocupantes y a su contenido, incluyendo fallas en sistemas internos. Los daños y las fallas pueden extenderse a los alrededores de la estructura, incluso pueden envolver el medio ambiente local. La escala de esta extensión depende de las características de la estructura y de las características de la descarga atmosférica.

La Tabla 1 muestra los efectos del rayo en diversos tipos de estructura de acuerdo con la norma NTC 4552

Tabla 1 Efecto de los rayos sobre estructuras típicas

Tipo de estructura según la función y/o el contenido

Efectos del rayo

Casa de habitación

Perforación de instalaciones eléctricas, fuego y daños materiales

Daño limitado normalmente a los objetos expuestos al punto de toque o a la trayectoria de la corriente del rayo.

Falla de equipo eléctrico y electrónico y de sistemas instalados (ej. Sistemas de TV, computadoras, módems, teléfonos, etc.)



Tipo de estructura según la función y/o el contenido

Efectos del rayo

Edificación rural

Riesgo primario de fuego y tensiones de paso peligrosas, así como

daño material.

Riesgo secundario causado por pérdida de energía eléctrica, y peligro de vida del ganado debido a la falta de control electrónico de sistemas de ventilación y de suministro de alimentos, etc.

Teatro, Hotel, Escuela,

Almacén grande, Área deportiva

Daño de instalaciones eléctricas (ej. iluminación eléctrica)

probablemente causa de pánico.

Falla de alarmas contra incendio, dando por resultado retrasos en las medidas de extinción del fuego

Banco, Compañía de seguros

Centros comerciales, etc.

Situaciones como las anteriores, más problemas resultado de pérdida de comunicación, falla de computadoras y pérdida de datos

Hospital, Clínica de reposo, Prisión Situaciones como las anteriores, más complicaciones con las personas en cuidados intensivos, y dificultades de rescatar a gente inmóvil.

Industria Efectos adicionales dependiendo del contenido de la fábricas, extendiéndose de menor importancia por daño inaceptable y pérdida de la producción.

Museos y sitios arqueológicos

Iglesias Pérdida de patrimonio cultural irreemplazable.

Telecomunicaciones, Centrales

eléctricas Pérdidas inaceptables de servicio al público.

Fábrica de fuegos artificiales

Trabajos con municiones Fuego y explosión de la planta y a sus alrededores.

Planta química, Refinería

Central nuclear , Laboratorios bioquímicos y plantas

Fuego y mal funcionamiento de la planta con consecuencias perjudiciales al ambiente local y global.

5.1.2 Efectos del rayo en acometidas

La Tabla 2 muestra los efectos del rayo en acometidas típicas.

Tabla 2 Efectos del rayo en acometidas típicas

Tipo de acometida Efectos del rayo

Líneas de telecomunicaciones

Daños mecánicos de la línea, derretimiento de pantallas y conductores, falla del aislamiento del cable y falla primaria del equipo principal causa de inmediata pérdida del servicio.

Fallas secundarias en los cables de fibra óptica con daño del cable pero sin pérdida del servicio.

Líneas de Energía

Daños en los aisladores de líneas aéreas de baja tensión.

Perforaciones del aislamiento del cable de la línea, falla del aislamiento del equipo de la línea y de transformadores con la consecuencia de perder el servicio.

Tuberías de agua Daños a los equipos de control eléctrico y electrónico,

probablemente causando la pérdida del servicio.

Tuberías de gas, Tuberías de combustible

Perforaciones de empaques no metálicos probablemente causando fuego y/o la explosiones.

Daños a equipos de control eléctrico y electrónico probablemente causando pérdida del servicio.



5.2 Fenómeno del rayo

5.2.1 Formación de la descarga

Durante el transcurso de una tormenta, debido a la interacción entre las columnas de aire y el agua contenida en las nubes, se favorece la formación de iones particulares que contiene la atmósfera, como resultado de un proceso adiabático (sin intercambio de calor. Se ha encontrado que normalmente los iones positivos tienden a ubicarse en la parte alta de las nubes tormentosas (cumulus limbus), mientras los negativos tienden a hacerlo en la parte baja de la nube. Además, la tierra también se carga generalmente con iones positivos resultantes del campo eléctrico marcadamente negativo de la parte inferior de las nubes. Todo ello genera una diferencia de potencial eléctrico que puede alcanzar varias centecenas de millones de voltios que acaban originando descargas eléctricas entre distintos puntos de una misma nube, entre nubes distintas o entre la nube y la tierra.

Los rayos o descargas atmosféricas pueden entonces ser definidas como descargas transitorias de energía electrostática almacenada en los centros de carga de las nubes, que una vez rompen el dieléctrico del aire, se traducen en altas corrientes que ocurren entre nube y tierra, nube y ionosfera o dentro de la misma nube, siendo este último tipo el más frecuente. Para el caso de este documento, las descargas atmosféricas entre nube y tierra serán las de interés.

5.2.2 Tipos de descargas

Las descargas atmosféricas entre nube y tierra pueden dividirse en cuatro tipos:

- Descarga nube - tierra negativa (NTN) - Descarga nube - tierra positiva (NTP) - Descarga tierra - nube negativa (TNN) - Descarga tierra - nube positiva (TNP)

La proporción de la polaridad de los rayos nube-tierra se ha establecido a partir de mediciones directas, entre el 90 % y 95 % para polaridad negativa y entre el 5 % y 10 % para positiva, aunque existen indicios, al menos para el caso colombiano, de que dicha proporción puede cambiar significativamente en ciertas épocas de año, y en ciertos sitios, para determinadas condiciones meteorológicas, hipótesis que requiere muchos más datos para poderse corroborar, a partir del análisis estadístico temporal de las bases de datos de los Sistemas de Detección de Descargas atmosféricas de ISA (RECMA) o EPM.

Las descargas nube-tierra se propagan por medio de un líder descendente a una velocidad promedio de 2 x 105 m/s. Las descargas NTN se inician en la parte baja de la nube, en la región de carga negativa. Las descargas NTP son originadas por la región superior de carga positiva de la nube, ocurriendo con más frecuencia en las últimas etapas de la tormenta debido al desplazamiento y separación horizontal de las cargas positivas con respecto a la región negativa, lo cual disminuye el efecto de apantallamiento de ésta a tierra. Este tipo de descarga no presenta pasos escalonados tan marcados como la negativa pero tiene corrientes pico y cargas transferidas mucho mayores.

Las descargas tierra-nube son iniciadas por líderes ascendentes originados generalmente por picos de montañas y estructuras altas hechas por el hombre y cuya velocidad es similar a la del líder de la descarga descendente. Las descargas TNP son más frecuentes que las TNN.

La guía de un rayo o líder escalonado, originada en una nube cargada, progresa en formas de pasos discretos de una longitud variable (entre 10 m y 250 m para rayos negativos)

La longitud predominante de los pasos es 50 m y cada paso tiene una dirección variable de acuerdo con las condiciones atmosféricas, Figura 31

Únicamente cuando la punta de la guía del rayo llega dentro de una distancia igual a la llamada "distancia de descarga" de un cuerpo de polaridad contraria, empieza a progresar en dirección a éste. Para ese entonces, se forma una pequeña descarga eléctrica desde el objeto, dirigida al encuentro de la guía (chispa de retorno).



Una vez la guía del rayo encuentra la chispa de retorno, se establece una ruta ionizada entre la nube y el objeto, por la que circula una corriente hacia la nube (corriente de retorno) que corresponde a la neutralización de la carga de la misma.

La magnitud de la corriente del líder escalonado o guía del rayo es del orden de las decenas de Amperios, mientras que la corriente de retorno es del orden de las decenas de kilo-Amperios.

La forma de la corriente de descarga se compone generalmente de un pico que corresponde a la neutralización de la punta del líder escalonado (sitio donde más se concentra carga por efecto de cercanía a la polaridad opuesta), seguido de una cola que puede incluso cambiar de polaridad en función de las ondas reflejadas en la tierra y de las ramas del líder que deben ser neutralizadas.

Figura 31 Proceso de formación de la descarga

La corriente de rayo se compone de una o varias descargas:

Descargas cortas, con duración menor a 2 ms. Figura 32.

Descargas largas, con duración mayor a 2 ms. Figura 33.

Figura 32. Definición de parámetros de descargas de corta duración (T2<2 ms)

C en tro d e ca rg a cad a u n o co n u n cam p o e lé c trico p ar ticu la r

L íd er esc a lo n ad o

1 0 a 2 0 p aso s d e l líd e r esc a lo n a d o

C h is p a d e re to rn o

N eu tra liza ram as C o rr ie n te d e

re to rn o

N eu tra liza

e l c an a l

C an a l io n iz ad o

D e sca rg a d e n tro d e la n u b e p o ste rio r a la d e sca rg a a tie r ra



Figura 33. Definición de parámetros de descargas de larga duración (2 ms < TLong <1 s)

Una clasificación más precisa de las descargas se realiza de acuerdo con su polaridad y su posición; la Figura 34 muestra las posibles componentes para rayos descendentes y la Figura 35 lo hace para los rayos ascendentes.

Figura 34. Posibles componentes para rayos descendentes (normalmente en territorios planos y hacia estructuras bajas), según IEC 62305



Figura 35. Posibles componentes para rayos ascendentes (normalmente hacia estructuras altas), según IEC 62305

5.2.3 Parámetros de las descargas

Los parámetros de corriente del rayo son dados por la IEC 62305. La distribución de estos parámetros se considera Log-normal.

La siguiente ecuación muestra la función de densidad de probabilidad de una distribución log-

normal, con media y desviación estándar.

/ln

2

1exp

2

1)(

x

xxf

Donde:

: Media

: Desviación Estándar

La corriente pico dada por la IEC 62306 puede ser usada para la determinación de la probabilidad de obtenerse la corriente pico de una descarga.

Una relación simplificada para el uso estadístico del pico de la corriente es planteada por la norma IEEE std 998-1996. Las siguientes relaciones corresponden a la probabilidad de que un determinado valor de pico de corriente (I) negativa o positiva, de una primer descarga que impacta sobre un conductor o estructura, sea superado.

%100

311

1)(

6,2

I

IP %100

401

1)(

06,1

I

IP



Polaridad Negativa Polaridad Positiva

Donde:

P(I): probabilidad de que la corriente I sea superada, [%]

I: corriente pico, [kA]

La Figura 36 muestra la relación para la corriente con polaridad negativa (Anderson).

Figura 36 Gráfico de probabilidad de que se supere una corriente I de una descarga negativa que impacta un conductor o estructura (Anderson)

Figura 37 Gráfico de probabilidad de que se supere una corriente I de una descarga negativa que impacta un conductor o estructura, de acuerdo con Mouse IEEE std 998-1996

La Figura 37 muestra la relación para la corriente con polaridad negativa (Mousa).

5.2.4 Cantidad de descargas a tierra

La DDT (Densidad de Descargas a Tierra) es un parámetro frecuentemente utilizado para estimar el riesgo asociado con el rayo, y generalmente se mide a través del nivel ceráunico, que permite cuantificar la cantidad de días tormentosos en el año para una zona determinada. De acuerdo con la norma colombiana, se sugiere que la DDT para Colombia se puede estimar como:

56,1017,0 NCDDT

Donde:

DDT: Densidad de descargas a tierra, [Rayos/km2/año]

NC: Nivel ceráunico; [Días tormentosos/año]

Sin embargo, esta forma de estimar la DDT no es confiable ya que no discrimina el número de



rayos en un mismo día (se cuenta días y no rayos), y es menos recomendable para el caso colombiano, donde ya se dispone de un sistema de medición y ubicación de rayos en cabeza de ISA (sistema RECMA).

Tabla 3 Densidad de descargas a tierra de las principales ciudades y poblaciones de Colombia, de acuerdo con la NTC 4552

Ciudad Latitud Longitud Densidad promedio

(Rayos/km2/año)

Barranquilla 10,9 -74,8 1

Cartagena 10,5 -75,5 2

Corozal 9,3 -75,3 3

El Banco 9,1 -74,0 10

Magangue 9,3 -74,8 5

Montería 8,8 -75,9 2

Quibdo 5,7 -76,6 9

Santa Marta 11,1 -74,2 2

Tumaco 1,8 -78,8 1

Turbo 8,1 -76,7 5

Valledupar 10,4 -73,3 2

Riohacha 11,5 -72,9 2

Armenia 4,5 -75,8 2

Barranca 7,0 -73,8 7

Bogota 4,7 -74,2 1

Bucaramanga 7,1 -73,1 1

Cali 3,6 -76,4 1

Cúcuta 7,9 -72,5 1

Girardot 4,3 -74,8 5

Ibagué 4,4 -75,2 2

Ipiales 0,8 -77,6 1

Manizales 5,0 -75,5 2

Medellín 6,1 -75,4 1

Neiva 3,0 -75,3 1

Ocaña 8,3 -73,4 2

Pasto 1,4 -77,3 1

Pereira 4,8 -75,7 4

Popayán 2,4 -76,6 1

Remedios 7,0 -74,7 12

Villavicencio 4,2 -73,5 1

Bagre 7,8 -75,2 12

Samaná 5,4 -74,8 9

5.3 El modelo electrogeométrico

Si bien los parámetros de la descarga son conocidos como un fenómeno aleatorio, el modelo electrogeométrico plantea que una vez asumida una corriente de retorno, el último paso del líder escalonado estadísticamente manejable, con una media y desviación estándar calculada en pruebas de laboratorio y a partir de fotografías y lecturas de rayos reales.

La principal hipótesis en la que se basa el modelo electrogeométrico es que la carga espacial contenida en la punta del líder escalonado, previa a la descarga de retorno, está relacionada con la magnitud pico esperada de la corriente del rayo. Con base en estudios teóricos y experimentales de la tensión de ruptura dieléctrica de grandes espacios interelectródicos.

Varios investigadores han trabajado en la expresión que relaciona la magnitud máxima de la



corriente de retorno y la distancia media de impacto (Distancia de Descarga). Wagner desarrolló una primera expresión para la relación entre la distancia de impacto y la corriente, esta expresión se aplicaba para conductores y cables de guarda y para descargas a tierra; posteriormente varios investigadores fueron presentado cambios, Young, Whitehead, Love, Anderson, Mousa. Los cambios obedecen a ajustes de acuerdo con las mediciones, y a diversos errores que han sido detectados en las consideraciones de cada formulación. La Tabla 4 presenta un resumen de la evolución de las formulaciones para la distancia de impacto.

Tabla 4 Evolución de los parámetros de la ecuación de la distancia de impacto

La Figura 38 presenta el concepto.

Figura 38 Concepto de distancia de impacto (descarga), Sm, del método electrogeométrico



5.4 Apantallamiento contra descargas atmosféricas directas en edificaciones IEC 62305, NTC 4552, NFPA 780

5.4.1 Filosofía de las normas

La norma NFPA 780 ha sido por muchos años la principal referencia en cuanto a diseño de sistemas de apantallamiento, es una norma orientada a la instalación de sistemas de protección contra rayo, en esencia es una norma práctica desarrollada alrededor de la experiencia y parámetros del rayo en los Estados Unidos.

La Norma IEC 62305 es una publicación reciente (2006) que buscó mejorar la norma existente de protección contra rayos (IEC 61024), se divide en 4 partes, la primera de principios generales, la segunda el cálculo del riesgo, la tercera daño físico a estructuras amenazas contra la vida que da las pautas para el diseño del sistema de protección externo y la cuarta sistemas eléctricos y electrónicos en estructuras que básicamente se refiere a DPS.

En cuanto a fundamentación se refiere ambas normas consideran datos estadísticos del rayo y se usa el modelo electrogeométrico, sin embargo los parámetros utilizados son diferentes. La norma IEC presenta una fundamentación más robusta en cuanto al análisis del rayo y sus efectos en las edificaciones, este análisis conduce a una detallada formulación del cálculo del riesgo que involucra más de 50 variables en edificaciones complejas, mientras que en la norma NFPA el análisis del riesgo se enfoca en comparar la frecuencia de impactos con la frecuencia tolerable de impactos, estas variables consideran solo algunos aspectos de las edificaciones: localización y área, uso, material, contenido, ocupación y posibles efectos del rayo.

