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RESUMEN

La presente tesis consta de un estudio de calidad de producto, el cual ha sido desarrollado en base a las exigencias establecidas en la regulación CONELEC 004/01, la misma que para la determinación de la Calidad del Producto considera como parámetros determinantes: Nivel de Tensión, Perturbaciones de Tensión y Factor de Potencia. Para cumplir con los objetivos establecidos se ha realizado un estudio centrado en la onda de tensión, utilizando para ello las mediciones realizadas por la empresa en estudio durante un período de cinco años. En base a los resultados de las mediciones se ha realizado una evaluación de la calidad de producto que la EEACA entrega a sus usuarios, esto ha permitido determinar los correctivos a ser empleados con el fin de obtener de manera viable la mitigación de los problemas existentes en la red de distribución de la EEACA. Palabras Claves: Calidad de Producto, Onda de Tensión, Variaciones de Tensión, Distorsión Armónica, Flicker de corta duración, métodos para mejorar la calidad de energía eléctrica.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN. 1.2 ANTECEDENTES 1.3 ALCANCE 1.4 OBJETIVO GENERAL 1.5 OBJETIVOS ESPECIFICOS 1.6 ¿QUE ES CALIDAD DE LA ENERGÍA? 1.7 ASPECTOS QUE INVOLUCRAN LA CALIDAD DEL PRODUCTO. 1.8 PRINCIPALES DISTURBIOS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN. 1.8.1 Transitorios. 1.6.1.1 Transitorios tipo Impulso. 1.6.1.2 Transitorios Tipo Oscilatorio. 1.8.2 Caídas de Tensión de Corta Duración (Sags o Dip). 1.8.2.1. Definición. 1.8.2.2. Causas. 1.8.2.3. Efectos. 1.8.3 Sobretensiones (Swells) de Corta Duración. 1.8.3.1. Definición. 1.8.3.2. Causas. 1.8.3.3. Efectos. 1.8.4 Interrupciones. 1.8.4.1. Causas. 1.8.4.2. Efectos. 1.8.5 Variaciones de Tensión de Larga Duración. 1.8.5.1. Tipos de variaciones de tensión de larga duración. 1.8.5.2. Efectos. 1.8.6 Armónicos. 1.8.6.1. Definición. 1.8.6.2. Causas. 1.8.6.3. Efectos. 1.8.6.4. Distorsión Armónica de Corriente de Cargas Típicas. 1.8.6.5. Caracterización de los Armónicos (Secuencia). 1.8.6.6. Armónicos y el Factor de Potencia. 1.8.6.7. Impacto de los Armónicos en la Redes de Media Tensión. 1.8.6.8. El neutro y los Terceros Armónicos. 1.8.7 Fluctuaciones Rápidas de Tensión (Flicker). 1.8.7.1. Definición. 1.8.7.2. Causas. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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1.8.8 Ruido. 1.8.9 Variación de la Frecuencia Fundamental. 1.8.10 Muescas “Notch”. 1.8.10.1. Definición. 1.8.10.2. Causas. 1.8.10.3. Efectos. 1.8.11 Inter Armónicos. 1.8.11.1. Definición.

47 47 48 48 49 49 49 49

CAPÍTULO II SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.C.A.Y EQUIPOS UTILIZADOS PARA EL CONTROL DE LA CALIDAD DE PRODUCTO. 2.1. INTRODUCCIÓN. 2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA E.E.A.C.A. 2.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.C.A. 2.4. DESCRIPCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA DE LA E.E.A.C.A. 2.5. EQUIPOS Y MÉTODOS DE MEDICIÓN EMPLEADOS POR LA E.E.A.C.A. 2.5.1. TOPAS 1000. 2.5.2. MEMOBOX 300. 2.6. NORMALIZACIÓN Y REGULACIÓN CONELEC 004/01 2.6.1. Organismos de Normalización y Normalizaciones relacionadas con la calidad de energía eléctrica. 2.6.1.1. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC). 2.6.1.2. Institute of Electrical and Electronic Engineering (IEEE) 2.6.1.3. European Committe for Standardization (CEN). 2.6.2. Normas Técnicas relacionadas con la calidad de energía. 2.6.3. Regulación CONELEC 004-01, aspectos relacionados con la Calidad del Producto. 2.7. CUANTIFICACIÓN GENERAL DE LAS MEDICIONES REALIZADAS POR LA E.E.A.C.A. PARA EL CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO.

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CAPÍTULO III MEDICIÓN Y ANÁLISIS DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS QUE PERMITEN EVALUAR LA CALIDAD DE PRODUCTO. 3.1 3.2

INTRODUCCIÓN. PARÁMETROS ELÉCTRICOS A CONSIDERARSE SEGÚN REGULACIÓN CONELEC 004/01. 3.2.1. Nivel de Tensión.

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3.2.2. Perturbaciones. 3.2.2.1. Parpadeo (Flicker). 3.2.3. Armónicos. 3.2.4. Factor de Potencia. MEDICIONES REQUERIDAS DE ACUERDO A LO ESTABLECIDO EN LAS REGULACIONES ACTUALES. 3.3.1. Mediciones de Nivel de Tensión. 3.3.2. Mediciones de Perturbaciones. 3.3.2.1. Mediciones de Parpadeo (Flicker) 3.3.2.2. Mediciones de Armónicos. 3.3.3. Mediciones de Factor de Potencia. REQUERIMIENTOS GENERALES Y EQUIPOS EMPLEADOS EN MEDICIONES. 3.4.1. Objetivos del monitoreo. 3.4.2. Necesidades del monitoreo. 3.4.3. Criterios para la selección de puntos de medición.

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CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA CALIDAD DE PRODUCTO EN LA E. E. A. C. A. 4.1. ANÁLISIS DE LOS REQUERIMIENTOS. 4.2. ANÁLISIS DE MEDICIONES ANUALES. 4.3. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2003. 4.3.5 Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2003. 4.3.6 Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2003. 4.3.7 Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2003. 4.3.8 Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2003. 4.3.9 Situaciones críticas encontradas en el año 2003. 4.4. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2004. 4.4.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2004. 4.4.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2004. 4.4.3. Análisis de niveles de tensión en mediciones del año 2004. 4.4.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2004. 4.4.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2004. 4.5. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2005. 4.5.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2005. 4.5.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2005. 4.5.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2005. 4.5.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2005. 4.5.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2005 LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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4.6. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2006. 4.6.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2006. 4.6.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2006. 4.6.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2006. 4.6.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2006. 4.6.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2006. 4.7. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2007. 4.7.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2007. 4.7.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2007. 4.7.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2007. 4.7.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2007. 4.7.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2007. 4.8. RESUMEN DE PORCENTAJES ANUALES.

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CAPÍTULO V DETERMINACIÓN DE CORRECTIVOS (MÉTODOS DE SOLUCIÓN PARA PROBLEMAS CAUSADOS POR FLICKER, ARMÓNICOS Y VARIACIONES EN LA TENSIÓN) 5.1 5.2

5.3

INTRODUCCIÓN MÉTODOS PARA MITIGAR VARIACIONES DE TENSIÓN. 5.2.1. Estabilizadores por pasos. 5.2.1.1. Estabilizador de Pasos con Conmutadores mecánicos (relés). 5.2.1.2. Estabilizador de Pasos con conmutación Electrónica (Triacs). 5.2.1.3. Estabilizador Tipo Broster. 5.2.1.4. Estabilizador con transformador separador. 5.2.2. Estabilizadores a Servomotor (Continuos). 5.2.3. Estabilizadores Ferroresonantes. 5.2.4. Bobina de Petersen. MÉTODOS DE REDUCCIÓN DE ARMÓNICOS. 5.3.1. LAS SOLUCIONES TRADICIONALES. 5.3.1.1. Reducir las corrientes armónicas de las cargas perturbadoras. 5.3.1.2. Disminuir la impedancia armónica de la fuente. 5.3.1.3. Actuar en la estructura de la instalación. 5.3.2. MÉTODOS PARA ENCERRAR ARMÓNICOS. 5.3.2.1. Transformadores en configuración triángulo - estrella. 5.3.2.2. Transformadores en configuración estrella – zig zag. 5.3.2.3. Transformadores con varios devanados secundarios. 5.3.2.4. Reactancia en configuración zig-zag en paralelo con la carga. 5.3.2.5. Inductancia Limitadora. 5.3.3. FILTROS PARA ARMÓNICOS. 5.3.3.1. FILTROS PASIVOS. 5.3.3.1.1. Filtros Pasivos Serie (baja impedancia). 5.3.3.1.2. Filtros Pasivos Paralelos o Shunt (alta impedancia). 5.3.3.1.3. Filtro Sintonizado Simple. 5.3.3.1.4. Filtros Pasa Altos o Amortiguadores. 5.3.3.1.5. Circuito del filtro Desintonizado. 5.3.3.2. COMPENSADORES ACTIVOS. 5.3.3.2.1. Compensador activo tipo serie. 5.3.3.2.2. El compensador activo shunt. 5.3.3.3. COMPENSADORES CON ESTRUCTURA HÍBRIDA. 5.3.3.3.1. Estructura Híbrida Paralelo/Serie. 5.3.3.3.2. La estructura híbrida serie/paralelo.

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5.3.3.3.3. Asociación en Paralelo de Filtros Pasivos y Compensador Activo. MÉTODOS PARA MITIGACIÓN DE FLICKER. 5.4.1. Modificación de la Carga Perturbadora. 5.4.2. Modificación de la Red. 5.4.3. Volante de Inercia (UPS Rotativo). 5.4.4. Técnicas de Control de Sag, Swell y Transitorios. 5.4.4.1. Compensador Serie Estático (SSC). 5.4.4.2. Regulador de Tensión Estático (SVR). 5.4.4.3. Switch de Transferencia (TS). 5.4.4.4. Suplidor de Potencia Ininterrumpible (UPS). 5.4.4.5. Supresores de Transitorios (Transiente Voltaje Surge Supresor - TVSS). 5.4.5. Reactancias y capacitores controlados. 5.4.5.1. Reactancia en serie. 5.4.5.2. Reactancia shunt saturada. 5.4.5.3. Reactancia de desacoplamiento. 5.4.5.4. Condensador en serie. CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA. 5.5.1. Compensación Reactiva 5.5.1.1. Compensación individual. 5.5.1.2. Compensación individual en transformadores de distribución. 5.5.1.3. Compensación en grupo. 5.5.1.4. Compensación centralizada con banco automático. 5.5.1.5. Compensación Reactiva en Serie. 5.5.1.6. Compensación Reactiva en Paralelo Pura. 5.5.1.7. Compensación Reactiva en Paralelo Pura y las Cargas No Lineales. 5.5.2. COMPENSACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN. 5.5.2.1. COMPENSACIÓN EN MEDIA TENSIÓN. 5.5.2.1.1. Compensación fija en Media tensión. 5.5.2.1.2. Compensación automática en MT. 5.5.2.2. COMPENSACION EN BT. 5.5.2.2.1. Compensación fija en BT. 5.5.2.2.2. Compensación automática en BT. 5.5.3. DETERMINACION DE LA POTENCIA REACTIVA NECESARIA PARA COMPENSAR EL FACTOR DE POTENCIA. SOLUCIONES ESPECÍFICAS PARA SITUACIONES CRÍTICAS PRESENTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEACA. Estudio de transformador T0529. Estudio transformador T0789. Estudio de transformador T0461. Estudio de transformador T527. Estudio del transformador T481.