La norma IEC presenta 4 niveles de protección contra rayos que básicamente definen parámetros de rayo con una probabilidad de no ser superados y especifican la corriente de diseño para el sistema de protección externo, la norma NFPA define un radio de descarga de 45 m correspondiente a una corriente de diseño de 10 kA para edificaciones cubriendo el 91% de descargas y para zonas con riesgo de explosión define un radio de descarga de 30 m correspondiente a 5 kA. Los niveles de protección IEC I, II, III y IV definen radios de descarga de 20, 30, 45 y 60 m correspondientes a corrientes de diseño de 3, 5, 10 y 16 kA cubriendo el 99, 97, 91 y 84 % de las descargas respectivamente.

Tanto IEC como NFPA trabajan con la misma ecuación que relaciona el radio de descarga con la corriente, sin embargo la NTC 4552 (basada en IEC) ha modificado esta relación considerando los resultados de un trabajo doctoral, obteniendo para los niveles de protección I, II, III y IV radios de descarga de 35, 40, 50, 55 m correspondientes a corrientes de diseño de 17, 21, 26 y 30 kA con iguales probabilidades que IEC.

En términos de especificaciones de diseño del sistema de protección externo tanto IEC como NFPA cubren los temas básicos, sin embargo IEC profundiza más en varios temas como materiales, corrosión, acero estructural entro otros.

En el tema de la protección interna y los DPS la norma IEC es mucho más extensa que la norma NFPA. En la NFPA 780 se dan parámetros mínimos de los DPS ubicados en la entrada y máximos niveles de protección de acuerdo con el tipo de sistema de potencia, en la IEC 62305 para cada nivel de protección hay exigencias de los DPS y además de acuerdo con la zona o interfaz de zonas donde se ubique el DPS se exige que sea de una clase determinada de acuerdo con la norma IEC 61643.

En conclusión la norma IEC de protección contra rayos es una norma más robusta y compleja que la NFPA. La norma NFPA es más práctica y está enfocada principalmente al sistema de protección externo, la protección interna es tratada con profundidad en los EEUU en las normas IEEE y UL.

5.4.2 Daños y Pérdidas por los efectos del rayo

Cada tipo de daño, solo o conjuntamente con otros, pueden producir diferentes consecuencias perjudiciales en el objeto a proteger. El tipo de pérdida que puede aparecer depende de las características del objeto mismo.



Para propósitos de la norma son considerados los siguientes tipos de pérdidas:

L1 Pérdida de vidas humanas

L2 Pérdida de servicios públicos

L3 Pérdida de bienes culturales

L4 Pérdidas económicas

Las pérdidas del Tipo L1, L2 y L3 se pueden considerar como pérdidas de valor social, mientras que las pérdidas del Tipo L4 se pueden considerar como pérdidas económicas.

Las pérdidas que pueden asociarse con los impactos en o cerca de las estructuras son L1, L2, L3 y L4.

Las pérdidas que pueden asociarse con los impactos en o cerca de las acometidas de servicio son L2 y L4.

La relación entre la fuente de daño, el tipo de daño y la pérdida para las estructuras y para las acometidas se presenta en la Tabla 5 y Tabla 6 respectivamente.

Tabla 5 Daños y pérdidas en una estructura de acuerdo con diferentes puntos de impacto

Punto de Impacto Fuente de

Daño

Tipo de

Daño

Tipo de

Pérdida

Estructura

S1

D1

D2

D3

L1, L4(2)

L1, L2, L3, L4

L1, L2, L4

Cerca de la estructura

S2 D2**, D3 L1(1), L2, L4

Acometida de servicio

entrando a la estructura

S3

D1

D2

D3

L1, L4(2)

L1, L2, L3, L4

L1(1), L2, L4

Cerca de la acometida de servicio

S4 D3 L1(1), L2, L4

(1) Solo para estructuras con riesgo de explosión, hospitales u otra estructura en donde las fallas del sistema interno ponga en peligro la vida humana.

(2) Solo para propiedades donde exista pérdida de animales.

** En el caso de estructuras con riesgo de explosión.



Tabla 6 Daños y pérdidas en la acometida de servicio de acuerdo con diferentes puntos de impacto de rayo

Punto de impacto Fuente de daño Tipo de daño Tipo de pérdida

Acometida de Servicio S3 D2*,D3 L1, L2,L4

Cerca a la acometida de servicio

S4 D3 L2,L4

Estructura suplida S1 D2*,D3 L1,L2,L4

* En el caso de tuberías con empaques o bridas no metálicos transportando fluidos explosivos

5.5 Medidas de protección de acuerdo con IEC 62305 NTC 4552

Las medidas de protección se pueden adoptar para reducir el riesgo según el tipo de daño.

5.5.1 Zonas de protección contra rayo (ZPR)

Las zonas de protección contra rayos ZPR son un concepto tomado de la teoría de compatibilidad electromagnética.

Las protecciones aguas abajo de la ZPR se caracterizan por una reducción significativa del IER, que pueda existir aguas arriba de la ZPR.

Con respecto a la protección contra el rayo se definen las siguientes ZPR (Figura 39):

- ZPR 0A Expuesto a impactos directos del rayo. La Corriente y el campo magnético del rayo no son amortiguados.

- ZPR 0B Protegido contra impactos directos de rayo. La corriente parcial o inducida del rayo y el campo magnético no son amortiguados.

- ZPR 1 Protegido contra impactos directos del rayo. La corriente parcial o inducida del rayo y el campo magnético son amortiguados.

- ZPR 2 n Como la ZPR 1 pero el campo magnético es más amortiguado.

Como regla general para la protección, el objeto protegido estará en una ZPR cuyas características electromagnéticas sean compatibles con la capacidad del objeto para soportar el esfuerzo causa del daño a reducir (daños físicos, fallas de los sistemas eléctricos y electrónicos debidas a sobretensiones).

La estructura protegida estará dentro de un ZPR 0B o mayor. Esto se alcanza por medio de un sistema integral de protección contra rayo (SIPRA).

s

s

EstructuraSistema de

interceptación

Sistema de

bajantes

Sistema de tierra

Servicio

entrando

Servicio

entrando

S3

S1

S2S4

BZPR 0 ZPR 0B

ZPR 1

ZPR 0 A

DPS 0 A/1

A/1DPS

r r

S1

S2

S4

S3

s

r

Impacto a la estructura

Impacto cerca de la estructura

Impacto en servicio entrando a la estructura

Impacto cerca servicio entrando a la estructura

Radio esfera rodante

Distancia separación contra peligros de impacto

Barraje equipotencial de rayos (DPS)

ZPR 0 A Impactos directos, corriente total del rayo

No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducidaZPR 0B

No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducidaZPR 1

Volúmen protegido dentro de ZPR 1 tiene que respetar

distancia de separación s

Figura 39. Zonas de Protección contra Rayos ZPR definidas para un SIPRA (NTC 4552-3)



Sistema de

interceptación

Sistema de tierra

r

S4

DPS 0 A/1

BZPR 0

s

DPS 0 A/1

ZPR 1

S3

Estructura

apantallada

por ZPR 1ZPR 0

Servicio

entrando

A

S1

Sistema de

bajantes

r

ZPR 0B

2S

ZPR 0B

Servicio

entrando

DPS 12

DPS 12

ZPR 2

ds

sd

DPS 0B/1

Cuarto

apantallado

por ZPR 2

r Radio esfera rodante No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducida

Volúmen protegido dentro de ZPR 1 tiene que respetar

distancia de separación ds

Distancia de seguridad a muy altos campos magnéticossZPR 1

Barraje equipotencial de rayos (DPS)

Impactos directos, corriente total del rayo

No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducida

Impacto a la estructura

Impacto cerca de la estructura

Impacto en servicio entrando a la estructura

Impacto cerca servicio entrando a la estructura

S2

S

S

3

4

S1

ZPR 0

ZPR 0B

A

d

1 Estructura apantallada por ZPR1 S1 Impacto a la estructura

2 Sistema de Interceptación S2 Impacto cerca de la estructura

3 Sistema de bajantes S3 Impacto en servicio entrando a la estructura

4 Puesta a Tierra S4 Impacto cerca servicio entrando a la estructura

5 Cuarto apantallado por ZPR2 r Radio esfera rodante

6 Servicio entrando ds Distancia de seguridad a muy altos campos magnéticos

O Barraje equipotencial de rayos (DPS)

ZPR 0A Impactos directos, corriente total del rayo

ZPR 0B No impactos directos, corriente parcial de rayo o corriente inducida

ZPR 1 No impactos directos, corriente parcial de rayo a corriente inducida

ZPR 2 Volumen protegido dentro de ZPR 1 y ZPR 2 tiene que respetar distancia de separación ds

Figura 40 Zonas de Protección contra rayos ZPR definidas para medidas de protección contra IER (NTC 4552-3)

5.5.2 Medidas de protección para reducir lesiones en seres vivos causadas por tensiones de paso y contacto.

Las posibles medidas de protección son:

- Adecuado aislamiento de piezas conductoras expuestas. - Equipotencialización por medio de un sistema de puesta a tierra. - Restricciones físicas y avisos de prevención.

NOTA La equipotencialización no es efectiva contra tensiones de contacto.

NOTA Un aumento de la resistencia superficial del suelo dentro y fuera de la estructura puede reducir el peligro para la vida.

5.5.3 Medidas de protección para reducir daños físicos


a) para estructuras

- El Sistema integral de protección contra rayos (SIPRA)

NOTA Cuando un SIPRA está instalado, la equipotencialización es una medida muy importante para reducir



peligro: de perder la vida, de incendio y de explosión. Para más detalle vea la publicación en la NTC 4552-3.

NOTA Se pueden reducir daños físicos si se usan elementos que limitan el desarrollo y la propagación del fuego tal como compartimientos, extintores, hidrantes, instalaciones incombustibles, alarmas contra incendio e instalaciones extintoras de fuego.

NOTA Rutas de evacuación seguras proporcionan protección al personal.

b) para acometidas

- Conductor blindado

NOTA Para cables enterrados una protección muy eficaz es dada mediante los ductos metálicos.

5.5.4 Medidas de protección para reducir fallas en sistemas eléctricos y electrónicos


a) para estructuras

- El sistema de protección contra IER (SPIER) es un conjunto de las siguientes medidas que pueden ser usadas solas o en combinación:

- Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) en el punto de entrada de las líneas que incorporan la estructura y en las instalaciones internas,

- Protectores magnéticos en la estructura y/o en las instalaciones de la estructura y/o en las líneas que incorporan la estructura,

- Establecer rutas adecuadas del cableado interno en la estructura. - Conexión a tierra y unión de conductores

b) para acometidas

- Dispositivos de protección contra sobretensiones (DPS) a lo largo de la acometida y en la terminación de línea;

- Apantallamientos magnéticos de cables.

NOTA Para cables enterrados, una protección muy eficaz es una continua pantalla metálica de calibre adecuado.

NOTA Circuitos auxiliares, equipo redundante, sistemas de autoabastecimiento energético, sistemas continuos de energía, sistemas de almacenamiento de agua, sistemas automáticos de detección de falla son medidas de protección eficaces para reducir la pérdida de actividad de algún servicio.

NOTA Un incremento de la tensión disruptiva del aislamiento del equipo y de los cables es una medida eficaz de protección contra fallas causadas por sobretensiones.

5.6 Niveles de protección contra rayo (NPR) NTC 4552

La norma NTC 4552 introduce cuatro niveles de protección contra rayo (I a IV). Para cada nivel (NPR) se genera un sistema fijo de parámetros máximos y mínimos de corriente de rayo.

Los valores máximos de los parámetros de corriente de rayo para diversos niveles de protección contra rayo (NPR) se muestran en la Tabla 7, y son usados para diseñar los componentes de la protección (ej. sección transversal de los conductores, grueso de las hojas de metal, capacidad de corriente del DPS, distancia de separación contra disrupciones peligrosas) y para definir los parámetros de la prueba que simula los efectos del rayo en estos componentes.

Tabla 7 Valores máximos de parámetros del rayo de acuerdo con el NPR

Primera descarga corta NPR

Parámetro Símbolo Unidad I II III IV

Corriente pico I KA 200 150 100

Carga corta Qcorta C 100 75 50

Energía específica W/R kJ/Ω 10 000 5 625 2 500

Descarga corta subsecuente NPR




Corriente pico I KA 54 40,5 27

Pendiente Promedio di/dt kAµs 120 90 60

Parámetros de tiempo T1/T2 µs/µs 0,4/50

Descarga larga NPR


Carga larga Qlarga C 100 75 50

Parámetro de tiempo Tlargo s 0,5

Rayo NPR


Carga Qrayo C 300 225 150

Los valores mínimos de amplitud de la corriente de rayo para los diversos niveles (NPR) se utilizan para derivar el radio de la esfera rodante en función de definir la zona de protección contra rayo, que no se puede alcanzar por descarga directa. Los valores mínimos de los parámetros de la corriente de rayo junto con el radio relacionado de la esfera rodante se dan en la Tabla 8. Estos se utilizan para posicionar los bornes aéreos y para definir la zona ZPR 0B de la protección contra rayo.

Tabla 8 Valores mínimos de parámetros del rayo relativos al radio de la esfera rodante correspondiente a cada NPR

Criterio de interceptación NPR

Símbolo Unidad I II III IV

Corriente pico mínima I kA 17 21 26 30

Radio esfera rodante R m 35 40 50 55

NOTA Estas corrientes están basadas con las probabilidades de zona tropical, el procedimiento de obtención de estos radios para zona tropical esta descrito en el numeral A.4 de la norma NTC 4552.

La Tabla 9 presenta las probabilidades para los límites de los parámetros del rayo.

Tabla 9 Probabilidades para los límites de los parámetros del rayo

Probabilidad que los parámetros sean NPR

I II III IV

Menores que el máximo definido en la Tabla 5 0,99 0,98 0,97 0,96

Mayores que el mínimo definido en la Tabla 6 0,99 0,97 0,91 0,84

5.7 Cálculo del riesgo por descargas atmosféricas según IEC 62305 – NTC 4552

A continuación se describe brevemente la metodología para la evaluación del riesgo. El riesgo R es el valor promedio de pérdidas anuales y debe ser evaluado para los tipos de pérdida asociados con la estructura y las acometidas de servicios. La norma considera cuatro tipos de riesgos y se tiene en cuenta el análisis en la estructura y en las acometidas de servicio.

Los riesgos a evaluar en una estructura son:

- R1 - Riesgo de pérdida de vida humana. - R2 - Riesgo de pérdida del servicio público, aplica para estructuras donde se maneje algunos

de los servicios de energía, comunicaciones, agua o gas - R3 - Riesgo de pérdida de patrimonio cultural, solo para estructuras como museos donde se

almacenen objetos del patrimonio cultural - R4 - Riesgo de pérdida de valor económico.

Los riesgos a evaluar en las acometidas de servicio son:



- R'1 - Riesgo de pérdida de vida humana. - R'2 - Riesgo de pérdida del servicio público. - R'4 - Riesgo de pérdidas de valor económico.

Los riesgos para las acometidas se deben calcular para minimizar la pérdida del servicio y pérdidas económicas por falta de suministro, esto normalmente corresponde al encargado del servicio.

Cada riesgo está constituido por la suma de varias componentes tal como se presenta en las Tablas Tabla 10 y Tabla 11. Adicionalmente los componentes de riesgo pueden ser agrupados de acuerdo con el tipo de riesgo y tipo de daño con el objetivo de visualizar las mejores medidas de protección (véanse la Tabla 12 y la Tabla 13).



Tabla 10 Componentes de riesgo para cada tipo de pérdida en una estructura

Fuente de daño

Descargas sobre la estructura

S1

Descargas cercanas a

la estructura

S2

Descargas sobre

las acometidas de servicios

S3

Descargas

cercanas a las

acometidas de servicios

S4

Componente de riesgo

RA 3 RB RC4 RM

4 RU5 RV

5 RW4,5 RZ

4,5

Riesgo para cada tipo de pérdida

R1 X X X1 X1 X X X1 X1

R2 X X X X X X

R3 X X

R4 X2 X X X X2 X X X 1 Únicamente para estructuras con riesgo de explosión, y para hospitales u otras estructuras en donde la falla de sistemas internos ponga en peligro la vida humana 2 Únicamente para propiedades en donde pueda haber pérdida de animales 3 Únicamente se calcula para exteriores 4 Únicamente se calcula si existe equipo sensible 5 Se debe calcular para cada tipo de acometida de servicios (alimentación eléctrica y telecomunicaciones)

RA: Componente relacionada con las lesiones a seres vivos causados por tensiones de paso y contacto en las zonas con un radio de cobertura de 3 m fuera de la estructura.

NOTA 1 La componente de riesgo causado por tensiones de paso dentro de la estructura debido a descargas sobre la misma, no se considera en esta norma.

NOTA 2 En estructuras especiales, las personas pueden estar en peligro por descargas directas sobre las estructuras (por ejemplo en el último nivel de estacionamiento de garaje o estadios). Estos casos también pueden ser considerados usando los principios de esta norma.

RB: Componente relacionada con los daños físicos causados por chispas peligrosas dentro de las estructura causando fuego o explosión.

RC: Componente relacionada con la falla de sistemas internos causado por IER (Impulsos Electromagnéticos del Rayo).

RM: Componente relacionada con la falla de sistemas internos causados por IER.

RU: Componente relacionada con la lesiones en seres vivos causado por tensiones de contacto dentro de la estructura, debido a corrientes de rayo que fluyen por una línea entrante a la estructura.

RV: Componente relacionada con los daños físicos (fuego o explosión por chispas entre las instalaciones externas y partes metálicas generalmente al punto de entrada de la línea a la estructura) debido a corrientes de rayo transmitida a través de la acometida de servicios.

RW: Componente relacionada a fallas de sistemas internos causados por sobretensiones inducidas sobre las acometidas y transmitida a la estructura.

RZ: Componente relacionada a fallas de sistemas internos causados por sobretensiones inducidas sobre las líneas de acometida y transmitida a la estructura.

NOTA 3 Las acometidas de servicios a tener en cuenta en esta valoración son únicamente las que entran en la estructura. Descargas próximas a tubos metálicos no son consideradas como fuentes de daño siempre y cuando dichos tubos estén equipotencializados a la barra equipotencial. Si la unión equipotencial no es provista esta amenaza debe ser considerada.



Tabla 11 Componentes de riesgo para cada tipo de pérdida en acometida de servicios

Fuente de Daño

Descargas sobre la

Estructura

S1

Descargas sobre las acometidas de

servicios

S3

Descargas

cercanas a las acometidas de

servicios

S4

Componente de riesgo R’B R’C R’V R’W R’Z

Riesgo para cada tipo de pérdida

R’1 (*) X X

R’2 X X X X X

R’4 X X X X X

(*) Solo Para ductos metálicos sin continuidad eléctrica, que transporte fluido explosivo.

R'B: Componente relacionado a daños físicos debido a efectos mecánicos y térmicos de la corriente de rayo a fluyendo a través de la acometida de servicio. (Impacto en la estructura).

R'C: Componente relacionada a fallas de equipos conectados debido a sobretensiones por acople resistivo.

R'V: Componente relacionada con daños físicos debido a efectos mecánicos y térmicos por la circulación de corriente de rayo.

R'W: Componente relacionada a las fallas de equipo conectado, debido a sobretensiones por acople resistivo. Pérdidas del Tipo L2 y L4 pueden ocurrir.

R'Z: Componente relacionada a la falla de líneas y equipos conectados causado por sobretensiones inducidas sobre la línea.

Tabla 12 Componentes de riesgo para cada tipo de daño en la estructura

Tipo de Daño Lesiones a seres vivos

Daños físicos Fallas de sistemas

eléctricos y electrónicos

Componente de Riesgo Rs RF RO

Tipo de

Riesgo

R1 RA + RU RB+ RV RC + RM + RW + RZ (1)

R2 - RB+ RV RC + RM + RW + RZ

R3 - RB+ RV -

R4 RA + RU (2) RB+ RV RC + RM + RW + RZ (1) Únicamente para estructuras con riesgo de explosión, o para hospitales u otras estructuras en

donde la falla de sistemas internos ponga en peligro la vida humana.

(2) Únicamente para propiedades en donde pueda haber pérdida de animales.

Tabla 13 Componentes de riesgo para cada tipo de daño en las acometidas de servicio

Tipo de daño Lesiones a seres

vivos Daños físicos

Fallas de sistemas

eléctricos y electrónicos

Componente de riesgo Rs RF RO

Tipo de riesgo

R'1 (*) - R'V + R'B -

R'2 - R'V + R'B R'C+ R'W+ R'Z

R'4 - R'V + R'B R'C+ R'W+ R'Z

(* ) Solo Para ductos metálicos sin continuidad eléctrica, que transporte fluido explosivo

1.1.1 Factores que influencian las componentes de riesgo

Las características de la estructura y de sus acometidas de servicios al igual que las medidas de protección existentes, pueden influenciar los componentes de riesgo como se muestra en la Tabla 14.

Tabla 14 Factores que Influencian las Componentes de Riesgo

RA RB RC RM RU RV RW RZ R'B R'C R'V R'W R'Z

Área efectiva X X X X X X X X X X X X X

Resistividad del terreno X

Resistividad del piso X



Restricciones físicas, aislamiento, Señalización de advertencia, Equipotencialización del suelo

X

SIPRA X (1) X X (2) X (2) X (3) X (3)

Protección coordinada de DPSs

X X X X X X X X X

Apantallamiento espacial X X

Apantallamiento de líneas externas

X X X X

Apantallamiento de líneas internas

X X

Rutas de evacuación X X

Redes

equipotencializadas X

Precaución contra fuego X X

Sensores de fuego X X

Peligros especiales X X

Soportabilidad al impulso X X X X X X X X X X X

Cable apantallado X X X X X

Cable de guarda X X X X X

Apantallamiento adicional de cables

X X X X X

NOTA 1 Solo donde las estructuras tenga columnas reforzadas, o las vigas son usadas como sistemas de conducción natural.

NOTA 2 Solo para SIPRA externos (Grillas o mallas externas SIPRA).

NOTA 3 Debido a uniones equipotenciales.

5.7.1 Procedimiento básico

La decisión para proteger una estructura o una acometida de servicio contra rayos, así como las medidas de protección seleccionadas, deberán ser realizadas de acuerdo con la NTC 4552. El siguiente procedimiento será aplicado

- Identificar el objeto a proteger y sus características. - Identificar todos los tipos de pérdidas en los objetos y riesgos pertinentes correspondientes R

(R1 a R4). - Evaluar el riesgo R para cada uno de los tipos de pérdida. - Evaluar la necesidad de protección, por comparación de riesgo R1, R2 y R3 para una

estructura (R'2 para el servicio) con un riesgo tolerable RT. - Evaluar la conveniencia económica de protección, por comparación de los costos de las

pérdidas totales con y sin medidas de protección. En este caso, la evaluación de la componente de riesgo R4 para una estructura (R'4 para un servició) es realizada con el fin de evaluar tales costos.

La estructura a proteger debe incluir:

- La estructura misma - Las instalaciones dentro de la estructura - El contenido de la estructura - Las personas dentro de la estructura o que permanezcan en zonas aledañas hasta 3 m fuera

de la estructura. - Ambientes afectados por un daño en la estructura.

La protección no incluye los servicios conectados afuera de la estructura.

NOTA La estructura a ser considerada puede ser subdividida en diferentes zonas.

La acometida de servicio a proteger es el medio físico comprendido entre:

- El gabinete de telecomunicaciones y la edificación de los usuarios, para las líneas de



telecomunicaciones (LTC) - La subestación de alta tensión y la edificación de los usuarios, para líneas de potencia. - La estación de distribución principal y la edificación de los usuarios, para ductos metálicos.

Los servicios a proteger incluyen las líneas equipadas y la terminación de éstas, tales como:

- Multiplexores, amplificadores de potencia, unidades ópticas, medidores, equipos de terminación de líneas, etc.

- Corta circuitos. Sistemas de sobre corriente, medidores, etc. - Dos centrales de conmutación, para LTC - Dos edificaciones de usuarios, para LTC, línea de señales. - Sistemas de control, sistemas de seguridad, medidores, etc. - La protección no incluye la protección de los equipos de los usuarios o cualquier estructura

terminada en la finalización de las acometidas de servicio.

Riesgo tolerable RT Los valores representativos de riesgo tolerable RT donde descargas eléctricas atmosféricas involucran pérdida de vida humana y pérdidas de valores sociales y culturales, se muestran en la Tabla 15:

Tabla 15 Valores Típicos de riesgo tolerable

Tipo de pérdida RT (y - 1)

Pérdida de vidas o lesiones permanentes 10 - 5

Pérdida de servicio público 10 - 3

Pérdida de patrimonio Cultural 10 - 3

5.7.2 Procedimiento para evaluar la necesidad de protección

La Figura 41 presenta el procedimiento para evaluar la necesidad de protección

Identificar objeto a ser protegido, definir zonas

Para cada tipo de pérdida

Calcular

x

T

Identificar tipo pérdidas relacionada con la estructura

y sus acometidas de servicio

Estructura o servicio

protegido para este

tipo de pérdida

Instalar medidas de protección adecuadas

para reducir

* Identificar el tiempo tolerable T

* Identificar y calcular todos los componentes

de riesgo x

SI

NO

Figura 41 Procedimiento para la decisión de necesidad de protección



5.7.3 Selección de medidas de protección

En la Figura 42 se presenta el procedimiento para la selección de medidas de protección en la estructura y en la Figura 43 para acometidas de servicio.

> T

Existe

SPR?

B > T

Existen

MPR?

Identificar la estructura a ser

protegida

Identificar los tipos de pérdidas

de la estructura

Para cada tipo de pérdida identificar y calcular lalos

componentes A, B, C, M, U, V, W, Z

Estructura

protegida

Calcule nuevos

valores de los

componentes

Instale un

adecuado

SPR

Instale

adecuadas

MPR

Instale otra

medida de

protección

SISI

NO

NO

SI

NO

SI

NO

Figura 42 Procedimiento para la selección de medidas de protección en la estructura



> T

Existen DPS

instalados?

Z > T

Línea

apantallada

Identificar el servicio a ser

protegido

Identificar el tipo de pérdidas

relacionada al servicio

Para cada tipo de pérdida calcular los componentes de

riesgo B, C, V, W, Z

Servicio

protegido

Calcule nuevos

valores de los

componentes

Instale un

adecuado

DPS

Instale un

adecuado

apantallamiento

Instale otra

medida de

protección

SISI

NO

NO

SI

NO

SI

NO

Figura 43 Procedimiento para la selección de las medidas de protección en los servicios

5.8 Diseño del sistema de protección externo

El sistema de protección externo está compuesto por tres elementos principales:

- Sistema de captación encargado de realizar la interceptación del impacto del rayo. - Sistema de conductores bajantes, encargado de conducir de manera adecuada y segura la

corriente rayo al sistema de puesta a tierra. - Sistema de puesta a tierra, encargado de dispersar y disipar adecuadamente en el terreno la

corriente de rayo.

5.8.1 Ubicación de puntas

El método más utilizado para establecer la ubicación de las puntas es el método de la esfera rodante el cual es la aplicación práctica del modelo electrogeométrico. La norma NTC 4552 plantea además otros dos métodos alternativos basados en ángulos de protección y el enmallado para superficies planas. Actualmente el método de la esfera rodante es el más utilizado. De acuerdo con la norma NTC 4552 los siguientes radios de la esfera que dependen del nivel de



protección se deben utilizar para el diseño.

Tabla 16 Valores máximos del radio de la esfera rodante según el nivel de protección

Nivel de protección Radio de la esfera (rSC)

[m]

Nivel I 35

Nivel II 40

Nivel III 50

Nivel IV 55

La norma NFPA plantea para edificaciones un radio de 45 m y para edificaciones con riesgo de explosión de 30 m.

La ubicación de las puntas o elementos de captación debe realizarse de forma tal que la esfera de acuerdo con el nivel de protección nunca toque los elementos a proteger en la estructura, al mover la esfera por la edificación en una traza determinada en todo el recorrido debe ser soportada por el sistema de captación.

En la práctica el proceso para determinar gráficamente la ubicación de las puntas es iterativo y requiere tomar muchos ángulos o trazas de la edificación para cubrir todas las posibilidades. El procedimiento habitual es:

- Utilizar un software de dibujo 3D o en su defecto tomar varias vistas 2D de la edificación - Generar una esfera o circunferencia con un radio de acuerdo con el nivel de protección - Tomar la esfera y moverla por la edificación analizando los puntos más críticos, en 2D se

requiere mover la circunferencia por todas las vistas disponibles de la edificación. - La identificación de puntos críticos exige cubrir varios ángulos - Instalar las puntas considerando los puntos críticos - Tomar de nuevo la esfera o circunferencia y recorrer de nuevo el modelo 3D o vistas 2D y

verificar que la edificación esté protegida.

Debido a que el proceso se vuelve complejo para edificaciones complejas se requiere de programas de simulación que apliquen el modelo electrogeométrico y permitan evaluar la efectividad de las medidas de protección. Ingeniería Especializada ha desarrollado un programa que aplica el método electrogeométrico y evalúa estadísticamente la efectividad del sistema de apantallamiento externo, el programa considera lo siguiente:

- Modelo tridimensional de la edificación - Aplicación del método electrogeométrico - Simulación estadística, con una cantidad de rayos en 100000 años de acuerdo con la DDT y al

área de influencia de la edificación - Se evalúan las descargas que impactan el sistema de captación y las que impactan en los

elementos a proteger teniendo en cuenta la corriente de diseño con lo cual se da una efectividad del sistema de apantallamiento externo.

La efectividad se compara con los parámetros del nivel de protección, en caso de ser menor se rediseña la ubicación de los elementos de captación.

Aspectos clave en la ubicación de puntas de acuerdo con las normas - Altura efectiva mínima de un terminal una punta captadora 0.25 m - Separación máxima entre la punta y el borde del techo 0.6 m

Ejemplo de aplicación del método de la esfera rodante en Autocad En la Figura 44 se muestra una edificación modelada en Autocad para la aplicación del método de la esfera rodante. La edificación es de tipo residencial, los ángulos de evaluación o trazas principales se muestren de la Figura 45 a la Figura 47.



Figura 44 Edificación residencial modelada en AutoCAD

Figura 45 Verificación modelo electrogeométrico vista frontal

Figura 46 Verificación modelo electrogeométrico vista frontal-derecha



Figura 47 Verificación modelo electrogeométrico vista lateral derecha

Programas de simulación En general utilizar programas de dibujo para cubrir todos los ángulos o trazas y aplicar el método de la esfera rodante es una tarea tediosa, actualmente lo más utilizado son los programas de simulación, Ingeniería Especializada ha desarrollado un programa de simulación IEBRayo que utiliza el método electrogeométrico y el análisis estadístico. A continuación se presenta la simulación del ejemplo anterior.

En el programa IEBRayo se introduce la geometría de los techos de la edificación y se realiza una simulación inicial en la cual se analizan las zonas más sensibles de descargas y se ubican las puntas para la protección de la edificación. Luego de ubicar las puntas se hace la simulación para verificar la efectividad del sistema de apantallamiento, el cual para este caso debe ser mayor a 90%. La Figura 48 muestra el gráfico generado por el programa de las descargas (círculos de colores) en los diferentes techos para un tiempo de simulación de 100.000 años, el resumen de la simulación se muestra en la Figura 49.

Figura 48 Simulación inicial en el programa IEBRayo



Figura 49 Resumen de la simulación inicial en el programa IEBRayo

Una vez realizada la simulación inicial, se ubican las puntas y se verifica que sean efectivas, el proceso es iterativo y el objetivo es lograr una alta efectividad, mayor a 90%.

La Figura 50 muestra el gráfico de descargas con las puntas captadoras instaladas, el resumen se presenta en la Figura 51, la efectividad obtenida es 99%

Figura 50 Simulación final en el programa IEBRayo

Figura 51 Resumen de la simulación final en el programa IEBRayo



5.8.2 Bajantes

Las bajantes deben ser ubicadas de manera tal que a partir del punto de impacto del rayo hasta tierra se cumplan los siguientes requisitos:

- Existencia de varios caminos paralelos para la corriente, para instalaciones pequeñas el número mínimo de bajantes es 2

- La longitud de los caminos de corriente sea mínima. - La equipotencialización a partes conductoras de la estructura, elementos a menos de 1.8 m de

las bajantes - Los ángulos que forman los conductores no deben ser menores a 90° y el radio de curvatura no

debe ser inferior a 200 mm de acuerdo con lo indicado en la Figura 52 - Donde se requiera debido a riesgo de fuego deben estar aisladas de la superficie 0.1 m o

utilizar conductores de sección mínima de 100 mm2

Tabla 17 Distancia de separación promedio para conductores bajantes

Tipo de Nivel de

Protección

Distancia Típica

Promedio [m]

I 10

II 10

III 15

IV 20

CL

CL

R

Ángulo de 90°

(mínimo)

Radio de curvatura

200 mm (mínimo)

Figura 52 Curvatura de conductores (Tomado de NFPA-780)

No es recomendable ubicar bajantes donde se congreguen o transiten personas frecuentemente como es el caso de escaleras y vías operacionales, ni se permite ubicar las bajantes en los ductos de ascensores o conductos internos a la edificación.