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Estudio del transformador T0151. Estudio de transformador T0195. Estudio de transformador T0236. Estudio de transformador T0890.

215 220 223 224

CAPÍTULO VI OBSERVACIONES, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 7.1. OBSERVACIONES: 7.2. CONCLUSIONES: 7.3. RECOMENDACIONES: Referencias Bibliográficas.

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UNIVERSIDAD DE CUENCA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TEMA:

CALIDAD DE PRODUCTO Y MÉTODOS EMPLEADOS PARA EL MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DE ENERGÍA APLICADO A LA EMPRESA ELÉCTRICA AZOGUES C. A.

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERIO ELÉCTRICO

RELIZADO POR: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTÍN.

DIRIGIDA POR: ING. RODRIGO SEMPÉRTEGUI. CUENCA – ECUADOR

2009

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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CERTIFICACIÓN

Certifico que ésta Tesis ha sido desarrollada en su totalidad por el autor bajo mi dirección.

Ing. Rodrigo Sempértegui

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CERTIFICACIÓN

Certifico que ésta Tesis ha sido desarrollada en su totalidad por el autor bajo mi tutoría.

Ing. Roberto Molina

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El contenido de ésta Tesis es responsabilidad del autor

Patricio González

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AGRADECIMIENTO

Al finalizar el presente trabajo de tesis, quiero dejar constancia del más sincero de los agradecimientos a:

La Universidad de Cuenca, Institución en la cual recibí tanto la formación profesional como una invalorable formación ética y moral; alcanzando así la meta propuesta, de ser un profesional enriquecido de sabiduría y conocimientos que servirán para beneficio personal y de la sociedad.

A mi Director de Tesis el Ingeniero Rodrigo Sempértegui, quien con sus conocimientos y su desinteresada colaboración hacia la formación académica de sus alumnos, supo dirigir acertadamente en la realización de este trabajo de tesis.

A la Empresa Eléctrica Azogues C. A., al doctor Patricio Crespo en calidad de gerente y en especial al tutor en dicha institución, el Ingeniero Roberto Molina, quienes con incondicional apoyo facilitaron la realización de la presente tesis al permitir utilizar los equipos registradores y la información referente al tema de estudio. En general a todo el personal técnico y administrativo.

GRACIAS

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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DEDICATORIA

Dedico esta tesis a toda mi familia, quienes con su apoyo incondicional aportaron para la culminación exitosa de mis estudios superiores. Dedico este trabajo de manera especial a mis padres: Antonio y Rosa, quienes han dedicado su vida a la familia permitiéndome alcanzar las metas propuestas y mi realización personal.

Patricio

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CAPÍTULO I

GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN Desde el principio de la humanidad, el hombre siempre ha buscado aprovechar de la mejor manera los recursos que la naturaleza pone a su disposición, uno de los métodos que el hombre ha usado ha sido, transformar los distintos tipos de energías existentes en el entorno que lo rodean en energías directamente utilizables a fin de satisfacer sus necesidades y mejorar sus condiciones de vida. Con el pasar de los años, el hombre fue acumulando cantidad de conocimientos y experiencias, que luego logro transformarlos en principios y conceptos científicos claramente sustentados, los cuales hoy en día son de gran utilidad para la sociedad y el desarrollo de la misma. Sin duda alguna fue en el siglo XVII cuando el hombre alcanza una de sus mejores invenciones, gracias a valiosos aportes científicos de hombres como: Gauss, Faraday, Maxwell, entre otros; que consiguieron importantes desarrollos en el campo de la energía eléctrica, logrando así que el uso de este tipo de energía emprenda un desarrollo, a tal punto, que en la actualidad ha consolidado su importancia en nuestras vidas. En décadas pasadas los países económicamente desarrollados disponían de la suficiente cantidad de energía eléctrica. Se construían redes eléctricas que alimentaban fábricas, proporcionando así, beneficios económicos y crecimiento industrial. En un determinado momento, las necesidades de energía aumentaron hasta llegar al límite de las redes locales, y la cantidad de energía demandada empezó a ser reconocida como un problema. Algunos países realizaron importantes esfuerzos para fomentar el desarrollo de formas más eficaces de utilizar la energía eléctrica. El uso eficiente de la energía es un aspecto muy importante y de gran interés para todos los organismos, instituciones, empresas o personas cuyas actividades se desarrollan alrededor del uso de energía. En el ámbito eléctrico uno de los aspectos de gran importancia se ha constituido la evaluación de la calidad de la energía de un sistema eléctrico, la cual se determina por medio de diversos parámetros característicos; sin duda alguna, la calidad de energía es un excelente indicador de la eficiencia en el uso de la misma y de los niveles de beneficios obtenidos.

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Tanto las empresas suministradoras de energía eléctrica como los usuarios finales del servicio, han estado insistiendo cada vez más en el concepto de calidad de energía. Esto se inició en la década de los ochenta y se ha convertido en una especie de concepto general, alrededor del cual se puede ubicar una multitud de tipos de disturbios y problemas que se pueden presentar en un sistema eléctrico.

¿Porque la importancia de este tema en la actualidad? Las principales razones por la que es necesario estudiar los conceptos relacionados con la calidad en el suministro de energía eléctrica, son las siguientes: 

Una insuficiente calidad en el suministro de la energía eléctrica afecta, en mayor o menor grado, a otras tecnologías y procesos industriales, donde las pérdidas económicas que se generan por este concepto pueden llegar a ser importantes.



La deficiente calidad en el suministro provoca una operación ineficiente e impropia, entre otros, en las redes eléctricas, debido a que conducen a averías o incremento en los costos de operación, los que al final redundan en pérdidas para las compañías del servicio eléctrico.



Las cargas cada día son más sensibles a las variaciones de ciertos parámetros en sistemas del suministro de energía eléctrica, éstas pueden sufrir afecciones que pueden llevar a tener problemas que involucren desde funcionamientos erróneos en equipos de uso doméstico hasta posibles pérdidas humanas.



Se ha incrementado el concepto de mayor eficiencia en los sistemas eléctricos, lo cual ha traído como resultado el incremento en la aplicación de dispositivos de alta eficiencia.



Mayor exigencia por parte de los usuarios finales frente a problemas de la calidad en el suministro de la energía eléctrica.



Con el objetivo de cumplir con las exigencias de mercado, los organismos de regulación establecen penalizaciones a Generadores, Distribuidores o Consumidores que de una u otra manera contribuyan a la degradación de la calidad de energía eléctrica.

El principal factor que se encuentra detrás de los conceptos de la calidad en el suministro de la energía eléctrica es el incremento en la productividad para los LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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consumidores. Esto nos plantea la necesidad de identificar los problemas existentes en un sistema eléctrico, los cuales pueden ser causados por suministradores o por los usuarios, quienes deberán tomar acciones conjuntas para que dichos problemas, en la medida posible, sean erradicados. Como resumen, estamos ante un mercado de gran interés de cara al futuro, pero ni mucho menos maduro en la actualidad, en el que se necesita como primer paso informar a proveedores y consumidores de que posiblemente sus instalaciones y equipos no estén rindiendo lo que deberían debido al consumo de una energía eléctrica de baja calidad. Es necesario mentalizar al mercado que estamos ante una situación que afecta a todos, grandes y pequeños consumidores. Que todo problema tiene su solución, y que pequeñas soluciones de bajo costo pueden aportar importantes ahorros a corto plazo. Aspectos que involucra la calidad de servicio. La calidad de servicio eléctrico se ha transformado en un tema de gran relevancia, involucrando dentro de su estudio tanto a las empresas proveedoras de energía eléctrica como a los consumidores o usuarios finales de este servicio, dada la diversidad de aspectos técnicos y comerciales involucrados en el suministro. La calidad de servicio incluye, entre otros, los siguientes parámetros: 

Las normas y condiciones que establezcan los decretos de concesión.



La seguridad de las instalaciones y de su operación, y el mantenimiento de las mismas.



La satisfacción oportuna de las solicitudes de servicio, en los términos y condiciones establecidas por los organismos de regulación.



La correcta medición y facturación de los servicios prestados, y la oportuna atención a los requerimientos de los usuarios.



El cumplimiento de los plazos de reposición de suministro.



La oportuna atención y corrección de situaciones de emergencia, interrupciones de suministro, accidentes y otros imprevistos.



La utilización de adecuados sistemas de atención e información a los usuarios y clientes.



La continuidad del servicio.



Los estándares de calidad del suministro.

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1.2

ANTECEDENTES

El estudio de la Calidad en el Suministro de Energía Eléctrica es un tema de vital importancia, tanto para el productor, distribuidor de energía eléctrica, como para los consumidores del sistema. La no observación de los indicadores de calidad de energía eléctrica implica el crecimiento de averías, daños y pérdidas económicas que, por significativo en unos casos y continuados en otros, representan una pérdida general para la economía del país que requiere de acciones planificadas y controles permanentes. En la actualidad el marco regulatorio del país en cuanto al mercado de la electricidad, está tomando acciones rigurosas en este tema. Además de ello, se considera muy importante que en la planificación y operación de las redes eléctricas se implementen programas de trabajo que lleven un control permanente de los consumidores contaminantes de la red, el grado de contaminación y el acuerdo de medidas para limitar los efectos nocivos que ello implica. La calidad del suministro de la energía eléctrica es una responsabilidad, en primer lugar; de las empresas del servicio público en este sector, quienes son gestoras de este servicio y, por tanto, de la calidad del mismo. Sin embargo, por la incidencia que tienen en los consumidores y por ser estos los que tienen una incidencia prioritaria en la contaminación de la red, resulta para ellos también una responsabilidad importante a observar, la que se refrenda en un marco regulatorio y se realiza a través de los contratos de compra venta del servicio. Hoy en día están implementadas acciones que tienden a corregir esta situación, las que no sólo implican acciones legales y organizativas sino también inversiones puntuales, fundamentalmente en los consumidores contaminantes, las que pueden ser de envergadura en dependencia del caso concreto. Para todas las acciones que se vayan a ejecutar es preciso, ante todo, implementar normas bien fundamentadas, basadas en la experiencia internacional en este tema, siendo los trabajos y normas del IEC y la normas internacionales IEEE un punto de partida importante para la organización de esta actividad. Teniendo en cuenta todos los aspectos antes mencionados, la Empresa Eléctrica Azogues C. A. ha considerado de gran importancia, realizar el presente estudio, el cual tiene como propósito analizar en la medida posible los parámetros que se relacionan con la calidad de producto, determinando de esta manera la problemática que con mayor o menor incidencia afecta a los intereses de la empresa e incumple con las regulaciones vigentes, afectando la calidad del servicio prestado a los consumidores. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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1.3

ALCANCE

La presente tesis tendrá un desarrollo de manera que permita evaluar la calidad del producto, para lo cual, se propone tener como referencia lo establecido en la regulación CONELEC 004/01, la misma que para la determinación de la calidad de servicio considera tres aspectos que son: Calidad del Producto, Calidad del Servicio Técnico y Calidad del Servicio Comercial; dentro del presente estudio únicamente se considerarán los aspectos relacionados con la Calidad del Producto, los cuales la regulación los clasifica como: Nivel de voltaje, Perturbaciones de voltaje y Factor de Potencia. Para cumplir con los objetivos establecidos se ha planteado un estudio centrado en la onda de tensión, utilizando para ello las mediciones realizadas por la empresa en estudio. 1.4

OBJETIVO GENERAL

Como objetivo general de esta tesis se propone una evaluación de la calidad de producto medido a través de los parámetros determinados para este objetivo por la regulación CONELEC 004/01. Esto ha sido planteado con el objetivo de determinar la existencia de situaciones críticas que pueden afectar a los intereses de la empresa y consumidores, e incumplir con las regulaciones vigentes. Se considerarán únicamente los aspectos relacionados con la calidad del producto para de esta manera buscar posibles soluciones a las condiciones críticas encontradas.