Es recomendable que exista una bajante en cada esquina expuesta de la estructura.

Las bajantes deben ser instaladas de tal manera que garanticen continuidad eléctrica entre los conductores del sistema de captación.

Las bajantes no deberán ser instaladas dentro de canaletas para aguas aún si están cubiertas con material aislante.

5.8.3 Sistema de puesta a tierra

El sistema de puesta a tierra dispersa y disipa la corriente de rayo que viene por las bajantes reduciendo al mismo tiempo el peligro de tener tensiones de paso y de contacto peligrosas. Se

recomienda que el valor de resistencia de puesta a tierra sea lo mas bajo posible (inferior a 10 W a baja frecuencia)



Para los sistemas de puesta a tierra de la protección contra rayos es recomendable que éstos estén integrados con todos los demás sistemas de puesta a tierra (comunicaciones, potencia) por medio de uniones que garanticen la equipotencialidad en todas las condiciones de operación.

Las normas recomiendas dos tipos de arreglos de sistemas de puesta a tierra usando electrodos horizontales y verticales.



6 EVENTOS QUE DETERIORAN LA CALIDAD DE LA POTENCIA

6.1 Desviaciones de tensión permanentes

El valor de la tensión es un parámetro fundamental para garantizar el funcionamiento correcto de los diferentes equipos. El comportamiento de la tensión en los diferentes puntos del sistema se analiza de acuerdo con sus variaciones respecto del voltaje nominal de los equipos.

La tolerancia de los equipos ante las variaciones de tensión debe ser la especificada por el fabricante. Lo más común es que los equipos soporten variaciones de ± 10% respecto de la tensión nominal, sin embargo, existen equipos menos inmunes que solo soportan variaciones de ± 5%.

Las desviaciones de tensión se deben a las caídas de tensión que se presentan en las diferentes impedancias de los equipos de la red. Estas caídas de tensión son controladas en parte por elementos de control de la red tales como las compensaciones de reactivos y los cambiadores de taps bajo carga. Sin embargo, la tensión normalmente no se controla más allá de la subestación de distribución, por lo cual la carga del usuario final se verá sometida a la caída de tensión en la red de distribución, en el transformador propio y en sus redes internas. La Figura 53 muestra el sistema de potencia con los equipos donde se tiene control de tensión.

Figura 53. Control de tensión en la red

6.1.1 Sobretensiones permanentes

Las sobretensiones permanentes de frecuencia industrial son una causa común de daños en

equipos. Muchas veces se da por hecho que la tensión del sistema es la adecuada, sin embargo,

es común encontrar equipos con tensiones no compatibles con la tensión del sistema, por

ejemplo, equipos con tensión nominal de 440 V conectados en sistemas de 480 V. Las causas

más comunes de las sobretensiones permanentes son:

- Falta de control de tensión en la red - Baja carga en la planta - Sobrecompensación de reactivos, compensaciones sin control automático - Mala selección de la posición del tap del transformador en la planta

Los efectos de las sobretensiones son:

- Daños de fuentes de alimentación de equipo electrónico - Quema de condensadores



- Quema de la parte de potencia de variadores de velocidad y equipos de rectificación

6.1.2 Bajas tensiones permanentes

Las bajas tensiones permanentes pueden ocasionar sobrecarga en motores al requerir una mayor corriente para entregar más potencia. Además, pueden conducir a la interrupción de procesos por la desconexión de algún equipo, por ejemplo, un variador de velocidad. Las bajas tensiones permanentes son generadas por:

- Falta de control de tensión en la red - Alto consumo de reactivos o deficiencia de compensación - Alta regulación de circuitos por sobrecarga o calibre inadecuado - Mala selección de la posición del tap del transformador en la planta

6.1.3 Soluciones a las variaciones de tensión permanentes

Las soluciones para éste problema son:

- Selección adecuada de la posición del tap del transformador - Utilización de transformadores con cambiador de taps bajo carga y regulador de tensión,

cuando sea viable económicamente. - Instalación de reguladores de tensión - Control automático de la compensación reactiva - En el diseño, se deben seleccionar los niveles de tensión adecuados, y los equipos deben

cumplir con este nivel de tensión, por ejemplo, si el sistema es a 440 V, no se deben utilizar equipos a 480 V.

- Disminución de la regulación de acometidas largas a límites aceptables (3% máximo).

6.2 Sobretensiones y bajas tensiones temporales de frecuencia industrial

Debido a los cortocircuitos en el sistema se presentan bajas tensiones y sobretensiones de frecuencia industrial con duración de algunos ciclos. Las bajas tensiones temporales o SAGS se presentan en las fases falladas, mientras que las sobretensiones temporales o SWELLS se presentan en las fases no falladas. La Figura 54 y la Figura 55 muestran las formas de onda de los SAGS y SWELLS.

Figura 54. SAG



Figura 55. SWELL

Normalmente los SWELLS no tienen la magnitud ni la duración suficiente como para afectar los equipos mientras que los SAGS frecuentemente ocasionan paradas de procesos debido a la desconexión de equipos (normalmente equipos electrónicos) y disparo de protecciones. La Figura 56 muestra como se generan los SAGS en todo el sistema a partir de una falla en el sistema de transmisión y por el arranque de grandes motores.

Figura 56. Generación de SAGS en el sistema

La vulnerabilidad de los equipos ante los SAGS y SWELLS depende de las características específicas y el efecto de la perturbación dependerá de la magnitud y de la duración. Para el equipo electrónico sensible se puede utilizar para el análisis la curva ITIC que se muestra en la Figura 57, donde los eventos que no afectan al equipo se encuentran en la región gris delimitada por una curva de baja tensión y otra de sobretensión.



Figura 57. Curva ITIC

Las soluciones para los problemas de SAGS y SWELLS son variadas y dependerán de cada

problema específico. Algunas soluciones son:

- Instalación de equipos correctores de SAGS o UPS’s - Aumento del nivel de cortocircuito (cuando son generados internamente) - Respaldo mediante UPS del sistema de control - Transformadores de tensión constante (ferrorresonante) - Disminución de la sensibilidad de los equipos

6.3 Interrupciones

Las interrupciones del servicio pueden ocasionar pérdidas considerables por la parada de procesos y en algunos casos por daños de los equipos y pérdida de información. Las interrupciones se clasifican de acuerdo con su duración, así:

- Interrupciones de corta duración: Interrupciones de menos de un minuto con un valor inferior al 10 % de la tensión nominal.

- Interrupciones de larga duración: Interrupciones mayores a un minuto con un valor inferior al 10 % de la tensión nominal.

Las interrupciones de corta duración se deben a fallas en el sistema de distribución o en el sistema de transmisión cuando éste es radial. Estas interrupciones ocasionan parada de procesos, salida y reinicio de sistemas, desprogramación de PLC´s y equipo electrónico, caída de sistemas de iluminación, etc.

Las interrupciones de larga duración se deben a fallas en fuente del sistema de potencia, fallas en

transferencias automáticas o manuales, operación de interruptores de protección, fallas en

cableado. Estas interrupciones ocasionan parada de procesos y equipos, mala operación y

desenergización de los contactores de los motores de inducción, salidas de operación y reinicio de

sistemas, caída de sistemas de iluminación, etc.

Las soluciones para las interrupciones dependen de la vulnerabilidad del proceso y de la duración de las interrupciones. Para las interrupciones de corta duración, normalmente una UPS brinda el respaldo suficiente, mientras que para las interrupciones de larga duración puede requerirse además de la UPS, una fuente alterna tal como una planta de emergencia.



6.4 Desbalance de tensión

Debido a la asimetría de las líneas de transmisión y a la existencia de cargas monofásicas y bifásicas en los sistemas de distribución tiende a presentarse desbalances entre las corrientes de fase del sistema. Las diferencias de corriente entre fases generan diferentes caídas de tensión en los conductores de tal manera que estas generan desbalance entre las tensiones en las colas finales de los circuitos.

El desbalance en las tensiones se evalúa de acuerdo con la norma IEEE Std 141-1993 “Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants” en la cual se define:

promedioVoltaje

promediodelrespectodesviacionMaximadesbalancedePorcentaje

_

100*______

positivauanciaVoltaje

negativauanciaVoltajedesbalancedeFactor

_sec_

_sec____

En el caso de los motores la presencia de desbalances de tensión genera sobrecalentamientos debido a la presencia de corrientes de secuencia negativa, por lo tanto para estos casos se recomienda cargar el motor con potencias inferiores a la nominal con el fin de evitar las altas temperaturas, en la Figura 58 se muestra la curva propuesta en la norma para reducir la carga aplicada al motor dependiendo del nivel de desbalance.

Figura 58. Factor de carga para motores en presencia de desbalances

6.5 Transitorios de tensión

Son Perturbaciones de muy corta duración, por lo general de menos de medio ciclo (desde pocos microsegundos hasta varios milisegundos). Estas perturbaciones son ocasionadas por maniobras en líneas y equipos del sistema, conmutación de cargas inductivas y capacitivas, descargas atmosféricas, fallas en cableado e interruptores, cierres de relés y contactos. El efecto principal es la degradación del equipo, ruptura o fallas de aislamiento en equipos, disparos molestos de los variadores de velocidad ajustables, daños en equipos de computo (discos duros, pérdida de memoria). La Figura 59 muestra un transitorio de tensión debido a la energización de un banco de condensadores.



Figura 59. Transitorio electromagnético

La solución para éstos transitorios generalmente es un dispositivo de protección contra sobretensiones con la característica de tensión vs corriente y la energía adecuadas. En algunos casos pueden requerirse soluciones más elaboradas, por ejemplo, cuando el transitorio está relacionado con la tensión de recuperación de un interruptor.



7 ARMÓNICOS Y FACTOR DE POTENCIA

Los sistemas eléctricos cuentan actualmente con una gran cantidad de elementos llamados no lineales, los cuales generan a partir de formas de onda sinusoidales y con la frecuencia de la red, otras ondas de diferentes frecuencias ocasionando el fenómeno conocido como armónicos.

Los armónicos son un fenómeno que genera problemas tanto para los usuarios como para la entidad encargada de la prestación del servicio de energía eléctrica, ocasionando diversos efectos nocivos en los equipos de la red.

7.1 Definición de armónicos

Para definir este concepto es importante definir primero la calidad de la onda de tensión la cual debe tener amplitud y frecuencia constantes al igual que una forma sinusoidal. La Figura 60 representa la forma de la onda sin contenido de armónicos, con una frecuencia constante de 60Hz y una amplitud constante de 1pu.

Figura 60. Onda sin contenido armónico

Cuando una onda periódica no tiene esta forma sinusoidal se dice que tiene contenido armónico, lo cual puede alterar su valor pico y/o valor RMS, causando alteraciones en el funcionamiento normal de los equipos que estén sometidos a esta tensión.

La frecuencia de la onda periódica se denomina frecuencia fundamental y los armónicos son señales cuya frecuencia es un múltiplo entero de esta frecuencia.

La Figura 61 muestra una onda de tensión con un contenido del 30% del 5º armónico.

Figura 61. Onda con contenido armónico.

-1

-0.5

0

0.5

1

-0.001 0.001 0.003 0.005 0.007 0.009 0.011 0.013 0.015 0.017

PU

Tiempo en segundos

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

-0.001 0.001 0.003 0.005 0.007 0.009 0.011 0.013 0.015 0.017

% d

e t

en

sió

n

tiempo en segundos



Como puede observarse, el contenido armónico de esta onda ha aumentado en un 30% su valor pico.

7.2 Análisis de Fourier

El teorema de Fourier dice que toda onda periódica no sinusoidal puede ser descompuesta como la suma de ondas sinusoidales, mediante la aplicación de la serie de Fourier, siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones:

Que la integral a lo largo de un periodo de la función sea un valor finito.

Que la función posea un número finito de discontinuidades en un periodo.

Que la función posea un número finito de máximos y mínimos en un periodo.

Cualquier función F(x) con periodo 2 tiene su representación en series de Fourier de acuerdo con la siguiente expresión:

1n

nn0 nxcosBnxsenAA)x(FY

En donde:

2

0

0 dx)x(F2

1A

2

0

n dx)nxsen()x(F1

A

2

0

n dx)nxcos()x(F1

B

)nxsen(R)nxcos(B)nxsen(A nnnn

2n

2nn BAR

n

n1n

A

Btan

Con n=1,2,3,4...

Con el uso de las ecuaciones anteriores se pueden encontrar los armónicos de las ondas más comunes en los sistemas de potencia, de distribución o industriales que se presentan en la Tabla 18.

Tabla 18. Armónicos de las ondas más comunes

CLASE DE ONDA DESCOMPOSICIÓN ARMÓNICA

Onda seno Y=a sen

Rectificación de media onda Y=a/+0.5sen -(2/1.3)cos2-(2/3.5)cos4 . . .

Rectificación de onda completa Y=2a/+(2/1.3)cos 2-(2/3.5)cos 4-(2/5.7)cos 6 . . . . . .



CLASE DE ONDA DESCOMPOSICIÓN ARMÓNICA

Rectificación de M fases Y=(am/)sen /m+(2/(m2-1))cos m- (2/(4m2-1))cos 2+(2/(9m2-1))cos 3m . . . . .

Onda triangular Y=8a/2[ sen -(1/9)sen 3+(1/25)sen 5 +(1/49)sen 7 . . .

Onda rectangular Y=4a/ [ sen -(1/3)sen 3+(1/5)sen 5 +(1/7)sen 7 . . .

Onda de tres niveles Y=3.4641a/ [ cos -(1/5)cos 5+(1/7)cos 7 +(1/11)sen 11 . . .

7.3 Fuentes de armónicos

Los armónicos son el resultado de cargas no lineales, las cuales ante una señal de tipo sinusoidal presentan una respuesta no sinusoidal. Las principales fuentes de armónicos son:

- Hornos de arco y otros elementos de descarga de arco, tales como lámparas fluorescentes. Los hornos de arco se consideran más como generadores de armónicos de voltaje que de corriente, apareciendo típicamente todos los armónicos (2º, 3º, 4º, 5º, ...) pero predominando los impares con valores típicos con respecto a la fundamental de: o 20% del 3er armónico o 10% del 5º o 6% del 7º o 3% del 9º

- Núcleos magnéticos en transformadores y máquinas rotativas que requieren corriente de tercer armónico para excitar el hierro.

- La corriente Inrush de los transformadores produce segundo y cuarto armónico. - Controladores de velocidad ajustables usados en ventiladores, bombas y controladores de

procesos. - Swiches en estado sólido que modulan corrientes de control, intensidad de luz, calor, etc. - Fuentes controladas para equipos electrónicos. - Rectificadores basados en diodos o tiristores para equipos de soldadura, cargadores de

baterías, etc. - Compensadores estáticos de potencia reactiva. - Estaciones en DC de transmisión en alto voltaje. - Convertidores de AC a DC (inversores).

La Figura 62 muestra el circuito correspondiente a un rectificador de 6 pulsos, el cual es prácticamente la carga generadora de armónicos más utilizada en la industria.

Figura 62. Rectificador de 6 pulsos

IAVA

VB IB

VB IB

CARGA



En la Figura 63 se muestra la corriente que absorbe el rectificador de 6 pulsos para el caso en el cual su carga es resistiva y la tensión de la red es sinusoidal.

Figura 63. Corriente de un rectificador de 6 pulsos

7.4 Efectos de los armónicos

7.4.1 Efectos sobre los cables

La distribución de la corriente a través de la sección transversal de un conductor solo es uniforme cuando se trata de corriente directa. En corriente alterna, a medida que la frecuencia aumenta, la no uniformidad de la distribución de corriente es más pronunciada.

En conductores circulares la densidad de corriente aumenta del centro a la superficie. Las capas externas son menos ligadas por el flujo magnético que las internas, esto significa que con corriente alterna es inducido más voltaje longitudinalmente en el interior del conductor que en la superficie, por lo tanto la densidad de corriente va en aumento del interior, a las capas externas del conductor, este fenómeno es denominado efecto skin.

La Figura 64 muestra la variación de la relación rac /rdc con la frecuencia para algunos calibres de conductores utilizados en instalaciones eléctricas. La gráfica muestra como a mayor calibre (menor rdc) el efecto skin se hace más acentuado.

-1.100

-0.600

-0.100

0.400

0.900

0.00 120.00 240.00 360.00

Ten

sió

n/C

orr

ien

te (

pu

)

Ángulo (grados)

Rectificador de 6 pulsos

Va

Ia



Figura 64. Valor de la relación XS en función de la frecuencia

7.4.2 Efectos sobre los transformadores

La mayoría de los transformadores están diseñados para operar con corriente alterna a una frecuencia fundamental (50 ó 60 Hz), lo que implica que operando en condiciones de carga nominal y con una temperatura no mayor a la temperatura ambiente especificada, el transformador debe ser capaz de disipar el calor producido por sus pérdidas sin sobrecalentarse ni deteriorar su vida útil.

Las pérdidas en los transformadores consisten en pérdidas sin carga o de núcleo y pérdidas con carga, que incluyen las pérdidas I2R, pérdidas por corrientes de eddy y pérdidas adicionales en el tanque, sujetadores, u otras partes de hierro. De manera individual, el efecto de los armónicos en estas pérdidas se explica a continuación:

- Pérdidas sin carga o de núcleo: producidas por el voltaje de excitación en el núcleo. La forma de onda de voltaje en el primario es considerada sinusoidal independientemente de la corriente de carga, por lo que no se considera que aumentan para corrientes de carga no sinusoidales. Aunque la corriente de magnetización consiste de armónicos, éstos son muy pequeños comparados con las de la corriente de carga, por lo que sus efectos en las pérdidas totales son mínimos.

- Pérdidas I2R: si la corriente de carga contiene armónicos, entonces estas pérdidas también aumentarán por el efecto piel.

- Pérdidas por corrientes de eddy: estas pérdidas a frecuencia fundamental son proporcionales al cuadrado de la corriente de carga y al cuadrado de la frecuencia, razón por la cual se puede tener un aumento excesivo de éstas en los devanados que conducen corrientes de carga no sinusoidal (y por lo tanto en también en su temperatura).

- Pérdidas adicionales: estas pérdidas aumentan la temperatura en las partes estructurales del transformador, y dependiendo del tipo de transformador contribuirán o no en la temperatura más caliente del devanado. Se considera que varían con el cuadrado de la corriente y la frecuencia.

No 4/0

No 8

No 4

No 2

No 1/0

300 MCM

0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Xs=

Rac/R

dc

f (Hz)



7.4.3 Efectos sobre los capacitores

Cuando en un sistema de potencia se tienen capacitores instalados existe la posibilidad de encontrar resonancia entre estos y el sistema. Este efecto produce voltajes y corrientes de magnitud considerablemente más alta que en el caso de no haber resonancia.

Dado que la reactancia de los capacitores decrece con el aumento de la frecuencia, este se comportará como un “sumidero” para corrientes con alta frecuencia armónica. Este efecto incrementa el esfuerzo dieléctrico y el calentamiento dentro del capacitor. El calentamiento no es ningún problema debido a que existen capacitores diseñados con películas y laminillas que reducen considerablemente las pérdidas. Por otro lado el esfuerzo dieléctrico es importante tenerlo en cuenta ya que los voltajes en los capacitores son aditivos al pico de voltaje de la fundamental.

A pesar de que el diseño laminado del dieléctrico de los capacitores permite altos voltajes, estos producen disminución en su vida útil y fatigan el dieléctrico cuando es sometido a sobretensiones por largos periodos de tiempo.

7.4.4 Efectos sobre los motores

El mayor efecto que tienen los armónicos de voltaje en la maquinas rotativas sincrónicas y en los motores de inducción es el incremento de calor debido a las pérdidas en el hierro y en el cobre a altas frecuencias, por lo tanto, los armónicos afectarán tanto la eficiencia de la máquina como el torque desarrollado.

Los armónicos de corriente en motores pueden aumentar la emisión de ruidos audibles comparado con la excitación sinusoidal. También pueden producir distribuciones de flujo resultante en el gap de aire las cuales pueden causar o aumentar el fenómeno llamado “cogging” (la negativa al arranque suave) o el llamado “crawling” (alto deslizamiento) en los motores de inducción.

Los armónicos de corriente en pareja tales como el quinto y el séptimo tienen el potencial de producir oscilaciones mecánicas en la combinación turbina – generador o en sistemas motor carga. Estas resultan cuando el torque oscila y es causado por una interacción entre las corrientes armónicas y el campo magnético de frecuencia fundamental. Por ejemplo, el quinto y el séptimo armónico pueden combinarse para producir una torsión en el rotor del generador a la frecuencia del sexto armónico. Si existe una resonancia mecánica de frecuencia cercana a la eléctrica, altas fuerzas mecánicas pueden ser desarrolladas en algunas partes del motor.

Debido a que las corrientes armónicas se combinan y afectan el flujo giratorio de la máquina es necesaria más corriente para producir el mismo trabajo, por lo tanto la eficiencia disminuye.

Cuando se trabaja con motores alimentados con tensiones no sinusoidales, debe tenerse en cuenta que no pueden operar a su capacidad nominal. La Figura 65 muestra el factor de reducción de la capacidad del motor de acuerdo con el factor de tensión armónica.

Figura 65. Factor de reducción para motores en redes con armónicos

0.6

0.7

0.8

0.9

1

0 0.02 0.04 0.06 0.08 0.1 0.12

Factor de Tensión Armónica (HVF)

Facto

r d

e R

ed

ucció

n (

pu

)



Donde:

n

n

n

n

VHVF

5

2)(

7.4.5 Efectos sobre otros equipos

Los equipos electrónicos sensitivos son susceptibles a operación incorrecta a causa de los armónicos. En algunos casos estos equipos dependen de la determinación precisa del cruce por cero del voltaje u otros aspectos de la forma de onda del mismo, por lo que condiciones de distorsión pueden afectar su operación adecuada.

En lo que respecta a equipo de medición e instrumentación, estos son afectados por las componentes armónicas, principalmente si se tienen condiciones de resonancia que causen altos voltajes armónicos en los circuitos. Para el caso de medidores se pueden tener errores positivos o negativos, dependiendo del tipo de medidor y de las armónicas involucradas.

7.5 Concepto de secuencia de los armónicos

Para los sistemas trifásicos balanceados en condiciones normales, las ondas de corriente o tensión tienen un desfase entre sí de 120º, y su secuencia de fases es positiva (A, B, C). Los armónicos de cada una de las fases, dado que su frecuencia es un múltiplo de la frecuencia fundamental, presentan unos ángulos de desfase diferentes a las formas de onda fundamentales, por lo cual estos pueden presentar diferentes secuencias de fase.

Dado un sistema trifásico en el cual las ondas fundamentales forman un sistema balanceado y las tres fases tienen la misma forma de onda podemos realizar el siguiente análisis.

Si tomamos como referencia la componente fundamental de la fase A, tenemos que las componentes fundamentales las están dadas por:

º0 AVA º120 AVB º120 AVC

A: Amplitud de la componente fundamental.

Para el armónico de orden k su desfase k respecto a la fundamental es igual para las tres fases, esto es indispensable para que las formas de onda sean iguales. Por lo tanto las componentes armónicas de orden k están dadas por:

kkAk AV ABkkBk AV ACkkCk AV

AK: Amplitud del armónico k.

AB: Ángulo de desfase entre las componentes fundamentales de las fases A y B expresado en grados del armónico k.

AC: Ángulo de desfase entre las componentes fundamentales de las fases A y C expresado en grados del armónico k.

Un periodo de la componente fundamental es igual a k periodos del armónico de orden k, lo cual permite expresar en grados del armónico k los desfases dados en grados de la componente fundamental utilizando la ecuación:

kk

k: Ángulo de desfase dado en grados del armónico k

: Ángulo de desfase dado en grados de la componente fundamental

De donde se tiene que las componentes armónicas de orden k están dadas por:

kkAk AV )º120( kAV kkBk )º120(kAV kkCk

Para los armónicos de orden 3n (con n entero) las componentes armónicas están dadas por:

)3()3()3( nnnA AV



)3()3()3()3()3()3()3( )º360(*)º120(*)3( nnnnnnnB AnAnAV

)3()3()3()3()3()3()3( )º360(*)º120(*)3( nnnnnnnC AnAnAV

Lo anterior muestra que las componentes armónicas de las tres fases se encuentran en fase entre sí, y por consiguiente, los armónicos de orden 3n son de secuencia cero.

Para los armónicos de orden (3n + 1) (con n entero) las componentes armónicas están dadas por:

)13()13()13( nnnA AV

º120

º120)º360(*)º120(*)13(

)13()13(

)13()13()13()13()13(

nn

nnnnnB

A

nAnAV

º120

º120)º360(*)º120(*)13(

)13()13(

)13()13()13()13()13(

nn

nnnnnC

A

nAnAV

Lo anterior muestra que las componentes armónicas de las tres fases presentan desfases entre sí de 120º con la misma secuencia seguida por las componentes fundamentales, es decir, que los armónicos de orden (3n + 1) son de secuencia positiva.

Para los armónicos de orden (3n - 1) (con n entero) las componentes armónicas están dadas por:

)13()13()13( nnnA AV

º120

º120)º360(*)º120(*)13(

)13()13(

)13()13()13()13()13(

nn

nnnnnB

A

nAnAV

º120

º120)º360(*)º120(*)13(

)13()13(

)13()13()13()13()13(

nn

nnnnnC

A

nAnAV

Lo anterior muestra que las componentes armónicas de las tres fases presentan desfases entre sí de 120º con una secuencia contraria a la seguida por las componentes fundamentales, es decir, que los armónicos de orden (3n - 1) son de secuencia negativa.

La Tabla 19 muestra la regla que sigue la secuencia de fases de los diferentes armónicos.

Tabla 19. Secuencia de los armónicos

No. armónico 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Secuencia + - 0 + - 0 + - 0 + - 0 +

La secuencia seguida por los armónicos es importante para analizar sus efectos, obteniéndose las siguientes conclusiones:

- En sistemas trifásicos, los armónicos de orden 3n de corriente solo se pueden propagar cuando es posible un retorno por neutro.

- Los armónicos de orden (3n + 1) en tensión generan en los motores un campo giratorio en el mismo sentido de la componente fundamental.

- Los armónicos de orden (3n - 1) en tensión generan en los motores un campo giratorio en sentido contrario al generado por la componente fundamental.

Debe tenerse en cuenta que las conclusiones sobre secuencia de los armónicos solo son válidas cuando el sistema trifásico está balanceado y las formas de onda de las tres fases son idénticas. En la práctica, pueden encontrarse diferencias entre las tres fases del sistema, tal como se muestra en la Figura 66. Lo anterior conduce a que los armónicos puedan tener componentes de diferentes secuencias a las obtenidas en el caso ideal planteado.



Figura 66. Sistema trifásico con diferentes formas de onda

7.5.1 Análisis de impedancia en función de la frecuencia.

La aplicación de condensadores de potencia en presencia de armónicos produce condiciones de resonancia. En la frecuencia de resonancia de un circuito LC, la reactancia inductiva se hace igual a la capacitiva.

En sistemas que usan condensadores para la corrección del factor de potencia, o el mejoramiento del perfil de tensiones pueden presentarse resonancias serie, paralelo, o una combinación de ambas.

En el caso de resonancia en paralelo, la impedancia total a la frecuencia de resonancia es muy alta (hipotéticamente infinita). Así al ser excitada por una pequeña fuente de corriente externa a la frecuencia de resonancia, se producirá una gran corriente circulante entre el condensador y la inductancia en paralelo, y la tensión a través del paralelo se incrementa.

De esta forma, si una de las frecuencias generadas por las fuentes armónicas encuentra circuitos con resonancias serie y/o paralelo, se puede producir una gran circulación de corriente armónica y/o pueden aparecer sobretensiones armónicas.

Estos fenómenos pueden conducir a fallas en capacitores, operación excesiva de fusibles en bancos capacitores, calentamiento de transformadores, y rupturas dieléctricas en cables aislados.

Los estudios de impedancia en función de la frecuencia consisten en encontrar para cada frecuencia la respuesta de la red, vista desde un nodo determinado. Esto se logra inyectando 1A de corriente a la frecuencia dada y leyendo la tensión que resulta en el nodo. La Figura 68 muestra el caso de impedancia en función de la frecuencia el circuito mostrado en la Figura 67.

FILTRO LTRAFO + LSISTEMAZ IN

Figura 67. Filtro conectado a la red

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Tiempo (16ms/Div)

Co

rrie

nte

(A

)

Ia

Ib

Ic



Figura 68. Impedancia en función de la frecuencia

Algunas consideraciones que deben tenerse en cuenta para este análisis son las siguientes:

- La ubicación de los polos y ceros así como la magnitud de los mismos, dependen en gran medida de la precisión con la que se conozcan las impedancias individuales.

- Las líneas de transmisión presentan variaciones notables de sus parámetros con la frecuencia y su modelación completa resulta fundamental para los resultados de Z (w).

- Los transformadores de potencia también varían su inductancia con la frecuencia debido a que al aumentar la frecuencia se disminuye la corriente de magnetización y aumenta el flujo de dispersión. Usualmente se espera que dicha disminución ocurra después del armónico 17 por lo que la mayoría de los casos puede suponerse constante. La disminución en todo caso no es muy grande (cerca del 80% al armónico 25).

- Uno de los parámetros que más varía con la frecuencia es la resistencia ya que en conductores gruesos el efecto piel (skin) crece poderosamente con la frecuencia. La corrección por efecto piel es necesaria para analizar resonancias en frecuencias medianamente altas (más del armónico 17) y su efecto, en todo caso, debe ser tenido en cuenta siempre.

- Los conductores de máquinas y transformadores compuestos por pequeños subconductores aislados entre sí son muy sensibles al efecto piel.

7.6 Índices para la medición de armónicos

Para analizar los efectos producidos por los armónicos se utilizan generalmente unos índices que cuantifican el nivel de contaminación armónica de las ondas. Para el análisis los índices son comparados con valores límites dados por las normas o con valores de soportabilidad de los equipos. A continuación se presentan las definiciones de los índices más utilizados.

7.6.1 Índices para armónicos de corriente

Para corriente se tienen dos tipos de índices, los de distorsión armónica individual y los de distorsión armónica total.

El índice de distorsión armónica individual se define mediante la siguiente ecuación:

%100I

I =

n

i xDi

Di: Distorsión armónica individual de corriente.

Ii: Corriente de cada armónico.

In: Corriente nominal del alimentador.

Los índices de distorsión armónica total se definen como:

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

0.2

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000

Frecuencia (Hz)

Imp

ed

an

cia

(O

hm

)



THD =1

I

II x

L

i

i

2

2

100%

TDD =1

II x

d

i

i

2

2

100%

7.6.2 Índices para armónicos de tensión

El índice de distorsión armónica individual de tensión se define mediante la siguiente ecuación:

%100V

V =

n

i xDv

DV: Distorsión armónica individual de tensión.

Vi: Tensión de cada armónico.

Vn: Tensión nominal del alimentador.

El índice de distorsión armónica total de tensión se define como:

%100V

1=THD

2

2V xV

n i

i

7.6.3 Índices de armónicos para condensadores

El análisis del contenido de armónicos en los bancos de condensadores, exige un tratamiento especial, dado que su impedancia disminuye con el aumento de la frecuencia, lo cual conduce a que por ellos circule gran parte de las corrientes armónicas. Se han propuesto y aceptado tres índices sobre contenido de armónicos para los bancos de condensadores. Estos índices son los siguientes:

Para tensiones:

U

Uc UcUi

i

1

111

2

,

Para corrientes:

I

In

f

f

Un

Uci

Ui

Un

n

c i

1 1 1 32

2

2

,

Para potencia reactiva:

Q

Qc

f

f

Un

Uci

Ui

Un

n

c i

2

2

2

1 1 1 35,

Donde :

Un, fn : Tensión y frecuencia de servicio.

Uc, fc : Tensión y frecuencia nominales del capacitor.