1.5

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Dentro de los principales fines que se pretende conseguir con el desarrollo del presente trabajo están: 

   

Revisión de las mediciones y datos de los parámetros considerados como determinantes de la calidad del producto, los cuales la empresa eléctrica dispone como resultado de mediciones y reportes realizados para dar cumplimiento a la regulación vigente. Identificación de problemas asociados con nivel de flicker, armónicos, variaciones en niveles de tensión. Determinar situaciones críticas que incumplan con los niveles establecidos en la regulación CONELEC 004/01 y que de esta manera afectan a la calidad del producto. Evaluación de la problemática actual presente en la calidad de producto. Planteamiento de métodos de solución para algunos de los problemas críticos que afectan la calidad de producto, y que por ende incumplen con las regulaciones vigentes.

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1.6 ¿QUE ES CALIDAD DE LA ENERGÍA? La definición de “calidad de energía” es algo indeterminado. Pero que se puede definir como la ausencia de interrupciones, sobretensiones, deformaciones producidas por armónicos y variaciones de tensión eficaz suministrada a los usuarios conectados a la red; es decir la calidad de energía está relacionada con aspectos pertinentes a la estabilidad de tensión, la frecuencia y la continuidad del servicio eléctrico. Debido a la importancia que representa la energía eléctrica en el desarrollo de la sociedad, los disturbios y variaciones de tensión que se producen, tienden a afectarnos de una u otra manera. Podemos decir que el objetivo de un estudio relacionado con la calidad de energía es encontrar caminos efectivos para corregir los disturbios y variaciones de tensión en el lado del usuario; proponer soluciones para corregir las fallas que se presentan en el lado del suministrador de energía eléctrica, logrando con ello un suministro de energía de calidad. Independientemente de la definición que se utilice, la calidad de energía es un asunto de gran importancia estratégica en el mercado económico abierto de la electricidad. Existe un amplio número de razones que animan a un enfoque sistemático y constante del control de los parámetros de calidad de energía, con objetivos tanto técnicos, financieros como de marketing. No importa cómo se llame la perturbación (hueco de tensión, armónicos, desequilibrio o flicker) todas son importantes en la medida que haya un equipo o instalación que no funcione a pleno rendimiento, y cuyo rendimiento pueda mejorarse con costos muy inferiores a los derivados del propio malfuncionamiento. Las alteraciones en la “calidad de la onda” tienen lugar en los propios procesos de producción, transporte y distribución, así como, en la utilización por determinados tipos de receptores. Sin embargo, dada su importancia, debemos conocer cómo se producen para disminuir su intensidad, y sobre todo sus efectos. Todo esto, se está convirtiendo en motivo de preocupación en los últimos años, debido fundamentalmente por dos causas:  

Por un lado, los procesos industriales requieren de día en día, una mayor calidad de todos los productos utilizados y en particular de la electricidad, haciéndose más sensibles a las alteraciones que puedan existir. Por otro lado, la creciente utilización de receptores que generan perturbaciones hace que el nivel de “contaminación” general de las redes eléctricas esté aumentando, lo que puede incidir en el normal funcionamiento de los demás receptores a ellas conectados y, en definitiva, extendiendo el problema.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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El resultado nuevamente, debe llamar la atención tanto de los consumidores como de los suministradores hacia el tema de la calidad de energía, estas dos partes involucradas dentro de la prestación y uso del servicio eléctrico, involucran un sin número de parámetros que permiten evaluar la calidad de energía, por lo cual el tema es tratado desde los aspectos que a continuación se presentan: 

Continuidad del suministro (Calidad de servicio técnico). Se ocupa del número de interrupciones que sufren los usuarios de un sistema eléctrico, así como de la duración de dichas interrupciones.

 Calidad de onda (Calidad de producto). Se relaciona con las características técnicas de la señal eléctrica, el control de calidad de onda garantiza que la señal entregada cumpla con las condiciones establecidas por los organismos de regulación. Se puede definir entonces, como el conjunto de parámetros físicos y técnicos que determinan la calidad del suministro eléctrico propiamente. 

Calidad de atención al cliente (Calidad de servicio comercial). Hace referencia a la parte administrativa de contratación, facturación, medida de consumos y cualquier otra relación con el cliente, ésta involucra un conjunto de parámetros que tienen relación con la atención directa e indirecta al usuario, por parte de la empresa proveedora. En esta parte se debe tender a que la atención al cliente por parte de las empresas suministradoras sea la adecuada.

Las diversas incidencias que ocurren en la red se traducen en perturbaciones que se propagan por ella y son causantes de efectos no deseados y, en ocasiones daños más o menos cuantiosos que hay que evitar. Estas incidencias pueden ser, desde causas naturales como el impacto de un rayo; como debidas a la operación de la red, en casos tan comunes como la apertura o cierre de interruptores, la conexión de bancos de condensadores, etc. Las propias empresas eléctricas han de intentar reducir en lo posible el impacto de las alteraciones existentes, asesorando a sus clientes sobre la forma más correcta de utilizar la energía eléctrica, especialmente en receptores que generen perturbaciones. Los fabricantes de aparatos y receptores tienen que diseñarlos y elaborarlos para que su utilización no altere la compatibilidad electromagnética entre la red a la que se van a conectar y los equipos a ella conectados. Los propios usuarios tienen que preparar y optimizar sus instalaciones, teniendo en cuenta las características de la red a la que se van a conectar, su entorno electromagnético y los requerimientos de inmunidad de sus propias instalaciones. Se deben realizar mediciones periódicas para determinar si una instalación recibe una señal eléctrica adecuada y si los problemas que afectan a los equipos instalados se deben a una señal deficiente. Es conveniente llevar a cabo mediciones de las características LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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fundamentales de la señal y analizar si estas posibles perturbaciones son las responsables del mal funcionamiento de un equipo, o el fallo se debe a otras causas. Finalmente, las administraciones públicas competentes deberán organizar el marco legal adecuado que regule las relaciones entre todos ellos.

1.7 ASPECTOS QUE INVOLUCRAN LA CALIDAD DEL PRODUCTO.

El papel principal en la calidad del servicio eléctrico recae, por supuesto, en la empresa del servicio público, la que debe mantener los parámetros de tensión y frecuencia en los valores nominales o de trabajo en todo momento, pero tienen una incidencia muy importante los propios consumidores, causantes de contaminación de la red, desde los consumidores del sector residencial hasta los grandes consumidores industriales. Dentro de las normativas se establecen los siguientes aspectos relacionados con la calidad del producto:   

Nivel de tensión. Perturbaciones de tensión. Factor de Potencia.

1.7.1 Nivel de Voltaje.- Se refiere a los niveles de alta tensión (AT), media tensión (MT) y baja tensión (BT), estos niveles generalmente varían, es decir no se tiene una estandarización a nivel mundial, pero dentro de el país se tiene la siguiente clasificación: Baja Tensión: hasta 0,6 kV; Media Tensión: mayor a 0,6 y menor a 40 kV; Alta Tensión: mayor a 40 kV. Uno de los aspectos más importantes que caracteriza al nivel de voltaje, es el índice de calidad: Vk (%) 

Vk  Vn * 100 Vn

Donde: Vk: Variación de tensión, en el punto de medición. Vk : Tensión eficaz (rms) en le punto de medición. Vn : Tensión nominal en el punto de medición 1.7.2 Perturbaciones de Tensión.- Las perturbaciones en la tensión son variaciones que se producen y alteran la forma de onda, éstas están LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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caracterizadas de acuerdo a su duración, pudiendo ser variaciones de corta duración o variaciones de larga duración. Estas pueden ser de diferente procedencia, pero que comúnmente se consideran son: Parpadeo (Flicker) y Armónicos. 1.7.3 Factor de Potencia.- Se define factor de potencia, f.p. de un circuito de corriente alterna, como la relación entre la potencia activa (P) y la potencia aparente (S) o bien como el coseno del ángulo que forman los fasores de la intensidad y tensión, designándose en este caso como cosφ, siendo φ el valor de dicho ángulo. De acuerdo con el triángulo de potencias de la Figura 1.1.

Fig. 1.1. Triángulo de Potencias

f . p.  cos  1.8 PRINCIPALES DISTRIBUCIÓN.

DISTURBIOS

EN

P S

SISTEMAS

ELÉCTRICOS

DE

Si bien no existe un consenso en la terminología para describir los disturbios más comunes que afectan la calidad de la energía, a continuación se describen los términos mas utilizados en este campo. Las variaciones de tensión momentáneas de 60 Hz se han vuelto un problema común en los años recientes, produciendo efectos que van desde el parpadeo de relojes digitales en los hogares hasta procesos industriales interrumpidos. Esta es una condición que típicamente ocurre cuando se inicia una falla en el sistema eléctrico y dura hasta que la falla sea eliminada por un dispositivo de protección. La falla puede ocurrir en las instalaciones del consumidor o en el sistema de la empresa de suministro eléctrico. Muchos productos eléctricos no están hechos para ajustarse a estas condiciones de variaciones temporales que tienden a ocurrir en el orden de diez veces más frecuentemente que una interrupción total de energía.

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Para diseñar la capacidad adecuada de adaptación en un equipo eléctrico es importante conocer la magnitud, duración y frecuencia de ocurrencia que se espera para las condiciones en la señal de alimentación. Las instalaciones alimentadas por la red de distribución de empresas eléctricas tienen más posibilidad de tener eventos de mayor duración y frecuencia, en comparación con las alimentadas por sistemas de transmisión. La empresa eléctrica local sería capaz de proporcionar información más detallada para un punto particular de servicio.

1.8.1 Transitorios. “Los transitorios son perturbaciones de corta duración, en la forma senoidal de la tensión, que se evidencia por una breve discontinuidad en la forma de onda. Pudiendo ser estos de polaridad positiva o negativa y básicamente pueden ser divididas en dos categorías: tipo impulso y tipo oscilatorio” [1]. 1.8.1.1

Transitorios tipo Impulso.