7.6.4 Índices de armónicos para transformadores

La norma ANSI/IEEE C57.110 DE 1986 establece los criterios de cargabilidad de transformadores de potencia que alimentan cargas no lineales. Se tiene un índice de la máxima corriente de carga del transformador, el cual está dado por:



2

1

2

1

22 )(1

)()(

puPfhf

puPpuI

REC

hh

h

h

hh

h

h

RLLmax

maxmax

Imax (pu): Corriente rms máxima de carga en por unidad de la corriente nominal

PLL-R(pu): Pérdidas con carga para condiciones nominales, en por unidad de las pérdidas en el cobre (I2R)

fh: Corriente del armónico h en por unidad de la corriente fundamental

h: número del armónico

PEC-R: Pérdidas por corrientes de eddy en los devanados, en por unidad de las pérdidas en el cobre (I2R)

7.7 Medición de armónicos

En general es bastante difícil predecir problemas de armónicos sin realizar mediciones dado que el flujo y las respuestas del sistema pueden variar sustancialmente de un sistema a otro con pequeñas desviaciones tales como tolerancias de los equipos, desbalances, etc.

La solución de problemas existentes debidos a la sensibilidad de equipos, altas perdidas, distorsiones grandes etc., manifestados como disparos persistentes, quema de fusibles, errores en la medida de Kw-h y destrucción de equipos pueden ser afrontados con un estudio de flujo de armónicos fundamentado en medidas.

Muchos problemas de armónicos pueden ser fácilmente resueltos reubicando equipos, instalando filtros, o limitando algunos pasos de la compensación del factor de potencia. Sin embargo, antes de llegar a una solución viable se deben identificar plenamente las distorsiones armónicas y sus fuentes, lo cual puede hacerse con base en modelos de flujo de armónicos o midiendo directamente en la instalación.

7.7.1 Sitios donde debe realizarse el registro

Se deben escoger los sitios donde se encuentren cargas generadoras de armónicos o se tengan instalados elementos pasivos tales como condensadores que puedan estarse convirtiendo en sumideros para los armónicos generados en otros sitios.

El conocimiento de estas características facilita la determinación de los sitios donde se deben efectuar medidas, el tipo de medidas que debe hacerse y los resultados que se esperan.

7.7.2 Selección del tipo de equipo a utilizar

Dependiendo de la aplicación se pueden utilizar los siguientes equipos:

- Osciloscopios - Analizadores de espectro - Registradores: pueden reunir en algunos casos las características de osciloscopios y

analizadores de espectro, además, tienen la capacidad de almacenar los datos tomados.

Actualmente se dispone de analizadores de armónicos muy sofisticados equipados con software y hardware que permiten una fácil adquisición de datos y un confiable análisis matemático de la información.

El uso de osciloscopios digitales con memoria permite también obtener la información necesaria para los estudios, aunque el software de análisis debe utilizarse por aparte.

En la Tabla 20 se muestran las principales características de los equipos más utilizados para la medición de armónicos.

Tabla 20. Características de los equipos para medición de armónicos

Característica Osciloscopio Analizador de Espectro Analizador de Redes

Canales dos generalmente 1 4 corriente y 3 tensión



Característica Osciloscopio Analizador de Espectro Analizador de Redes

Frecuencia de muestreo > 10 Mhz 128, 256, 512 muestras por ciclo

Memoria Algunas formas de onda

generalmente no Almacenamiento de múltiples variables durante varios días

Tipo de medición Puntual Puntual Puntual, periódica o por evento

Captura formas de onda Sí No Opcional

Captura otros eventos de calidad de energía

Picos de tensión

No

7.8 Norma IEEE 519 sobre control de armónicos

Los límites de distorsión que los armónicos pueden producir se miden en la frontera entre la empresa suministradora de energía y el usuario (point of common coupling - PCC).

La distorsión que el usuario produce a la empresa de energía depende de las corrientes armónicas que le inyecte y de la respuesta de impedancia del sistema a estas frecuencias. En ese sentido se ha establecido que los límites de distorsión armónica permitidos a los usuarios se midan en corrientes.

La distorsión que la empresa de energía le produce al usuario se mide en la forma de onda de la tensión en el punto de frontera entre ambos.

Aunque existen varios índices para establecer el grado de contaminación armónica en un punto de frontera, los índices más usados son la distorsión armónica individual y la distorsión armónica total tanto en tensión como en corriente.

7.8.1 Límites aplicables al usuario

En general el usuario debe verificar que:

a. No existan sobrecargas en capacitores dentro de la planta.

b. No ocurran resonancias series o paralelo a las frecuencias generadas.

c. El nivel de armónico en el punto de frontera con la empresa de energía no sobrepase los límites establecidos.

La filosofía de establecer límites de distorsión armónica al usuario, busca:

a. Limitar la inyección de armónicos de cada usuario individual para que no produzca distorsiones inaceptables de la tensión en funcionamiento normal.

b. Evitar que el efecto producido por dicha inyección se refleje en otros usuarios a través de una onda de tensión distorsionada.

c. Evitar que entre todos los usuarios se vaya presentando un efecto acumulativo de distorsión de la forma de onda de tensión inaceptable.

Los índices armónicos aplicables a los usuarios recomendados por la norma ANSI/IEEE-519 de 1992, son:

- Profundidad de las hendiduras y área total de las hendiduras del voltaje de la barra donde se conectan cargas conmutadas (aplicable en baja tensión). Este concepto se ilustra en Figura 69.



V

t

dv

t(s)

Figura 69. Hendidura en una onda de tensión

% profundidad de la hendidura = d/v * 100

AN = td [=] s.volt

donde AN = Área de la hendidura

Este índice se sugiere aplicable en bajas tensiones donde el área de la hendidura es fácilmente medible con un osciloscopio.

La Tabla 21 muestra los límites permitidos por la norma ANSI/IEEE para este índice.

Tabla 21. Límites de distorsión y clasificación de sistemas de baja tensión para usuarios

Aplicaciones

Especiales

Sistemas

Generales

Sistemas

dedicados

Profundidad de la hendidura 10% 20% 50%

THD (voltaje) 3% 5% 10%

Área de la hendidura (AN) (V.s) 16400 22800 36500

Nota: El valor de AN para tensiones diferentes de 480 V se obtiene multiplicando los valores de la tabla por V/480.

Distorsión individual y total de voltaje. La Tabla 22 ilustra los límites de dicha distorsión en sistemas que pueden caracterizarse por una impedancia equivalente de cortocircuito.

Tabla 22. Límites de distorsión individual de tensión para usuarios

Icc/In Máxima tensión

Armónica (%)

Suposición relacionada

10 2,5 - 3,0 Sistema dedicado

20 2,0 - 2,5 1 ó 2 grandes usuarios

50 1,0 - 1,5 Pocos grandes usuarios

100 0,5 - 1,0 5 a 20 medios usuarios

1000 0,05 - 0,10 Muchos pequeños usuarios



Icc/In Máxima tensión

Armónica (%)

Suposición relacionada

NOTA: Icc/In es la relación entre la corriente de cortocircuito del sistema y la corriente nominal de la carga, en el punto de frontera.

Los límites de distorsión total armónica máxima son iguales para usuarios como para suministradores y se muestran en la Tabla 23.

Tabla 23. Límites de distorsión armónica total de tensión para usuarios y suministradores

Tensión en la frontera Distorsión individual de

tensión %

Distorsión armónica de

Tensión THD (%)

69 kV o menos 3,0 5,0

69 a 161 kV 1,5 2,5

Más de 161 kV 1,0 1,5

Distorsión armónica individual y total de corriente, las cuales son una medida de la cantidad de armónicos que el sistema debe absorber por causa del usuario. Las plantas de generación son consideradas también en estos límites.

Los límites de distorsión armónica de corriente se presentan en la Tabla 24,Tabla 25 y Tabla 26.

Tabla 24. Límites de distorsión de corrientes para sistemas de distribución (120 V a 69 kV)

Isc/IL Armónicos

Individuales (%)

TDD

<11 11h<17 17h<23 23h<35 35h

<20 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0

20<50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0

50<100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0

100<1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0

>1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0

Tabla 25. Límites de distorsión de corrientes para sistemas de subtransmisión (69 kV a 161 kV)

ICC/IL Armónicos

Individuales (%)

TDD

<11 11h<17 17h<23 23h<35 35h

<20 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5

20<50 3,.5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0



ICC/IL Armónicos

Individuales (%)

TDD

<11 11h<17 17h<23 23h<35 35h

50<100 5,0 2,25 2,0 0,75 0,35 6,0

100<1000 6,0 2,75 2,5 1,0 0,5 7,5

>1000 7,5 3,5 3,0 1,25 0,7 10,0

Tabla 26. Límites de distorsión de corriente para sistemas de transmisión (>161 kV)

Isc/IL Armónicos

Individuales (%)

THD

<11 11h<17 17h<23 23h<35 35h

<50 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5

50 3,0 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75

En la mayoría de las industrias las tablas aplicables corresponden a la Tabla 24 y Tabla 25, es decir, que el índice a evaluar es el TDD y no el THD.

Para comprender mejor las diferencias entre el TDD y el THD se tienen las siguientes consideraciones:

La mayoría de los medidores que se consiguen en el mercado no miden realmente el TDD sino el THD, ya que las medidas son instantáneas con corrientes a frecuencia fundamental diferentes del promedio de los últimos 12 meses (TDD). Por esa razón las medidas deben llevarse de porcentajes a amperios y posteriormente dividirlas por IL para convertirlas a.

La solución para calcular el TDD consiste en llevar las mediciones de armónicos en porcentaje a amperios, y luego dividir por la corriente demandada.

7.8.2 Límites aplicables a la empresa suministradora

La calidad de la tensión que suministra la empresa de energía con respecto a los armónicos, se mide en términos de la pureza de la onda sinusoidal, por lo que el índice que la define es el THD de voltaje y los índices de distorsión armónica individual de tensión.

7.9 Armónicos y factor de potencia

La presencia de rectificadores distorsiona las lecturas de factor de potencia e incrementa la lectura de potencia aparente sobre todo en contadores de tipo electrónico.

El factor de potencia es un concepto que aparece aplicado en sistemas a 60 Hz y su manejo en presencia de armónicos depende del tipo de medidor.

En términos generales el efecto de los armónicos sobre el factor de potencia es el de disminuirlo ya que aumenta la potencia aparente total. El factor de potencia en presencia de armónicos está dado por:

2....

2

2

2

1 nRMS IIIV

P

IV

P

S

PPF

En la Figura 70 se muestra la representación gráfica del factor de potencia en presencia de armónicos. La potencia reactiva Q está dada por las componentes fundamentales de corriente y tensión, mientras que los contenidos armónicos generan la componente D. En este caso:



2222 DQPStotal

Figura 70. Factor de potencia en presencia de armónicos

Si las cargas son importantes frente a todo el tamaño de la planta se debe analizar cuál es el peor punto de trabajo del rectificador respecto al factor de potencia a compensar ya que la proporción kW/kvar se reduce sustancialmente en el rectificador para puntos de trabajo cercanos a la mitad de la capacidad nominal en muchos de los casos.

Si el tamaño del rectificador es pequeño (menor del 20%) de la carga total de la planta, y dado que siempre el mayor consumo de kvar ocurrirá en puntos de trabajo cercanos a la carga nominal del rectificador, los cálculos de compensación del factor de potencia se deben hacer para estas condiciones.

El enfoque del estudio de compensación reactiva en estos casos se sugiere hacerlo teniendo en cuenta los siguientes factores:

- Punto de trabajo con peor factor de potencia (dato del fabricante). - Ciclo de trabajo (no siempre se trabaja en esos puntos de mal factor de potencia) para no

sobrecompensar. - Ubicación de condensadores cercanos a la carga a compensar con el fin de reducir pérdidas,

pero teniendo en cuenta que los armónicos no sobrecarguen los condensadores. - Combinación compensación - filtros buscando aprovechar en algunos casos los condensadores

como filtros y en otros casos buscando rechazar los armónicos para que no afecten los condensadores.

La no compensación en los puntos de ubicación de la carga final trae consigo un incremento fuerte de las pérdidas y la sobrecarga de transformadores mientras que la compensación en el punto de carga, si no es adecuadamente verificada, traerá consigo la sobrecarga de condensadores.

7.10 Modelación de elementos para análisis de armónicos

Para realizar los análisis de armónicos es indispensable un modelamiento correcto de los elementos que más influyen en el fenómeno. Algunos programas de computador especializados para este tipo de análisis ya tienen incorporados estos modelos.

7.10.1 Modelos para fuentes

Los generadores y máquinas rotativas se pueden modelar como una inductancia en paralelo con una resistencia. La inductancia puede obtenerse de la reactancia de secuencia negativa. Hasta el momento no se conoce una recomendación concreta sobre el valor de la resistencia.

7.10.2 Modelos para cargas generadoras de armónicos

Las cargas generadoras de armónicos tales como puentes rectificadores, inversores, etc., pueden modelarse siguiendo alguna de las siguientes alternativas:

- Es posible realizar un modelo detallado del elemento generador de armónicos: puentes rectificadores, inversores, etc. Estos modelos pueden utilizarse en programas como el EMTP.

- Pueden utilizarse los modelos propios de los programas de simulación especializados.



- La mayor parte de las cargas generadoras de armónicos se comportan como fuentes de corriente. Este modelo es muy útil para trabajar con mediciones realizadas en la carga. El modelo consiste simplemente en utilizar una fuente de corriente del valor medido para cada uno de los armónicos.

7.10.3 Modelación de conductores

Para los conductores se pueden utilizar los siguientes modelos:

- Modelo RL para armónicos de baja frecuencia y conductores de baja capacitancia (cables de baja tensión, conductores desnudos)

- Modelo PI o de parámetros distribuidos para cables de media tensión, redes de distribución y líneas de transmisión.

Debe tenerse en cuenta que para cada una de las frecuencias el valor de la inductancia y de la resistencia varían debido al efecto piel, y que este fenómeno es más apreciable para los conductores de mayor calibre.

7.10.4 Modelación de transformadores

Los transformadores se pueden representar por una resistencia Rs en serie con el paralelo entre una inductancia L y una resistencia Rp como ilustra la Figura 71 El CIGRE recomienda seleccionar Rs y Rp como

110902

SSR

V

30132

V

SRP

S = Potencia nominal del transformador

V = Tensión nominal del transformador.

RS

RPL

Figura 71. Modelo del transformador para análisis de armónicos

7.10.5 Cargas no generadoras de armónicos

Las cargas son elementos muy difíciles de representar en un estudio de armónicos, sin embargo se pueden utilizar tres métodos para modelarlas.

Primer método: La reactancia equivalente a las cargas se desprecia y se usa una resistencia.

R = Un2 /Pn

Un, Pn: tensión y potencia activa nominales.

A medida que el orden del armónico crece, se debe afectar este valor, de tal forma que parar el quinto armónico se usa 1.3 R y para el décimo se usa 2R.

Segundo Método: La resistencia asociada a la carga se calcula con el método anterior pero se le asocia una inductancia en paralelo. Esta inductancia se calcula usando una estimación del número de motores en servicio su potencia instalada y su reactancia, multiplicada por el orden del armónico.



Tercer Método: Es obtenido de resultados experimentales, de los cuales se estableció que entre los ordenes 5 y 20 de los armónicos se pueden representar las cargas por una reactancia Xs en serie con una resistencia R, y este arreglo en paralelo con una reactancia Xp.

PnUn R

2

nR 0.073 Xs

0.74 - 6.7tanXp

nR

PnQn

tan

Vn, Qn,Pn : Tensión, potencia reactiva, potencia activa nominales.

7.11 Medidas remediales para el control de armónicos

Los problemas de flujo de armónicos se ven agravados por la presencia de condensadores que introducen polos y ceros a la función Z (w), amplificando el efecto de los armónicos.

Si el análisis de armónicos demuestra que tales eventos suceden, se pueden considerar varias alternativas.

7.11.1 Reubicación

Muchas veces reubicar bancos de condensadores en otros sitios, modificar distancias de cables, alimentar rectificadores desde otros transformadores etc., pueden ser una eficiente solución para problemas de amplificación armónica. La adopción de estas medidas debe estar adecuadamente apoyada en simulaciones.

7.11.2 Cancelación de pasos de compensación reactiva

Para la compensación de; factor de potencia, es usual utilizar controles que ponen en servicio unidades de acuerdo con los requerimientos. En alguno de los pasos de compensación se pueden producir resonancias importantes, las cuales si son adecuadamente identificadas en el estudio pueden resolverse cambiando el tamaño de los condensadores (si se descubre en el proceso de planeación) p sencillamente evitando el paso correspondiente en el control.

7.11.3 Instalación de filtros

La utilización de filtros R-L-C previstos para absorber las corrientes armónicas producidas por un equipo, resulta ser la solución técnica más completa, pero a la vez la más costosa.