Este tipo de transitorio es de un cambio rápido, a una frecuencia distinta a la del sistema en estado estacionario en cualquier condición de corriente o tensión. Es considerado como una onda de única polaridad, dirección y magnitud. Los transitorios tipo impulso pueden excitar la frecuencia natural de los circuitos del sistema de potencia y producir oscilaciones transitorias. Los transitorios de alta frecuencia se observan solo cerca del lugar donde ocurre el fenómeno, los transitorios tipo impulso poseen duraciones bajo los 50 nano segundos. Los transitorios de alta frecuencia pueden deberse a maniobras de interrupción, descargas atmosféricas o a elementos de electrónica de potencia.

Fig. 1.2. Transitorio de impulso sustractivo y aditivo. 1.8.1.2

Transitorios Tipo Oscilatorio.

Los transitorios de alta frecuencia pueden deberse a maniobras de interrupción o a elementos de electrónica de potencia; los de media frecuencia pueden ocurrir con LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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la energización de un banco de condensadores en las proximidades de otro ya instalado.

Fig. 1.3. Transitorio de oscilación. La energización de un banco de transformadores produce un transitorio de tensión oscilatorio, típicamente con una frecuencia fundamental entre 300 y 900 Hz. El transitorio tiene un pico de magnitud que puede acercarse a 2.0 p.u., pero es típicamente de 1.3 a 1.5 p.u. y la duración es aproximadamente de 8 ms, dependiendo de la amortiguación del sistema. La frecuencia de los tipo oscilatorio varían en un rango de 0.5 y 5 MHz. 1.8.2 Caídas de Tensión de Corta Duración (Sags o Dip). 1.8.2.1

Definición.

Los huecos de tensión (Sags, Dips) son definidos como una disminución entre 0.1 y 0.9 p.u en tensión eficaz a la frecuencia del sistema con duraciones de entre 0.5 ciclos a 1 minuto. El Sags comienza desde el momento en que la tensión rms cae por debajo de 0,9 p.u de la tensión nominal hasta cuando sube de nuevo a 0,9 p.u, según se puede notar en la figura 1.4., en ambas la escala del tiempo está dada en ciclos. Los huecos de tensión se pueden clasificar de muchas maneras, una de ellas por su duración y pueden ser: momentáneos o temporales [4].

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Fig. 1.4. Medición de un Sags. 1.8.2.2

Causas.

Entre las causas típicas de los Sags se encuentran:    

Energización y cambio de taps de grandes transformadores. Energización de cargas grandes (altas corrientes de arranque). Pérdida intermitente de las conexiones de cableado del sistema. Condiciones de falla o cortocircuitos.

También se pueden generar por la demanda de electricidad de los clientes del sistema eléctrico, ya que al superar la demanda a la capacidad del sistema puede producirse este fenómeno. 1.8.2.3

Efectos.

El efecto más común asociado a los Sags es la pérdida de funcionamiento de equipos. En muchas instalaciones con cargas críticas, este tipo de perturbación de corta duración puede causar interrupciones del proceso que requieren horas para poder ser reiniciado. La influencia del Sags va a depender de:    

El nivel de la caída de la tensión. La duración del hueco. La distancia donde se origina la perturbación. La sensibilidad de los equipo a las variaciones de tensión.

En los equipos de iluminación incandescentes el efecto es una reducción perceptible de la iluminación. En los equipos de iluminación con dispositivo electrónico, si el valor del Sags supera el nivel de tensión mínimo de LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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funcionamiento, éste se apagará. En el caso de los motores de inducción puede producirse un ligero cambio de la velocidad. 1.8.3 Sobretensiones (Swells) de Corta Duración. 1.8.3.1

Definición.

Las sobretensiones, también llamadas Swell, son incrementos en más del 10% de la tensión eficaz a la frecuencia del sistema por tiempos desde 0.5 ciclos hasta 1 min. Los valores típicos son de 1.1 hasta 1.8 p.u.

Fig. 1.5. Medición de una Sobre Tensión (Swell). 1.8.3.2

Causas.

Así como los Sags, los Swells están usualmente asociados a condiciones de fallas monofásicas en el sistema, energización de bancos de condensadores o de transformadores, incrementando el valor de la tensión en las fases sin falla. Estos se presentan especialmente en sistemas sin puesta a tierra o sistemas en delta o con neutro flotante, donde el cambio súbito en la referencia de la tierra resulta en un incremento de la tensión en las fases sin contacto con tierra. En un sistema sin puesta a tierra, las tensiones de línea a tierra en las fases podrían alcanzar un valor 1.73 p.u durante la condición de falla. Por otra parte, los Swells también pueden ser generados por una disminución súbita de la carga. La interrupción abrupta de la corriente puede generar una tensión considerable, por la fórmula: v = L di/dt, donde L es la inductancia de la línea y di/dt es el cambio en el flujo de la corriente. Energizar un gran banco de condensadores también puede causar un Swell, aunque es más frecuente que origine un transitorio tipo oscilatorio. 1.8.3.3

Efectos.

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Los efectos de un Swell frecuentemente son más destructivos que los de un Sag. La condición de sobretensión puede causar el daño en los componentes de los equipos de la red de distribución, aunque el efecto puede ser un gradual efecto acumulativo. El incremento en el rendimiento de la iluminación incandescente puede ser perceptible si la duración del fenómeno es más larga de tres ciclos, así en general, el efecto de este fenómeno en los equipos está relacionado según la duración y magnitud (%) en la cual la tensión excede su valor nominal. 1.8.4 Interrupciones. Se define una interrupción como la pérdida completa de la tensión en una o más fases en un tiempo determinado. Las interrupciones ocurren cuando la tensión suministrada o la corriente de carga decrecen a menos de 0.1 en p.u., en una o varias fases por un período que no exceda el minuto. Pueden ser momentáneas, temporales o sostenidas. Las interrupciones momentáneas duran entre 8 ms y 3 s, las temporales duran entre 3s y 60s, y las sostenidas duran más de 60 s. Es importante destacar la diferencia entre una interrupción y un Sag, una interrupción es la pérdida completa de la tensión (menos del 10% del nominal) mientras que un Sag puede disminuir hasta un 90% de la tensión nominal pero no ocurre la pérdida total de la tensión.

Fig. 1.6. Medición de una Interrupción. 1.8.4.1

Causas.

Las interrupciones momentáneas son frecuentemente debidas a las prácticas automáticas de recierre de circuitos, las cuales son empleadas para despejar las fallas temporales en el sistema de potencia. Con el recierre automático de circuitos, una línea o circuito de distribución fallado es desenergizado por un período corto de tiempo (usualmente llamado “tiempo muerto”) y luego es energizado nuevamente. El período de tiempo muerto permite que la falla sea LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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despejada y toda la ionización en el aire circundante al aislador sea disipada. Las otras causas de interrupciones momentáneas incluyen los switches de transferencia automática, conexiones intermitentes pobres y fallas adyacentes a la carga que disminuye la tensión a menos de 0.1 p.u. 1.8.4.2

Efectos.

El problema más crítico asociado a interrupciones, depresiones e incrementos de tensión, es el apagado de equipos. En varias industrias de procesos con cargas críticas, los fenómenos instantáneos pueden producir apagones, requiriendo horas para arrancar de nuevo. La revisión es importante, porque frecuentemente es difícil determinar en los efectos observables, cuál perturbación causa la falla. Las interrupciones instantáneas pueden afectar equipos electrónicos y de iluminación, causando mala operación o apagones. 1.8.5 1.8.5.1 

Variaciones de Tensión de Larga Duración. Tipos de variaciones de tensión de larga duración.

Subtensiones de larga duración.

Son tensiones con valor inferior a la tensión nominal durante más de un minuto. Los valores típicos varían entre 0.8 y 0.9 p.u. y son el resultado de eventos inversos a los que causan sobre tensiones. El energizar grandes cargas, o desactivar bancos de condensadores, puede causar una baja de tensión mientras que los equipos de regulación proporcionan un nivel aceptable. Los circuitos sobrecargados también pueden resultar en caídas de tensión. 

Sobretensiones de larga duración.

Son tensiones con valor superior a la tensión nominal durante más Los valores típicos varían entre 1.1 y 1.2 p.u. Son el resultado grandes cargas o variaciones en la compensación reactiva del sobretensiones ocurren usualmente como resultado de prácticas inapropiadas: ajustes incorrectos de reguladores y condensadores. 

de un minuto. de desactivar sistema. Las de regulación

Interrupciones Sostenidas de larga duración.

Una interrupción sostenida es la pérdida completa de la tensión, usualmente con duración desde 1 minuto hasta varias horas, o días. Algunas pueden ser clasificadas como temporales o permanentes, típicamente en estos casos se puede requerir intervención de cuadrillas de reparación para restaurar el servicio. Las interrupciones prolongadas son el tipo de perturbación más fácil de reconocer. Se presentan ordinariamente como resultado de fallas eléctricas permanentes. Las LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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empresas de servicio de energía eléctrica diseñan los sistemas de distribución eléctrica tomando en cuenta la manera de aislar las fallas permanentes y las consecuentes interrupciones para dejar el menor impacto posible. Por otra parte, la interrupción forzada es aquella que resulta de la asociación directa de las condiciones de un componente que requiera ser puesto fuera de servicio inmediatamente, incluso automáticamente o aquella que puede ser causada por error humano.

Fig. 1.7. Interrupción sostenida. 1.8.5.2

Efectos.

Las sobre tensiones y subtensiones de duración mayor al minuto pueden causar problemas, aunque son menos propensas a ocurrir en alimentadores, ya que las empresas distribuidoras tratan de regular la tensión en el peor de los casos en más o menos un 10%, sin embargo, pueden ocurrir por alimentadores sobrecargados, ajustes incorrectos en el TAP de transformadores de distribución, fusibles fundidos en bancos de condensadores, y bancos de compensación reactiva en servicio bajo condiciones de carga. Las subtensiones por más de un minuto de duración, pueden causar mal funcionamiento en cargas rotatorias debido al calentamiento excesivo por incremento de la corriente y cambios de velocidad de rotación, dejando fuera de operación las cargas electrónicas. Las sobretensiones producen daños inmediatos en equipos electrónicos. Generalmente no se ven afectados transformadores, cables, barras, interruptores y las máquinas rotatorias, aunque sobretensiones sostenidas pueden acortar la vida útil del aislamiento. 1.8.6 Armónicos. 1.8.6.1

Definición.

El concepto de análisis armónico viene del teorema matemático desarrollado por el Francés Jean Babtiste Joseph Fourier. En ésta se describe que toda función periódica puede ser representada por una serie infinita de funciones seno y coseno múltiplos de la frecuencia fundamental, las cuales son llamadas Series de Fourier [1]. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Una “armónica” es la componente sinusoidal de una onda periódica a una frecuencia múltiplo entero de la frecuencia fundamental (60 Hz). Por lo tanto, en un sistema de potencia a 60 Hz, una componente armónica h, es una sinusoide que tiene una frecuencia expresada como [3]: 𝑕 = 𝑛 ∗ 60(𝐻𝑧) Donde: n es un número entero positivo.

Fig. 1.8. Ejemplo de descomposición en Diferentes Frecuencias de una Onda Distorsionada. La corriente armónica distorsiona la tensión al interactuar con la impedancia del sistema originando fallas en condensadores, transformadores, conductores neutros, motores, operación errática de relés, entre otros. Los armónicos característicos son aquellos armónicos producidos por equipos convertidores semiconductores en el curso de la operación normal. Los armónicos no característicos son también producidos por equipos convertidores semiconductores en el curso de la operación normal. Por otro lado estos pueden ser el resultado de frecuencias oscilatorias; una demodulación de armónicos característicos y la fundamental; o un desbalance en los sistemas de potencia, el ángulo de retardo asimétrico, o el funcionamiento de ciclo convertidores. 1.8.6.2

Causas.

 Convertidores de Gran Potencia. Son aquellos cuya potencia nominal es mayor a 1 MW. Generalmente tienen mucha más inductancia en el lado de corriente continua que en el de corriente alterna.

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 Convertidores de Mediana Potencia. Son aquellos cuya potencia nominal se encuentra entre 100 kW y 1 MW. Se utilizan con frecuencia en instalaciones industriales para controlar motores de corriente continua. También entran en esta categoría los variadores estáticos de velocidad para el control de motores de inducción.  Convertidores de Baja Potencia. Son aquellos convertidores cuya potencia no supera los 100 kW. Entre las cargas no lineales de baja potencia se encuentran: iluminación no incandescente, televisores, radios, computadoras personales y cualquier equipo que utilice corriente continua. Estas podrían representar un problema, con respecto a la contaminación armónica, cuando un número de ellas están activas en forma simultánea a un mismo punto común de acoplamiento (PCC). Generalmente estos equipos de baja potencia utilizan rectificadores de onda completa, cuya contaminación armónica predomina en el tercer orden.  Otras Fuentes de Armónicos. Entre otras fuentes están las cargas que trabajan mediante arcos eléctricos (soldadores, hornos de arco, etc.). 1.8.6.3

Efectos.

Los impactos más significativos generados por las distorsiones en las ondas de tensión y corriente, son los registros incorrectos en equipos de control y monitoreo, así como las pérdidas adicionales debidas al calentamiento. Estos efectos se acentúan como resultado de situaciones de resonancia serie o paralelo. Si la fuente de potencia del sistema es un dispositivo estático aislado, contribuirá al contenido armónico. Las cargas no lineales pueden ser representadas generalmente como fuentes de corrientes armónicas. Por consiguiente, la distorsión armónica de tensión en los sistemas de potencia dependerá de las características de impedancia-vs-frecuencia tal como son vistas por estas fuentes de corriente [3]. A continuación se describen estos efectos detalladamente en algunos de los elementos de un sistema eléctrico.  Transformadores. El efecto de los armónicos en los transformadores es doble: las corrientes armónicas causan un incremento de las pérdidas en el cobre y pérdidas de flujos de dispersión; y las tensiones armónicas causan un incremento de las pérdidas en el hierro. El efecto total es un incremento en el calentamiento del transformador. Es de hacer notar que las pérdidas en los transformadores, causadas tanto por las corrientes como por las tensiones armónicas son directamente proporcionales a la frecuencia, por lo tanto, las componentes armónicas de frecuencias altas pueden LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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causar un calentamiento en el transformador más importante que los armónicos de frecuencias bajas. Las pérdidas en el transformador pueden ser separadas en pérdidas con cargas y sin carga o en vacío. Las pérdidas bajo carga son producidas por el efecto Joule (I2 R) y las pérdidas en vacío son por dispersión y por la histéresis en el hierro, éstas son de especial importancia cuando se evalúa la adición de calor debido al efecto de una forma de onda de corriente no sinusoidal [6]. Las pérdidas por dispersión son por corrientes parásitas debido al flujo electromagnético extraviado en el devanado, núcleo, abrazadera del núcleo, campo magnético, pared del tanque y otras partes estructurales del transformador. La temperatura también aumentará en las partes estructurales por las corrientes de Eddy, aproximadamente al cuadrado de la corriente de carga y al cuadrado de la frecuencia.  Condensadores y Factor de Potencia. Los bancos de condensadores usados para controlar la tensión y mejorar el factor de potencia, así como los cables aislados, son los principales componentes que afectan las características de respuesta en frecuencia del sistema. La conexión de los condensadores puede causar condiciones de resonancia (tanto serie como paralelo) que pueden elevar los niveles de distorsión armónica. El valor de la reactancia de un banco de condensadores disminuye con la frecuencia, por tanto el banco, actúa como una carga para corrientes armónicas altas. Este efecto incrementa el calentamiento y el esfuerzo dieléctrico [5]. El incremento del calentamiento y los esfuerzos de tensión en el dieléctrico, por la circulación de armónicos reducen la vida útil de los condensadores. Aunque la discusión previa tiene la intención de describir los efectos en elementos de sistemas de distribución tal como el mejoramiento del factor de potencia o condensadores para el filtrado de armónicos, se puede notar que otros condensadores también pueden ser afectados.  Cables y Conductores. El flujo de corrientes no sinusoidales en un conductor causa un calentamiento adicional, por encima del que se esperaría para el valor eficaz de la onda fundamental. Esto se debe a dos fenómenos: “efecto pelicular” y “efecto proximidad”, los cuales varían en función de la frecuencia, del calibre del conductor y del espaciamiento. Como resultado de estos dos efectos, la resistencia efectiva en corriente alterna (Rac) es mayor que la resistencia en corriente continua (Rcc), especialmente en conductores muy largos, amplificándose las pérdidas I2*Rac [1]. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Los cables en un sistema resonante están sujetos a fenómenos de sobre tensión (esfuerzos dieléctricos) y corona, los cuales pueden progresivamente deteriorar el dieléctrico del conductor. Adicionalmente el sobrecalentamiento producido por los niveles de armónicos contribuye a su degradación.  Medidores de Energía. El efecto de la distorsión armónica en equipos medidores de energía con disco de inducción es capaz de generar lecturas erróneas, ya que las tensiones y corrientes armónicas están desfasadas entre sí, causando una variación en la potencia activa generada por esta señal. En condiciones de resonancia los niveles de tensión y corriente pueden incrementarse afectando el correcto funcionamiento de estos medidores. Una distorsión armónica total de corriente mayor al 20% puede causar considerables errores en la medición. En medidores de energía con equipos electrónicos que miden el verdadero valor eficaz de las ondas de tensión y corriente, no se ven afectados por la distorsión armónica.  Conmutadores y Aplicaciones de Relés. Como con otros tipos de equipos, las corrientes armónicas pueden incrementar el calentamiento y las pérdidas en mecanismos de control, por lo tanto reducen la capacidad de carga de la corriente de estado sólido y acortan la vida de algunos componentes aislantes. Los fusibles sufren una reducción en su capacidad nominal debido al calentamiento generado por los armónicos durante la operación “normal”. Por efecto de la contaminación armónica los relés muestran una tendencia a modificar su respuesta de operación tanto en tiempo como en magnitud, por ejemplo tienden a operar lentamente a picos de corriente más altos, en lugar de operar más rápidamente con valores picos muy bajos. Los relés de baja frecuencia estática son susceptibles a sustanciales cambios en las características de operación. Para diferentes fabricantes, los relés de sobre corriente o sobre tensión muestran diferentes cambios en las características de operación. Dependiendo del contenido armónico, la operación de torsión de los relés es a veces inversa. Los relés que emiten una impedancia balanceada muestran exceso o escasez, dependiendo de la distorsión. A veces los armónicos dañan la operación de alta velocidad de los relés diferenciales. Algunas pruebas demuestran que los relés pueden exhibir fijación completa.  Motores y Generadores.

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El principal efecto de las tensiones y corrientes armónicas sobre máquinas rotatorias del sistema de potencia, es el incremento del calentamiento, debido a las pérdidas en el hierro y en el cobre cuando están sometidas a altas frecuencias. Las componentes armónicas de la tensión afectan la eficiencia de la máquina, y además pueden afectar el par (torque) desarrollado. Las corrientes armónicas en un motor pueden hacer mayor la emisión de ruido, comparable al que se produce con una alimentación sinusoidal. Las oscilaciones mecánicas se presentan cuando los torques causados por una interacción entre corrientes armónicas y el campo magnético de la frecuencia fundamental, excita una frecuencia de resonancia mecánica. Si la frecuencia de resonancia mecánica está cerca de la frecuencia del estímulo eléctrico, se podrían desarrollar esfuerzos mecánicos en partes del rotor. Adicionalmente, el flujo de corrientes armónicas en el estator produce pérdidas que aumentan la temperatura tanto en el estator como en el rotor; el efecto final de los armónicos, es la reducción de la eficiencia y la vida útil de la máquina.  Equipos Electrónicos. La distorsión armónica puede resultar en desplazamiento del cruce por cero de la tensión o del punto al cual una tensión de fase se hace más grande que otra. Estos son puntos críticos para muchos tipos de circuitos electrónicos de control, y pueden resultar operaciones incorrectas de estos desplazamientos. Otros tipos de equipos electrónicos pueden ser afectados por la transmisión de fuentes armónicas a través de la fuente de poder o por acoplamiento magnético de armónicos en los componentes de los equipos. Las computadoras y equipos relacionados, como los controladores programables, frecuentemente requieren fuentes a.c. con no más de un 5% de factor de distorsión armónica, con un máximo individual armónico del 3% de la tensión fundamental. Altos niveles armónicos traen como consecuencia operaciones erráticas de los equipos que pueden, en algunos casos, tener serias consecuencias, siendo el más serio de estos funcionamientos inadecuados el relativo al instrumental médico.  Protecciones. Las armónicas provocan que los dispositivos de protección tengan una operación incorrecta, tal es el caso de algunas protecciones de sobre corriente que censan la corriente del neutro. Esta corriente del neutro se ve incrementada en gran medida con la presencia de terceras armónicas. Otras protecciones tienden a operar en pendientes pronunciadas de corriente, esta pendiente se puede incrementar con las armónicas y no necesariamente es una falla. Otras protecciones se ven afectadas por las corrientes armónicas de secuencia negativa que aparentan venir de una falla. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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 Condiciones de Resonancia. Las condiciones de resonancia del sistema son los factores más importantes que afectan los niveles de armónicos del sistema. La resonancia paralela es una impedancia alta para el flujo de corriente armónica, mientras la resonancia serie es una impedancia baja para el flujo de corriente armónica. Cuando las condiciones de resonancia no son un problema, el sistema tiene la capacidad de absorber cantidades significativas de corrientes armónicas. Esto es solo cuando estas corrientes ven altas impedancias debido a la resonancia paralelo que ocurren de significativas distorsiones de tensión y ampliaciones de corriente. Por consiguiente, es importante poder analizar las características de respuesta en frecuencia del sistema y evitar problemas de resonancia del sistema.  Flujo Normal de Corrientes Armónicas. Las corrientes armónicas tienden a fluir desde las cargas no lineales hacia las impedancias más bajas, usualmente la fuente de energía (ver Figura 1.9.). La impedancia de la fuente de energía es usualmente mucho más baja que los caminos ofrecidos por las cargas. Sin embargo, la corriente armónica se divide dependiendo de la proporción de impedancia. Los armónicos más altos fluirán hacia los condensadores que representan una impedancia baja a altas frecuencias.