El dimensionamiento de filtros puede ser tal que los condensadores del filtro sirvan también como parte de la compensación del factor de potencia. No existen realmente reglas determinísticas únicas para el diseño de filtros y es en gran parte la experiencia y el ensayo y error los métodos que ofrecen un mejor resultado.

Los filtros se pueden colocar para resolver problemas de distorsión armónica de tensión o para resolver problemas de grandes corriente armónicas inyectadas al sistema.

Las corrientes armónicas se pueden dominar de las siguientes formas:

- Usando una alta impedancia en serie para bloquear su paso. - Derivarlas por medio de un camino de baja impedancia.

Los filtros en serie llevan toda la corriente de carga y se deben aislar a la tensión de línea, mientras que los filtros paralelos llevan únicamente una fracción de la corriente de carga.

Dado que los filtros serie son más costosos y que los paralelos pueden ser usados para compensar el factor de potencia a la frecuencia fundamental, los filtros más usados son los paralelos.

Existen dos tipos generales de filtros, los sintonizados y los amortiguadores. El filtro sintonizado de la manera más sencillo es el de sintonía simple (single tuned) mientras que el amortiguador más importante es el pasa alta (high pass). Los sintonizados se usan cuando se deban filtrar una o varias frecuencias, mientras los amortiguadores se usan para filtrar una banda más ancha.



Filtros de sintonía simple La Figura 72 ilustra este tipo de filtro.

Z(W)

Figura 72. Filtro de sintonía simple

En la Figura 73 se muestra la respuesta en frecuencia de este filtro, como puede observarse, el filtro se convierte en una impedancia baja para un valor único de frecuencia (frecuencia de sintonía).

Figura 73. Respuesta en frecuencia del filtro de sintonía simple

Filtro amortiguado de segundo orden Este tipo de filtro es muy parecido al filtro de sintonía simple, la diferencia consiste en una resistencia que se inserta en paralelo con la inductancia. Esta resistencia garantiza una baja impedancia del filtro para frecuencias altas. En la Figura 74 se muestra el esquema del filtro.

Figura 74. Filtro amortiguado de segundo orden

En la Figura 75 se muestra la respuesta en frecuencia de este filtro, como puede observarse, el filtro se

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

-100 150 400 650 900

Frecuencia (Hz)

Imp

ed

anc

ia (

Oh

m)



convierte en una impedancia baja a partir de un valor de frecuencia, es decir que siempre filtra las altas frecuencias.

Figura 75. Respuesta en frecuencia del filtro amortiguado de segundo orden

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0 250 500 750

Frecuencia (Hz)

Imp

ed

anc

ia (

Oh

m)



8 MODELACIÓN DE ELEMENTOS PARA ESTUDIOS DE CALIDAD DE POTENCIA

Como premisa fundamental debe considerarse que solo cuando es necesario determinar con precisión sobrevoltajes o sobrevoltajes para los cuales los métodos simplificados no estén acordados, un análisis con modelos detallados es requerido.

8.1 Inicialización de escenarios de cálculo

La solución de un fenómeno transitorio depende de las condiciones iniciales con las cuales el transitorio es iniciado. Algunas simulaciones puede ser realizadas con cero condiciones iniciales, pero el general se deben recrear escenarios que lleven una buena aproximación de la realidad y resultados conservativos. En los posible y si es viable a nivel de cálculo, se debe considerar estado estable, con flujo de potencia de acuerdo al tipo de simulación requerida.

8.2 Paso de simulación

En cualquier simulación realizada, el tiempo de paso para la solución numérica de las ecuaciones debe ser congruente con la velocidad máxima de la ventana, es decir el tiempo de paso debe ser por lo menos una décima parte del periodo correspondiente a la máxima frecuencia observada en la ventana. El tiempo de paso debe ser siempre menor al tiempo de viaje de cualquier elemento de propagación en la simulación.

Cuando se tengan dudas sobre el valor seleccionado se pueden comparar diferentes tiempos de paso y cuando los cambios no sean importantes indicará que se ha encontrado un tiempo de paso adecuado.

8.3 Oscilaciones Numéricas

Se presentan básicamente por cambios súbitos de corriente en bobinas y de voltaje en capacitores como resultado de suicheos, se recomienda usar resistencias para estabilizar la solución numérica, en paralelo a bobinas y en serie a capacitores. El cálculo de la resistencia se muestra a continuación:

2 25.4 9.4

0.152

amorL

amorC

L LR

t t

tR

C

8.4 Modelos de líneas y cables

En general los modelos de líneas y cables parten de las ecuaciones fundamentales que tienen la forma dada en el Capitulo I. A continuación se describe brevemente los diferentes modelos que son utilizados para la simulación de transitorios.

8.4.1 Modelo PI

Este modelo usa la aproximación discreta de los parámetros distribuidos constantes, en este tipo de modelos no se consideran modos de propagación y su enfoque es circuital. Por ello se usa para estado estable o para transitorios a baja frecuencia donde los fenómenos de propagación no cobran importancia. Los cálculos de las impedancias se hacen para una frecuencia determinada. Este modelo tiene restricción en la longitud según

max

max5

vl

f

En general se recomienda no exceder 250km para este tipo de modelos.

8.4.2 Modelo parámetros distribuidos constantes

En este tipo de modelos se calculan la propagación para los diferentes modos, la solución se realiza de forma desacoplada a través de descomposición modal y luego se transforma al dominio



de las fases a través de la matriz de transformación. A Continuación se presenta el ejemplo de la formulación utilizada.

fase modo fase modo

21modo

fase fase modo2

' '

v i

v v

V T V I T I

d VT Z Y T V

dx

En los modelos con parámetros constantes tanto las matrices de impedancia como las de transformación son calculadas a una sola frecuencia y esto es vital a la hora de ajustar los modelos. Estas matrices son en general variables con la frecuencia por lo cual este modelo es una aproximación que requiere de cuidado.

8.4.3 Modelo parámetros distribuidos variables con la frecuencia

Para este modelo, los parámetros se aproximan mediante funciones en el dominio de la frecuencia, para el paso al dominio del tiempo de acuerdo al programa utilizado puede usarse una matriz de transformación constante o aplicar la convolución.

La Tabla 27 y la Tabla 28 presentan los aspectos mas importantes de la modelación de líneas para cada una de las ventanas.

Tabla 27 Modelación de líneas – aspectos clave

VENTANA

ASPECTO

I II III IV

Temporales Maniobras Rayo Voltaje

de recuperación

Representación de líneas transpuestas

Parámetros concentrados modelo PI

Parámetros distribuidos modelo multifase

Parámetros distribuidos modelo multifase

Parámetros distribuidos modelo monofásico

Asimetría de la línea Importante

Asimetría capacitiva es importante, también la inductiva pero es despreciable para estudios estadísticos.

Despreciable para simulaciones monofásicas, sino es importante

Despreciable

Parámetros dependientes de la frecuencia

Importante Importante Importante Importante

Efecto corona Importante si el voltaje en el conductor de fase excede el voltaje corona

Despreciable Muy importante Despreciable

Tabla 28 Principales modelos de líneas ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.

MODELO APLICACIÓN LIMITACIONES

1. PI Exacto Inicialización

2. PI Nominal Inicialización - Transitorios

Inicialización a una sola frecuencia Selección del número de secciones Problema con la regla trapezoidal debido a capacitancia



MODELO APLICACIÓN LIMITACIONES

3. Modelo de onda viajera con matriz de transformación constante

Transitorios

Selección de la frecuencia para calcular el modelo Reflexiones debido a las resistencias distribuidas que representan las pérdidas En la mayoría de casos, discrepancias debido a la real aproximación de los coeficientes de la matriz de transformación Aproximación en el calculo de los términos anteriores debido al tiempo de paso.

Tiempo de paso1 / 2

Tiempo de propagación para cada modo

4. Modelo dependiente de la frecuencia con matriz de transformación constante.

Transitorios

La matriz de transformación es dependiente de la frecuencia para cables y conductores multifase a bajas frecuencias Los coeficientes de la matriz de transferencia con en muchos casos aproximados a los coeficientes reales Limitación por tiempo de paso.

5. Modelo dependiente de la frecuencia con matriz de transformación dependiente de la frecuencia

Transitorios

Los coeficientes de la matriz son en muchos casos aproximados a los coeficientes reales Limitaciones por tiempo de paso

6. Modelo en el dominio de las fases

Transitorios e inicialización No es muy común. Una de las ventajas puede ser evitar la aproximación de coeficientes de la matriz de transformación real.

8.4.4 Aspectos a considerar en las modelaciones de líneas y cables

- Los parámetros concentrados representan elementos calculados para la frecuencia industrial, son adecuados para estado estable y pueden ser utilizados en simulaciones de transitorios en la cercanía de la frecuencia para la cual fueron calculados.

- El orden de las fases es importante y puede arrojar resultados diferentes sobre todo en líneas doble circuito

- Considerar la transposición real de las líneas arroja resultados más reales en estudios de sobretensiones.

- La temperatura es un aspecto que afecta la resistencia por lo cual se debe tener en consideración.

- En la modelación de cables debe tenerse claridad en la construcción física del cable es decir, conductor, capas semiconductoras, capas aislantes, pantalla, armadura y chaqueta. Cada componente influirá en las impedancias.

- En cables es importante considerar la modelación de las chaquetas y los arreglos de conexiones entre ellas, ya que afectan las sobretensiones que se generan.

- En los modelos de parámetros distribuidos en los cuales se modela pérdidas con la resistencia distribuida de en los extremos y en la mitad, se debe tener en cuenta que la resistencia total debe ser menor a la impedancia característica de la línea, de lo contrario el modelo no es adecuado.

- En los modelos donde se calcula la matriz de transformación a una frecuencia fija, debe seleccionarse la frecuencia que involucre más energía durante el fenómeno transitorio.

8.5 Modelos de transformadores

Los modelos de transformadores consideran tres aspectos fundamentales, impedancias de cortocircuito, comportamiento del núcleo (magnetización, histéresis) y acoplamiento capacitivo. El énfasis en cada uno de estos aspectos dependerá de la ventana en estudio y del cálculo



específico que se quiera realizar.

A continuación se presentan los aspectos más importantes en la modelación de transformadores de potencia y de medida en la Tabla 29 y la Tabla 30.

Tabla 29 Modelación de transformadores de potencia – aspectos clave

Aspecto VENTANA

I II III IV

Representación

(considera

voltajes

transferidos)

Impedancia de corto circuito

Muy importante Muy importante Importante para

voltaje transferido, sino despreciable

Despreciable

Saturación Muy importante

Importante para

energización y rechazo de carga con aumentos de voltaje, de otra forma

despreciable

Despreciable Despreciable

Pérdidas serie, dependencia de la frecuencia

Muy importante Importante Despreciable Despreciable

Histéresis y pérdidas en el núcleo

Importante solo para el

fenómeno de resonancia

Importante solamente para energización


Acoplamiento capacitivo

Despreciable Importante para voltajes

transferidos, de otra forma despreciable

Muy importante para

voltajes transferidos, de otra forma despreciable

Muy importante para voltajes transferidos, de otra forma despreciable

Tabla 30 Modelación de transformadores de medida – aspectos clave

ASPECTO VENTANA

I II III IV

Representación

Transformador

inductivo de voltaje

Despreciable

Transformador

capacitivo de voltaje

Transformador de voltaje y de corriente

Saturación

Importante en caso de carga atrapada si no hay transformadores o reactores en paralelo

Despreciable Despreciable Despreciable

Capacitancia Despreciable Despreciable

Importante especialmente para transformadores de voltaje capacitivos

Muy importante



Inductancia transformador de

corriente Despreciable Despreciable Despreciable

Importante para muy altas frecuencias

8.5.1 Aspectos clave en la modelación de transformadores

- En transformadores de potencia, para la modelación del núcleo es vital considerar el tipo. - Cuando se calculan voltajes transferidos en transformadores de potencia, el modelo es más

complejo y requiere tener en cuenta el acoplamiento capacitivo con precisión. - El modelo de saturación cobra mucha importancia ante fenómenos de resonancia. - Debido a que las capacitancias de acoplamiento son en general datos no suministrados, en

general se hacen supuestos y se toman valores sugeridos por libros y normas. - Para transitorios en la ventana I puede llegar a ser importante el cambiador de taps y el control

asociado para los transformadores de potencia, esto es vital en la estabilidad de voltaje frente a eventos en la red.

8.6 Modelos de fuentes y máquinas

En general los modelos para las fuentes deben considerar aspectos como el voltaje, ángulo, el nivel de cortocircuito, frecuencias de resonancia, tipo de conexión y control, cada uno de estos aspectos incide en los resultados de las simulaciones sin embargo en general las fuentes se representan con fuentes ideales y las impedancias de secuencia positiva y cero, ajustadas a un estado de flujo de carga, y solo cuando es necesario para estudios de resonancia se deben considerar las frecuencias específicas de un equivalente de fuente del sistema de acuerdo con modelos especializados.

8.6.1 Máquina sincrónica.

En general la modelación de una máquina sincrónica es compleja, sin embargo de acuerdo a cada ventana de análisis se pueden descartar elementos que no inciden en el comportamiento para ciertos rangos de frecuencia. La Figura 76 muestra el diagrama de bloques de la máquina sincrónica.

Figura 76 Diagrama de bloques de la máquina sincrónica

La Tabla 31 muestra los aspectos a considerar en la modelación de la máquina para cada ventana.



Tabla 31 Modelación de generadores – aspectos clave

ASPECTO Ventana

I II III IV

Representación

Una detallada representación de la parte mecánica y eléctrica incluyendo efectos de saturación

Una representación simplificada de la parte eléctrica, fuente ideal AC con impedancia transitoria dependiente de la frecuencia

Circuito lineal por fase que involucre las frecuencias de respuesta de la máquina

Capacitancia a tierra por fase

Transición entre periodo subtransitorio - transitorio y estado sincrónico

Muy importante si está cerca del punto del evento de suicheo

Importante solo para el decaimiento de la corriente de cortocircuito, de otro modo despreciable


Control de voltaje Muy importante Despreciable Despreciable Despreciable

Control de velocidad

Importante Despreciable Despreciable Despreciable

Capacitancia Despreciable Importante Importante Muy importante

Parámetros dependientes de la frecuencia

Importante Importante Despreciable Despreciable

8.6.2 Aspectos clave en la modelación de fuentes

- La conexión es importante ya que afecta la circulación de corrientes por tierra. - Se recomida en general analizar el ajuste de las fuentes de acuerdo a flujos de carga que

lleven a las mayores sobretensiones de acuerdo al fenómeno estudiado. - Para la ventana III el valor del voltaje de estado estable en el sistema ante eventos

atmosféricos generará un offset del valor registrado cuando se realiza el estudio sin considerar estado estable a frecuencia industrial. Lo anterior es vital para analizar el peor caso ya que el punto de la onda de tensión influirá en el flameo inverso.

8.7 Modelos descargadores de sobretensiones

En este trabajo solo se consideran descargadores del tipo ZnO. Los modelos de este tipo de dispositivos comúnmente tratan de representar la característica no lineal, la cual está dada por la siguiente expresión:

q

ref

vi p

v

Esta expresión muestra que el comportamiento es exponencial y cada uno de los parámetros depende de cada uno de los segmentos. En la práctica los modelos comprenden resistencias no lineales con ajuste lineal o exponencial y la combinación de éstas con inductancias y capacitancias para emular la respuesta en frecuencia y las conexiones del dispositivo.

La Tabla 32 muestra los principales aspectos a considerar en la modelación de los descargadores de sobretensiones.



Tabla 32 Modelación de descargadores de sobretensiones – aspectos clave

ASPECTO VENTANA

I II III IV

Representación

Característica V-I dependiente de la temperatura

Importante Despreciable Despreciable Despreciable

Característica V-I dependiente de la frecuencia

Despreciable Despreciable Importante Muy importante

inductancia del bloque MOV


Inductancia cables de tierra


En las ventanas I y II generalmente es suficiente considerar resistencias no lineales, ya que su interés principal es la energía, para las ventanas III y IV el modelo requiere de especial cuidado con la respuesta en frecuencia, para estos casos existen modelos como el propuesto por IEEE, mostrado en la Figura 77, que consideran dos resistencias no lineales y un filtro, el cálculo de las no linealidades se hace basado en un estudio realizado por Durbak sobre el comportamiento de los descargadores de ZnO. En el Anexo 3 se da un ejemplo para el ajuste del modelo.