Fig. 1.9. Flujo Normal de Corriente Armónica.  Resonancia Paralela. La resonancia paralela (ver Figura1.10.) ocurre cuando la reactancia inductiva del sistema y las reactancias capacitivas son iguales a la misma frecuencia.

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Fig. 1.10. Condición de Resonancia Paralela. Si la combinación de bancos de condensadores y la inductancia del sistema resultan en una resonancia paralelo cercana a los armónicos característicos generados por una carga no lineal cuya corriente armónica excitará el circuito “tanque”, este provocará una corriente amplificada que oscilará entre la energía almacenada en la inductancia y la energía almacenada en la capacitancia. Esta alta oscilación de corriente puede causar distorsión de tensión e interferencia telefónica cuando los circuitos de distribución y los circuitos de telefonía están físicamente próximos.  Resonancia Serie. La resonancia serie es el resultado de series de combinaciones de bancos de condensadores y líneas o inductancias de transformadores. La resonancia serie presenta un camino de baja impedancia para corrientes armónicas y tiende a “atrapar” alguna corriente armónica a la cual ésta se ha ajustado. La resonancia serie puede resultar en niveles altos de distorsión de tensión entre la inductancia y la capacitancia del circuito serie. Un ejemplo de un circuito serie es un transformador de un centro de carga con condensadores conectados a su secundario (ver Figura 1.11.). Este aparece como un circuito serie cuando es visto desde el primario del transformador.

Fig. 1.11. Resultado del Banco de Condensadores con Resonancia Serie.

 Cálculos para Determinar la Frecuencia de Resonancia. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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El cálculo más importante para un circuito es el de la frecuencia de resonancia. Este viene dado por [1]: 𝑕𝑟 =

𝑀𝑉𝐴𝑆𝐶 = 𝑀𝑉𝐴𝑅𝐶𝐴𝑃

𝑋𝐶 𝑋𝑆𝐶

Donde: 𝑕𝑟 : Frecuencia resonante como múltiplo de la frecuencia fundamental. 𝑀𝑉𝐴𝑆𝐶 : Potencia de corto circuito en el punto de estudio. 𝑀𝑉𝐴𝑅𝐶𝐴𝑃 : Valor nominal del condensador a la tensión nominal. 𝑋𝐶 : Reactancia capacitiva del banco de capacitores a frecuencia fundamental. 𝑋𝑆𝐶 : Reactancia de cortocircuito de la subestación. Si la reactancia calculada está cerca de uno de los armónicos característicos de la fuente, el potencial para problemas deberá ser evaluado. El próximo paso es calcular la impedancia actual del sistema para los armónicos característicos de la fuente que está siendo considerada: 𝑅 + 𝑗𝜔𝐿 𝑍 𝜔 = 1 − 𝜔 2 𝐶 + 𝑗𝜔𝑅𝐶 Donde Z(𝜔) = Zh: Impedancia del sistema en función de la frecuencia fundamental 𝜔= 2πf. R + j 𝜔 L: Impedancia de la fuente en función de la frecuencia. 1/(j 𝜔 C): Reactancia capacitiva en función de la frecuencia. Una vez obtenido Zh para cada armónico característico, puede ser calculada la magnitud de la tensión para cada armónico como sigue: 𝑉𝑕 = 𝐼𝑕 ∗ 𝑍𝑕 Donde, Vh: tensión de la fuente a cada armónico característico. Ih: la corriente de la fuente a cada armónico característico. Zh: Impedancia de la fuente a cada armónico característico.  Cálculos para Determinar la Probabilidad de Resonancia. En instalaciones con presencia de carga no lineal y bancos de condensadores para la corrección del factor de potencia, siempre surge la siguiente pregunta: ¿Cómo cuantificar la cantidad de reactivos que no produzcan problemas de resonancia?. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Para esto es necesario analizar la red mediante simuladores y detectar dónde no se presentarán problemas de resonancia a una frecuencia “X” y en tal caso, se puede ver que a mayor cantidad de condensadores (shunt) la frecuencia resonante paralelo de la impedancia de la barra se hace menor. 𝑓𝑟 =

1 2∗𝜋∗ 𝐿∗𝐶

fr: Frecuencia Resonante. L: Inductancia del Sistema. C: Capacitancia del Sistema. De aquí se puede calcular la cantidad de microfaradios “C” que hace resonar el sistema en “X” Hz donde el valor de la inductancia “L” depende de la red. Un procedimiento práctico para detectar problemas de resonancia se presenta a continuación: 𝐻𝑆𝐶𝑅 =

𝑀𝑉𝐴𝑆𝐶 𝑃𝑛𝑙

Donde: MVAsc: es la potencia de cortocircuito en el punto de estudio. Pnl: Es la potencia real (kW) de la carga no lineal. HSCR: es un número que indica que si este es menor a 20 es altamente probable que ocurra resonancia. 1.8.6.4

Distorsión Armónica de Corriente de Cargas Típicas.

 Bombillos de Alta Eficiencia. Para un bombillo de alta eficiencia de 20 W, 120V, puede generar un THDi = 77,6%.  Computador Personal (PC). Un computador personal (CPU) puede consumir 1,13 A. (RMS) el cual puede producir un THDi = 67,9%.  Convertidor de Frecuencia AC-AC de 6 pulsos. Un convertidor de frecuencia de 6 pulsos, de amplio uso por la industria, puede producir un nivel típico de THDi = 32%.  Hornos de Arco Eléctrico. La operación de los hornos de arco introduce severas perturbaciones en el sistema eléctrico de potencia, estas perturbaciones son de dos tipos, variaciones de tensión por discontinuidades de la potencia suministrada por el horno y

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contaminación armónica producto de la no linealidad entre la tensión y la corriente del arco, la cual se propaga a todos los puntos de la red eléctrica.  Resumen de Otras Cargas.

Fig. 1.12. Resumen.

1.8.6.5

Caracterización de los Armónicos (Secuencia).

Cada armónica tiene una característica especial que es la de poseer su propia secuencia de fases, así por ejemplo tenemos que:

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Fig. 1.13. Caracterización de los armónicos de acuerdo a su secuencia. De lo que se puede ver si existe la tercera armónica en una forma de onda, ésta se comportará con una característica similar a una corriente de falla de secuencia cero, éstas se suman en el neutro. En la figura 1.14., se muestra una carga no lineal trifásica en cuyo espectro armónico se encuentra la tercera armónica "envía" toda esta corriente con componente de secuencia cero al neutro de transformador.

Fig. 1.14. Armónicos y su respuesta de corriente en el neutro. 1.8.6.6

Armónicos y el Factor de Potencia.

El factor de potencia verdadero es el ángulo de desplazamiento entre la corriente y la tensión a valor RMS con contenido de tensiones y corrientes armónicas. A continuación se muestra una primera opción de interpretación [3].

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Fig. 1.15. Triángulo de potencias y afección de armónicos. 𝐹𝑃𝑉 = 𝐾𝑉𝐴𝑅𝑀𝑆 =

𝐾𝑊𝑅𝑀𝑆 = 𝐶𝑂𝑆 𝜃 ′ 𝐾𝑉𝐴𝑅𝑀𝑆

2 2 𝐾𝑊60𝐻𝑧 + 𝐾𝑊𝑕2 + 𝐾𝑉𝐴𝑅60𝐻𝑧 + 𝐾𝑉𝐴𝑅𝑕2

𝐹𝑃𝑉 = 𝑐𝑜𝑠 𝜃 ′ < 𝐹𝑃𝐹 = cos⁡ (𝜃1 ) FPF: Factor de Potencia de la Fundamental. FPV: Factor de Potencia Verdadero. KWRMS: Potencia Activa de todo el Espectro de Frecuencia. KWh: Potencia Activa a la Frecuencia Armónica. KVA60Hz: Potencia Aparente a la Frecuencia Fundamental. KW60Hz: Potencia Activa a la Frecuencia Fundamental. KVARMS: Potencia Aparente de Todo el Espectro de Frecuencia. KVAR60Hz: Potencia Reactiva a la Frecuencia Fundamental. KVARh: Potencia Reactiva a la Frecuencia Armónica. KVAh: Potencia Aparente a la Frecuencia Armónica. θ1: Ángulo de Separación entre los Vectores la Tensión y Corriente Fundamental de la misma Fase. θ´: Ángulo de Separación entre los Vectores la Tensión y Corriente RMS de la misma Fase. Otra opción para interpretar el efecto de la distorsión armónica en el factor de potencia es el siguiente [9]: 𝐹𝑃𝑉 =

Si 𝑇𝐻𝐷𝑉 =

∞ 2 𝑛 =1 𝑉𝑛

𝑉1

𝑃𝑅𝑀𝑆 = 𝐼𝑅𝑀𝑆 ∗ 𝑉𝑅𝑀𝑆

, entonces despejando:

∞ 𝑛=1 𝑉𝑛 ∗ 𝐼𝑛 ∗ ∞ 2 𝑛=1 𝑉𝑛 ∗

∞ 2 𝑛=1 𝑉𝑛

cos⁡ (𝜃𝑛 ) ∞ 2 𝑛=1 𝐼𝑛

= 𝑇𝐻𝐷𝑉 ∗ 𝑉1 , sustituyendo este

factor en la ecuación anterior de FPV tanto para tensión como para corriente se obtiene: 𝐹𝑃𝑉 =

𝑉1 ∗ 𝐼1 ∗ cos⁡ (𝜃1 ) 𝑇𝐻𝐷𝑉 ∗ 𝑉1 ∗ 𝑇𝐻𝐷𝐼 ∗ 𝐼1

Si se asume que el THDV tiende a cero, entonces: V1 * I1 * Cos θ1 >> Vn * In * Cos(θn), para n>1 LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Entonces, 𝐹𝑃𝑉 =

𝑉1 ∗ 𝐼1 ∗ cos⁡ (𝜃1 ) 𝑉1 ∗ 𝐼1 ∗ 1 + 𝑇𝐻𝐷𝐼2

Por lo que, 𝐹𝑃𝐷 =

Nótese que,

1

1

= cos 𝜃1 ∗

1 + 𝑇𝐻𝐷𝐼2

= 𝐹𝑃𝐹 ∗ 𝐹𝑃𝐷

𝑃

y 𝐹𝑃𝐹 = cos(𝜃1 ) = 𝑄1

1+𝑇𝐻𝐷𝐼2

1

cos⁡ (𝜃1 ) ≤ 1, luego FPV ≤ FPD

Entonces: 𝐹𝑃𝑉 =

𝑃1 𝑆1 ∗ 1+𝑇𝐻𝐷𝐼2

=

𝑃1 𝑆12 ∗(1+𝑇𝐻𝐷𝐼2 )

=

𝑃1 𝑆12 +(𝑆1 ∗𝑇𝐻𝐷𝐼 )2

=

𝑃1 𝑃12 +𝑄12 +(𝑆1 ∗𝑇𝐻𝐷𝐼 )2

Si renombramos, 𝐷 = 𝑆1 ∗ 𝑇𝐻𝐷𝐼 Entonces: 𝐹𝑃𝑉 =

𝑃1 𝑃12 +𝑄12 +𝐷 2

, donde D es el factor de distorción.

Fig. 1.16. Influencia de los armónicos en el FP. La diferencia entre las dos opciones de interpretación matemática del efecto de la distorsión armónica en el cálculo del factor de potencia radica en que la segunda opción asume que la distorsión armónica de tensión es casi cero, asumiendo que la señal de tensión es senoidal casi pura. Siendo la primera opción de interpretación más exacta ya que incluye la componente de distorsión armónica de tensión que pueda existir.

1.8.6.7

Impacto de los Armónicos en la Redes de Media Tensión.

Las características de respuesta de frecuencia de los sistemas de distribución son dominadas por la interacción entre los condensadores en paralelo y las inductancias del sistema (ver Figura 1.17). La amortiguación proporcionada por las LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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cargas del sistema es importante. Cerca de los bancos de condensadores, y la capacitancia de los cables aislados puede influir en la resonancia del sistema.

Fig. 1.17. Red de MT con condensadores y cargas en paralelo. Las más severas condiciones de resonancia ocurren cuando un solo banco de condensadores grande es el principal medio de compensación paralela en el sistema (un banco de condensador grande en una subestación, por ejemplo). Para estos casos el compensador instalado se constituye un punto de resonancia en el sistema, con una distorsión de tensión significativa pudiendo presentarse aumento en las corrientes armónicas, si esta resonancia corresponde a una corriente armónica generada por cargas no lineales. Es completamente común para esta resonancia ocurrir cerca del quinto armónico, como es el caso para las características de respuesta de frecuencia ilustradas en la Figura 1.18. [1].

Fig. 1.18. Características de Respuesta de Frecuencia para Diferentes Porcentajes de Carga. Cuando un número de pequeños bancos de condensadores son aplicados a todo el sistema de distribución, estos generarán un número de frecuencias resonantes diferentes. Si estos condensadores son cambiados, la resonancia característica del sistema llega a ser más difícil de determinar. Cada una de estas resonancias generalmente tiene magnitudes que son menores que las magnitudes que pueden ser asociadas con una resonancia mayor. Por tanto, el efecto de distribuir los condensadores alrededor del sistema puede reducir el potencial para problemas debidos a una resonancia mayor. La colocación de un condensador introduce una LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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resonancia paralela adicional que puede interactuar con corrientes armónicas. La distorsión armónica de tensión generalmente es peor cuando los condensadores están en servicio cerca de los extremos del alimentador, resultando en una mayor inductancia de línea, que ajusta la resonancia a muy bajas frecuencias e incrementa la distancia a las que fluirán las corrientes armónicas. Como se mencionó previamente, la amortiguación provista por cargas es muy importante en sistemas de distribución. Este es a menudo el factor que previene las condiciones de resonancia de problemas causados por armónicos significativos. La componente resistiva de la carga es el factor más importante. El análisis de los sistemas balanceados no se aplica en muchos casos. Sin embargo, este proporciona información útil en casos con grandes fuentes armónicas trifásicas ó en casos en que la localización de las fases de cargas monofásicas es conocida.

1.8.6.8

El neutro y los Terceros Armónicos.

Cuando cargas monofásicas son alimentadas desde un sistema trifásico - 4 hilos, se presenta un problema debido a las magnitudes de corriente presentes en el conductor del neutro, ésta es el resultado de la carga desbalanceada. En circuitos en los cuales las cargas son próximas al balanceo la corriente que circula por el neutro es de magnitud reducida. Lo que ha motivado la práctica de colocar conductores de menor calibre, al utilizado para cada fase. Con cargas no lineales, las corrientes que circulan por el neutro pueden ser de magnitud apreciable, esto se debe a que los armónicos impares múltiplos de tres son de secuencia cero, por lo que se suman y drenan por el neutro; en lugar de cancelarse como ocurre con los de secuencia positiva o negativa. El tercer armónico es el mayor componente generado por los puentes rectificadores monofásicos utilizados por las cargas electrónicas o los balastos electrónicos utilizados por las luces fluorescentes. Para determinar el calibre del conductor de neutro, se debe considerar el efecto de los armónicos impares múltiplos de tres. En el caso de circuitos con cargas no lineales, el tercer armónico puede llegar al 70% de la fundamental. Asumiendo que las cargas son balanceadas y todas presentan las mismas características no lineales, entonces las corrientes de fase y el neutro se pueden calcular de la siguiente forma: [1] 

Se calcula la corriente eficaz basada en la presencia de corriente fundamental a 60Hz y corriente de tercer armónico a 180 Hz: 𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒 = 𝐼12 + 𝐼32

1/2

= 1.02 + 0.72

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1/2

= 1.22 45

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

Se calcula la corriente de secuencia cero que podría circular por el neutro: 𝐼𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜 = 𝐼3 + 𝐼3 + 𝐼3 = 07 + 0.7 + 0.7. = 2.1

Como se evidencia en la siguiente ecuación, la corriente que circulará por el neutro podría alcanzar 172% de la corriente de fase 𝐼𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜 /𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒 =2.1/1.22=1.72 En conclusión los conductores de neutro en sistemas que alimentan cargas no lineales, no deben ser de menor capacidad de corriente que el conductor de la fase. En casos extremos, el conductor del neutro podría requerir tener la capacidad de casi dos veces que los conductores de la fase. A continuación se presenta una fórmula aproximada para calcular la corriente de neutro como un porcentaje de la corriente de la fase, asumiendo que la carga del circuito es balanceada y que la carga presenta un componente de tercer armónico igual al 70% de la fundamental. 𝐼𝑛𝑒𝑢𝑡𝑟𝑜𝑟𝑚𝑠 =

3

2 0.56𝑝𝑛𝑙 2 𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒𝑟𝑚𝑠 1 + 0.56𝑝𝑛𝑙

Donde: 𝑝𝑛𝑙 relación entre carga no lineal y la carga total de la instalación. 1.8.7 Fluctuaciones Rápidas de Tensión (Flicker). 1.8.7.1

Definición.

El “flicker” es la percepción de la variación de la luminosidad de una lámpara, ocasionada por fluctuaciones de tensión en la red de alimentación eléctrica. Origina en quien lo percibe una sensación desagradable. Este fenómeno depende fundamentalmente de la amplitud, frecuencia y duración de las fluctuaciones de tensión que lo causan, éstas pueden oscilar entre los 0.5Hz y los 25Hz de frecuencia [2].

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Fig. 1.19. Ejemplo de una onda de tensión con fluctuaciones rápidas de tensión. Las fluctuaciones de tensión son variaciones periódicas o series de cambios aleatorios en la tensión de la red eléctrica. A su vez, las variaciones de tensión se definen como cambios en el valor eficaz o valor de pico de tensión entre dos niveles consecutivos que se mantienen durante un tiempo finito no especificado. Su duración va desde varios milisegundos hasta unos 10 segundos y con una amplitud que no supera el ± 10% del valor nominal [1].

Fig. 1.20. Diferencia entre Flicker, Sags, Swell e Interrupción. 1.8.7.2

Causas.

Este fenómeno por lo general es causado por variaciones continuas y bruscas de la magnitud de la corriente de carga que genera la fluctuación rápida de tensión, y causa un efecto de titilación o Flicker. Los equipos empleados por usuarios de tipo residencial, comercial o industrial son las mayores fuentes de efecto flicker. De estos equipos los que mas comúnmente provocan este tipo de perturbación son aquellos que funcionan con potencia intermitente o fluctuaciones muy rápidas, como lo son: hornos de arco, soldadoras eléctricas, arranque de motores, etc. [4]. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Es importante observar que las fluctuaciones de tensión, causadas por las cargas industriales grandes, podrían afectar a una gran cantidad de otros consumidores conectados a la misma red eléctrica. Puesto que la impedancia de las redes públicas de suministro eléctrico son diferentes de lugar en lugar, las fluctuaciones de tensión producidas por un equipo varían considerablemente, dependiendo del punto de la red pública de suministro en el cual el equipo está conectado, es decir, si está situado cerca de la fuente o lejos de la fuente. 1.8.7.3

Efectos.

Estas fluctuaciones pueden afectar el funcionamiento de equipos sensibles, como lo son: sistemas digitales de control, electromedicina, PLCs, instrumentación, etc.; que a su vez contribuyen a la contaminación de la red estableciendo un compromiso entre la emisión e inmunidad que debe ser resuelto por la CEM. Otro efecto son las anomalías en los sistemas de Iluminación, en especial en lámparas incandescentes y de descarga. Estos efectos pueden extenderse desde una irritación de menor importancia hasta un riesgo de salud, particularmente para las personas propensas a la epilepsia.

1.8.8

Ruido.

El ruido es un impulso repetitivo sobrepuesto en la onda senoidal de potencia. Los transmisores de radio, lámparas fluorescentes, ciertos tipos de cargadores de acumuladores, computadoras e instalaciones eléctricas con puntos de conexión deficientes pueden ocasionar ruido eléctrico. El rango de frecuencia y la magnitud del ruido dependen de la fuente que lo produce y de las características del sistema. Una magnitud de ruido típica aceptable es menor al 1% de la tensión nominal [1].

Fig. 1.21. Onda de Tensión contaminada por ruido eléctrico. 1.8.9 Variación de la Frecuencia Fundamental. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Las variaciones de frecuencia son definidas como la desviación de la frecuencia fundamental del sistema de potencia, es decir, de su valor nominal especificado (ejemplo 60Hz). Se dice que existen variaciones de frecuencia en un sistema eléctrico de corriente alterna cuando se produce una alteración del equilibrio entre la carga y generación. La frecuencia del sistema está directamente relacionada con la velocidad de giro de los generadores, es decir, con el número de revoluciones por minuto de los mismos. Existen pequeñas variaciones en la frecuencia como consecuencia del balance dinámico entre la generación y la carga. La magnitud de las desviaciones de frecuencia y su duración depende de las características de carga y de la respuesta del control de la generación a los cambios de carga. Las variaciones de frecuencia que salen de los límites aceptados para el régimen casi estacionario del sistema eléctrico de potencia, pueden ser causadas por fallas en el sistema de transmisión cuando sale un gran bloque de carga, o cuando un grupo generador sale de servicio.

Fig. 1.22. Registro de variación de la frecuencia fundamental. 1.8.10 Muescas “Notch”. 1.8.10.1

Definición.