Figura 77 Modelo IEEE para descargadores de sobretensiones

8.7.1 Aspectos clave para la modelación de descargadores

- Para cálculo de energía el modelo de resistencia no lineal arroja resultados más conservativos por lo cual es recomendado.

- Por lo general los fabricantes no dan datos inferiores que permitan un ajuste adecuado del modelo del descargador para sobretensiones temporales, por lo cual es importante interpolar y obtener más datos, la curva resultante debe ser multiplicada para ajustar su pendiente de tal forma que el descargador, al ser probado con una tensión por encima de su Ur consuma la energía indicada por la curva mas crítica de soportabilidad a frecuencia industrial dada por el fabricante.

- En general, en subestaciones para ventanas III y IV, la impedancia de la estructura puede ofrecer mejor transmisión que el cable del descargador principalmente por la alta frecuencia, se recomienda considerarla e implementarla con un segmento de línea con Zc y longitud L con aproximación cilíndrica.



- Para las ventanas II y III, cuando no hay suficientes datos aportados por el fabricante debe hacerse interpolación considerando la característica no lineal, es decir tipo exponencial para el cálculo de puntos desconocidos y se debe verificar los niveles de protección declarados por el fabricante.

- EL cambio de característica con la frecuencia es vital para simulaciones destinadas a obtener las máximas sobretensiones por rayo, debido a que mayores di/dt generan más sobretensión y evidencia retardo en la protección que brinda el descargador, por lo cual no es adecuado usar únicamente el modelo de resistencia no lineal y se recomienda para estos casos el modelo propuesto por IEEE ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.o variaciones de este.

1.1.1 Modelo del interruptor

Para el estudio de las sobretensiones, el aspecto de interés principal de los interruptores es la maniobra de cierre, la cual involucra la disparidad de polos que afecta directamente el valor de las sobretensiones generadas por maniobras. La apertura de los interruptores puede generar sobretensiones debido al reencendido, esto afecta directamente el aislamiento longitudinal y puede generalmente ocasionar altas sobretensiones en bancos de compensación.

Tabla 33 Modelación de interruptores – aspectos clave

OPERACIÓN ASPECTO VENTANA

I II III IV

CIERRE

Disparidad de polos Importante Muy importante Despreciable Despreciable

Preencendido (decrecimiento del gap vs tiempo

Despreciable Importante Importante Muy importante

APERTURA

Interrupción de alta corriente (ecuaciones de arco)

Importante solo para estudios de capacidad de interrupción

Importante solo para estudios de capacidad de interrupción


Corte de corriente (estabilidad del arco)

Despreciable

Importante solo para interrupción de pequeñas corrientes inductivas

Muy importante Muy importante

Característica de reencendido (aumento del gap vs tiempo)

Despreciable



Interrupción de corriente de alta frecuencia

Despreciable



8.7.2 Aspectos clave en la modelación de interruptores

- Para la maniobra de cierre es fundamental tener los datos de disparidad máxima de polos y realizar una adecuada simulación estadística considerando la orden de cierre y el cierre de cada polo con distribución uniforme y normal respectivamente.

- Para la maniobra de apertura es importante considerar los tiempos del interruptor, el máximo retraso entre polos y las capacitancias dadas por el fabricante. Los valores de capacitancia entre polos y entre polos y tierra son fundamentales porque afectan la sobretensión transitoria de recuperación.



9 ESTUDIOS DE CALIDAD DE LA POTENCIA

Los estudios de calidad de la potencia eléctrica requieren de un procedimiento claro y sistemático para identificar y resolver los problemas relacionados con los equipos o los procesos de la industria. Los estudios en calidad de potencia requieren de los siguientes pasos:

- Planeamiento y Preparación - Inspección - Monitoreo de potencia - Análisis de datos - Aplicación de acciones correctivas y recomendaciones

Para aproximarse correctamente a la solución de los diferentes problemas se requiere un plan de trabajo que abarque los diferentes pasos a seguir.

9.1 Objetivo

Los objetivos típicos que se pueden definir son los siguientes:

- Solucionar un problema de mal funcionamiento de un equipo. - Identificar y corregir fuentes de interferencia en una instalación o red. - Determinar el estado de una red a la luz de las normas de calidad de energía.

9.2 Información requerida

Gran parte de la información preliminar necesaria, se recolecta a través de preguntas al personal que se encuentra directamente relacionado con el área objeto de estudio como es:

- Descripción del problema, incluyendo el tiempo de ocurrencia y la periodicidad. - Identificación de los equipos afectados y su localización tanto física como eléctrica. - Datos técnicos de los equipos afectados. - Identificación de las cargas dentro de la planta. - Comportamiento de las protecciones en los eventos de fallas y/o perturbaciones.

Adicional a esto se debe contar con la siguiente información:

- Diagramas unifilares generales. - Datos de los transformadores de potencia: Impedancia, conexión, tensiones y potencias

nominales. - Datos de los cables: Calibre, material, aislamiento, tipo de canalización, cantidad, etc. - Datos de las cargas: potencia nominal, corriente de arranque, tipos de arrancadores y

variadores de velocidad. - Hábitos y/o ciclos de producción. - Cuentas de energía activa y reactiva (como mínimo de los últimos tres meses). - Datos de los bancos de condensadores: Potencia, tensión, conexión, cantidad de

condensadores, pasos, ubicación. - Características de las cargas generadoras de armónicos (rectificadores, reguladores,

variadores, UPS’s, etc.).

9.3 Historia del sitio

El primer paso en una investigación o estudio de calidad de potencia es tener una buena descripción del problema. Toda la información posible de los equipos eléctricos dentro o cerca de la industria relacionada al problema, debe ser recolectada. Debe ponerse especial cuidado a los eventos de operación y maniobra durante el período de monitoreo de la potencia.

La parte más importante en la recolección de la información sobre la historia del sitio consiste en realizar una serie de preguntas muy simples al personal de la planta. Los operadores de los equipos o procesos y el personal de mantenimiento pueden a menudo explicar problemas del equipo y los métodos utilizados para corregir esos problemas.



9.4 Alcance de las actividades

Algunos factores que determinan el alcance de las actividades son:

- El tamaño de la instalación y la complejidad del sistema eléctrico - La cantidad y complejidad del equipo que será inspeccionado - El número de analizadores y su ubicación física dentro de la planta - Tiempo de duración del monitoreo - Acceso a áreas o equipos con restricción - Opciones especializadas de los analizadores como puntas de prueba de RF y transformadores

de corriente - La cantidad y complejidad de la información dada por el analizador - El número y duración de los eventos registrados. Capacidad de registro de eventos

9.5 Recursos

Las herramientas comúnmente usadas en un estudio de calidad de potencia incluyen un analizador de redes, un multímetro, un medidor de resistencia de puesta a tierra y una pinza de puesta a tierra y corriente, y los implementos de seguridad industrial.

9.6 Inspección del sitio

La inspección del sitio involucra las siguientes actividades.

9.6.1 Inspección visual

Los aspectos que se deben tener en cuenta en la inspección visual son los siguientes:

- Tipo de servicio eléctrico (aéreo o subterráneo) - Instalación de capacitores para corrección de factor de potencia - Fábricas vecinas las cuales podrían ser fuente de interferencias - La subestación de la empresa de energía correspondiente al circuito que alimenta la planta

Las cargas eléctricas más importantes deben ser revisadas. En especial se debe observar las cargas cercanas al equipo afectado. Se debe tomar nota de las cargas que históricamente han ocasionado los mayores problemas. Inspeccionar el cableado de las cargas mayores para detectar cables flojos en las conexiones. Las cargas más importantes podrían ser las siguientes:

- Fotocopiadoras grandes - Variadores de velocidad - UPS - Ascensores - Sistemas de iluminación controlados por reloj - Compresores de aire - Equipos de soldadura - Cargadores de batería - Sistemas de aire acondicionado

En la inspección del sistema de distribución eléctrica se debe observar:

- Conductores oxidados o partidos - En los transformadores se debe observar la temperatura, ruido, goteo de aceite - Tableros eléctricos con breakers calientes

Luego de la inspección visual debe quedar claridad acerca del esquema eléctrico y una idea global del estado de la instalación.

9.6.2 Inspección física

El proceso de inspección se debe hacer sobre el servicio eléctrico de entrada y sobre las conexiones de las cargas críticas. La siguiente tabla es una ayuda para identificar problemas causados por conexiones.



Tabla 34. Problemas causados por malas conexiones

PROBLEMA EFECTO

Conexiones flojas Impulsos, caída de voltaje

Falla en breakers (Caliente) Impulsos, caída de voltaje

Neutro conectado a tierra Corriente a tierra

Neutro y tierra trocados Corriente a tierra

Alta impedancia de neutro en circuitos trifásicos (abierto)

Fluctuaciones extrema de voltaje (alto o bajo), fluctuación de voltaje de neutro y tierra

Alta impedancia de neutro a tierra en la conexión del transformador

Fluctuación de voltaje, fluctuación de voltaje de neutro y tierra

Alta impedancia de neutro a tierra en la conexión del servicio de entrada

Fluctuación de voltaje, fluctuación de voltaje de neutro y tierra

Alta impedancia de circuito de tierra (abierto) Fluctuación de voltajes de neutro y tierra

Las discrepancias que se encuentren en esta etapa deben ser corregidas antes de empezar una etapa de monitoreo. En lo posible se deben corregir todos los problemas detectados antes de instalar equipos de monitoreo.

9.6.3 Enchufes y cables de equipos de potencia

Los cables y enchufes de los equipos de potencia normalmente sufren desgaste y muchos de los problemas pueden ser simplemente resultados de este deterioro. Se debe revisar puntos donde se detecte picaduras en el aislamiento. Una señal importante es la temperatura en algún punto del cable donde exista falla.

9.6.4 Tomas

Se deben revisar las tomas de muro o de piso para detectar problemas de fisuras, señales de arqueo, conexiones a tierra en buen estado. Una elevada temperatura puede ser una señal también de problemas de una buena conexión en el tomacorriente. Si es posible realizar desconexión del equipo que esté conectado al tomacorriente se debe hacer con el fin de realizar un chequeo de la tensión de alimentación.

9.6.5 Tableros de circuitos

Se deben revisar las conexiones en el tablero ya que es usual que se presente una pérdida de conexión. La correcta conexión de las tierras y los neutros debe ser revisada.

Se deben medir todos los voltajes fase-neutro, fase-tierra y fase-fase. Una diferencia mayor del 5% de alguno de los voltajes con respecto al grupo correspondiente es una señal que debe ser atendida y buscar origen de dicha anomalía. Una diferencia mayor al 5% en el voltaje puede ser síntoma de desbalance de carga o una caída excesiva de voltaje en el alimentador. El voltaje fase-tierra debe ser ligeramente mayor que el voltaje fase - neutro en operación con carga normal. La diferencia es un indicador de la caída de voltaje en el alimentador (I*R). Esta diferencia normalmente no debe ser mayor del 2% del voltaje nominal. Si esta diferencia es cero o un valor muy bajo, es un indicador de que el neutro está conectado a tierra.

Se deben realizar medidas de corriente en cada circuito con el fin de verificar que no se supere el 80% de la capacidad del conductor o del ratado del breaker de protección. Se debe realizar medida de corriente en los conductores de tierra. Una corriente mayor de 100 mA por el conductor de tierra en un circuito de 1 ó 2 amperios justifica una investigación del equipo conectado a este circuito.



Se debe chequear la presencia de puntos calientes ya que los breakers se diseñan para estar en sitios donde la temperatura ambiente máxima no supere los 40 ºC, ya que de lo contrario puede hacer falsos disparos.

9.6.6 Transformadores

Se debe chequear la temperatura en los transformadores identificando si hay calor excesivo. De igual manera se debe prestar atención a un exceso de vibración o ruido audible. Una vibración excesiva puede ocasionar pérdida de conexión. Además, se deben chequear las conexiones en el transformador.

La conexión entre el neutro del transformador y la tierra de seguridad debe estar hecha y se debe verificar. La corriente por esta conexión se debe medir y debe ser muy pequeña. Un transformador que tenga como carga 200 computadores personales se debe esperar tener una corriente de neutro a tierra de 1 amperio.

Se deben medir los voltajes fase-neutro, fase-tierra y fase-fase con el fin de detectar desbalances. Se debe medir la diferencia de voltaje entre el neutro y tierra con el fin de asegurar que la conexión no este floja o interrumpida.

9.7 Monitoreo

Se debe llevar un registro de todas las actividades realizadas, el registro debe contener la localización, fechas, tiempos y condiciones especiales de cada medida, ideas, comentarios y planes. Esta información puede servir para documentar posteriormente los reportes.

9.7.1 Ubicación de los analizadores

Para planear la ubicación de los analizadores se pueden seguir las siguientes indicaciones.

El analizador es instalado en el alimentador general La información del analizador muestra la calidad de la potencia general de la planta. La ausencia de eventos registrados en un analizador no garantiza que no existan problemas en otra parte de la planta. Los eventos que se registren en el sistema principal de alimentación pueden afectar cargas en todas las partes de la planta.

Los datos registrados por el analizador reflejan dos cosas:

- Fuentes de interferencia procedentes de la fuente, empresa de suministro de energía eléctrica - Interacción de las cargas mayores con la impedancia de la fuente de la planta

El analizador es instalado en un alimentador y tablero de control Los datos que suministra el analizador muestran la calidad de la potencia para un área específica dentro de la planta. Los datos del analizador reflejan el impacto que las cargas cercanas al área tienen sobre el alimentador.

La ausencia de registros de evento por parte del analizador no garantiza que no existan problemas en los ramales de los circuitos. Los problemas que se registren en el analizador no significan necesariamente que el problema sea común a la entrada de energía de la planta.

El analizador es colocado en un ramal de circuito o en un tomacorriente Los datos del analizador muestran la calidad de la potencia del ramal del circuito. La ausencia del registro por parte del analizador no indica que no existan problemas en el resto de la planta.

Los problemas que se registren en el ramal de circuito no implican que el problema sea común con la entrada principal de alimentación.



Figura 78 Ubicación del Analizador de Redes

9.7.2 Proceso de monitoreo

De acuerdo con las necesidades del cliente puede realizarse la toma de registros periódicos o de eventos.

- Registros periódicos: se utiliza en estudios de consumo de energía reactiva, conexión de condensadores en presencia de armónicos, calentamiento de transformadores por sobrecarga, caracterización de cargas.

- Registros por eventos: se usa en estudios de daños de equipos (Variadores de velocidad etc.) o por interrupción de procesos.

El proceso de monitoreo involucra lo siguiente:

- Usando el equipo en modo osciloscopio, observar las magnitudes de los voltajes y corrientes, secuencia de fasores y capturar formas de onda.

- Ajustar los intervalos de tiempo para grabar los perfiles de las diferentes variables en el tiempo. - Usando los límites y umbrales de sensibilidad grabar cualquier disturbio o evento que pueda

afectar el equipo o procesos que están siendo monitoreados. - Periódicamente chequear los datos capturados, capturar solo aquellos eventos que son críticos

para el comportamiento del equipo.

9.7.3 Precauciones de Seguridad

- Conectar una tierra segura - Conectar fuente de alimentación del equipo (110/220 Vac) - Realizar las conexiones - No se debe intentar medir corriente en los circuitos en los cuales el voltaje a tierra excede el

ratado máximo de aislamiento de los accesorios del equipo. - Usar guantes aislados cuando se efectúen conexiones a los circuitos de potencia. Los

guantes, zapatos y el piso deben estar secos cuando se realicen las conexiones. - Dado que algunos analizadores usan pinzas de corriente con CT’s, es recomendable conectar

la pinza al equipo de medición antes de instalarla.



9.7.4 Modos de conexión

Sistema trifásico con cuatro hilos, utiliza como referencia de tensión del conductor de neutro, necesita las tres pinzas de corriente, se configura en modo 4W

L2L1

4W3 phase+ neutral

L3N

Figura 79, Sistema Trifásico con 4 hilos (conductor de neutro)

Sistema trifásico con tres hilos, no utiliza conductor de neutro, se debe poner en corto los bornes de referencia, se configura en modo 3W

L2L1

3W3 phase

L3

Figura 80, Sistema trifásico con tres hilos (sin conductor de neutro)

Sistema trifásico con tres hilos, no utiliza conductor de neutro, se usa como referencia de voltaje la fase C, utiliza solo dos pinzas de corriente para las fases A y B, se configura en modo Aaron



L2L1

Aaron3 phase

L3

Figura 81, Sistema trifásico con tres hilos (Aaron)

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