Disturbio en la forma de onda de tensión que dura menos de medio ciclo, e inicialmente de polaridad contraria al de la onda de tensión (Fig. 1.23), este fenómeno está caracterizado por la magnitud del hueco de tensión, que es la tensión eficaz existente durante el hueco de tensión en por unidad (p.u.) con respecto a la tensión pre-hueco.

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Fig. 1.23. Ejemplo de Notch causado por un convertidor. 1.8.10.2

Causas.

Las muescas son producidas principalmente por la conmutación de dispositivos electrónicos de potencia. Durante el proceso de operación la corriente es conmutada de una fase a la siguiente, creando un cortocircuito fase a fase momentáneo, las muescas de tensión son generalmente causadas en los sistemas trifásicos al presentarse cortos entre fases debido a la conmutación de los SCRs. . 1.8.10.3 Efectos.  Altera las formas de onda y puede afectar a otras cargas y principalmente a los controladores de dichas cargas.  Genera armónicos de alta frecuencias que pueden circular por el sistema y producir resonancias: lo que también puede afectar a los sistemas de control de los dispositivos en barra adyacentes.  Si la profundidad del Notch es tal que realice un cruce por cero, esto puede causar la operación errática de cargas basadas en electrónica. 1.8.11 Inter Armónicos. 1.8.11.1

Definición.

Es la componente de frecuencia de una cantidad periódica, que no es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental del sistema.

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Fig. 1.24. Ejemplo de una onda con contenido Inter Armónico. Resumen de la Caracterización de las Perturbaciones Electromagnéticas.

Categorías

IEEE Std. 1159 Contenido Duración Típica Espectral Típico

Transitorios De Impulso Nanosegundo 5 ns de pendiente Microsegundo 1 µs de pendiente Milisegundo 0,1 ms de pendiente Oscilatorios Baja Frecuencia 5 KHz Media Frecuencia 5 - 500 KHz Alta Frecuencia 0,5 - 5 MHz Variaciones de Corta Duración Instantánea Caídas (Sags) Subidas (Swell) Momentánea Interrupción Caídas (Sags) Subidas (Swell) Temporales Interrupción Caídas (Sags) Subidas (Swell) Variaciones de Larga Duración Interrupciones Sostenidas Subtensiones LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

Magnitud Típica

< 50 ns 50 ns - 1 ms > 1 ms 0,3 - 50 ms 20 µs 5 µs

0 - 4 pu 0 - 8 pu 0 - 4 pu

0,5 ciclos - 30 ciclos 0,5 ciclos - 30 ciclos

0,1 - 0,9 pu 1,1 - 1,8 pu

0,5 s - 30 s 0,5 s - 30 s 0,5 s - 30 s

0,1 pu 0,1 - 0,9 pu 1,1 - 1,4 pu

3 s - 1min 3 s - 1min

< 0,1 pu 0,1 - 0,9 pu 1,1 - 1,2 pu

> 1 min

0 pu

> 1 min

0,8 - 0,9 pu 51

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Sobretensiones Desbalance Tensión Corriente Distorsión de la Forma de Onda Presencia de DC Armónicos 0 - 9 KHz Interarmónicos 0 - 9 KHz Notches Ruido Banda Ancha Fluctuaciones Rápidas de Tensión

> 1 min

1,1 - 1,2 pu

Régimen Estacionario 0,5 - 2% Régimen Estacionario 1 - 30 % Régimen Estacionario Régimen Estacionario Régimen Estacionario Régimen Estacionario Régimen Estacionario

Flicker 25 KHz Intermitente Variaciones de Frecuencia Fundamental < 10 s

0 - 0,1% 0 - 20% 0 - 2% 0 - 1% 0,1 - 7 ΔV/V 0,2 - 2 Pst ± 0,10 Hz

Tabla 1-1. Resumen de la Caracterización de las Perturbaciones según la IEEE 1159.

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CAPÍTULO II SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.C.A.Y EQUIPOS UTILIZADOS PARA EL CONTROL DE LA CALIDAD DE PRODUCTO.

2.1. INTRODUCCIÓN. Mantener la calidad del suministro eléctrico en instalaciones resulta de vital importancia. Si embargo esto requiere un minucioso trabajo que permita identificar y corregir aquellos factores que inciden negativamente en la calidad energética. Problemas como sobrecalentamiento de motores y cables, relés diferenciales que actúan, iluminación que parpadea, fallos en las redes informáticas, interrupciones en el suministro y errores en la facturación son ejemplos típicos de problemas relacionados con una mala calidad del suministro eléctrico. Incluso las facturas eléctricas de un consumidor pueden incrementarse más de lo que cabría esperar. Las compañías eléctricas a menudo imponen sanciones si los problemas que se producen en una instalación contaminan el suministro perjudicando a otros usuarios. Por tanto, desde esta óptica, optimizar la calidad del suministro eléctrico también resulta rentable tanto para el suministrador como para el usuario. Con los instrumentos y procedimientos adecuados, este tipo de problemas pueden localizarse y corregirse. En la actualidad se presentan una amplia gama de instrumentos que permiten medir, registrar y analizar el comportamiento de una red eléctrica, esto permite realizar una evaluación de los problemas existentes determinando de una manera eficiente sus causas y sus efectos, tanto en aspectos técnicos como económicos.

2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA E. E. A. C. A.

La empresa eléctrica Azogues, cuenta con una línea de subtransmisión a 69 KV, que parte desde la S/E Cuenca, y alimenta a la S/E Azogues 1, ubicada en el sector San Pedro de Zhizhiquin, a un altura aproximada de 2563 msnm, esta línea interconecta también a la subestación Azogues con la Subestación de la Empresa Industrias Guapán (ver figura 2.1.) La línea de subtransmisión consta de una red aérea construida con conductor MCM 477, con un recorrido aproximado de 28 Km. enlazando la subestación Azogues 1 con el Sistema Nacional de Transmisión, dicha conexión se realiza a la Bahía a 69 KV. en la S/E Cuenca, perteneciente a TRANSELECTRIC.

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La S/E AZOGUES 1 cuenta con un transformador de potencia marca Mitsubishi que posee las siguientes características:

Tensión Nominal: Potencia: Impedancia a 12.5 MVA: Frecuencia Nominal: No. Fases: Tipo: Tipo de enfriamiento: Peso:

69/22 KV. 10/12.5 MVA. 7.44 %. 60 Hz. 3 Acorazado. ONAN/ONAF (aceite). 25.7 Ton. (Incluye aceite) 34.1 Ton.

Peso total del Conjunto:

3 BP

BT 2000 A Cu.

S / E GUAPAN NA 477 MCM 2.069 Km

NC

477 MCM 24.991 Km

Y S

2

s

69 KV 69 KV

V V

121

s

122 123 124

s s

S/E AZOGUES 1 E.E.A. C.A

Fig. 2.1 Esquema unifilar del sistema de Subtransmisión de la EEACA.

2.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA E. E. A. C. A. El sistema de distribución de la EEACA que es servido únicamente desde la S/E AZOGUES 1, posee cuatro alimentadores denominados 121, 122, 123 y 124, la topología de estos alimentadores es mallada en la red que sirve al centro urbano de Azogues y radial para el resto del Sistema, cubriendo un área aproximada de 1187 km2 dentro de los cuales se sirve a un total de 28917 clientes clasificados de la siguiente manera1:

1

URBANO RURAL 9490 16677

TOTAL 26167

Software de Comercialización de la EEACA, Junio de 2009

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V V V

S/E CUENCA TRANSELECTRIC

TIPO DE CLIENTE Servicio Residencial

V V

4.16 kv

s

69 kv

BUS DUCTO 3000 A

22 KV

69 KV

S

V V

S

GIS

V

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Servicio Comercial Servicio Industrial Servicio Entidades Oficiales Servicio Alumbrado Público Servicio Asistencia Social Servicio Beneficio Público Autoconsumo Escenarios Deportivos TOTAL

1575 231 74 1 11 69 2 5 11458

285 154 20 0 38 284 1 0 17459

1860 385 94 1 49 353 3 5 28917

La red de media tensión funciona a un nivel de 22 KV y sirve de enlace con tres subestaciones denominadas de paso, estas son S/E TABACAY, S/E ZHAPACAL Y S/E DELEG; estas subestaciones no cuentan con transformador, únicamente con elementos de protección y maniobra, los enlaces correspondientes, así como la codificación se presentan en el siguiente cuadro.

121 122 123 124

DESTINO

NIVEL DE TENSIÓN

S/E TABACAY

22 KV

S/E ZHAPACAL

22 KV

S/E DELEG

22 KV

CENTRO DE LA CIUDAD

22 KV

SALIDA S/E AZOGUES

Nº ALIM.

De acuerdo al esquema presentado en el anexo 2.1, se pueden ubicar las siguientes observaciones: Es importante aclarar que el alimentador 124 sirve directamente al casco urbano de la cuidad de Azogues, con una topología mallada, pero se dispone de elementos de maniobra estratégicamente ubicados, de tal manera que se pueden enlazar en ciertos puntos con los demás alimentadores provenientes de las subestaciones aledañas, cuando las circunstancias lo ameriten se realizan transferencias de carga de acuerdo al siguiente cuadro:

SECCIONADOR DE ENLACE 37 (N/A) 51 (N/A) 22 (N/A) 53 (N/A) 98 (N/A) LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

ALIMENTADOR DE ENLACE Alimentador 121 Alimentador 121 Alimentador 122 Alimentador 122 Alimentador 122 55

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El alimentador 122 extiende ramificaciones tanto desde su recorrido que enlaza a la S/E AZOGUES 1 con la S/E ZHAPACAL, como desde la misma S/E ZHAPACAL, estos ramales se encuentran a un nivel de tensión de 22 KV y brindan las siguientes posibilidades de interconexión con los demás alimentadores:

SECCIONADOR DE ENLACE 32 (N/A) 22 (N/A) 53 (N/A) 98 (N/A)

ALIMENTADOR DE ENLACE Alimentador 121 Alimentador 124 Alimentador 124 Alimentador 124

El alimentador 122 brinda servicio a las localidades de las parroquias de San Miguel, Javier Loyola, hasta las localidades de Zumba huaico y Zhullín Alto.

De igual manera el alimentador 121 tienen una topología radial a un nivel de tensión de 22 KV y tanto en su recorrido de enlace entre la S/E AZOGUES 1 y la S/E TABACAY, como en las ramificaciones que parten de la S/E TABACAY presenta las siguientes posibilidades de interconexión: SECCIONADOR DE ENLACE 37 (N/A) 51 (NA) 32 (N/A) 70 (N/A)

ALIMENTADOR DE ENLACE Alimentador 124 Alimentador 124 Alimentador 122 Alimentador 123

El alimentador 121 brinda servicio a las parroquias orientales del cantón Azogues como son: Taday, Pindilig y Rivera; además sirve a las localidades de la parroquia Guapán y a ciertas zonas del centro de la ciudad de Azogues. El alimentador 123 presenta la misma topología y nivel de tensión que los demás alimentadores, y su única posibilidad de enlace es con el alimentador 121, a través del seccionador 70 (N/A), este alimentador sirve a la parroquia Cojitambo y al Cantón Deleg.

2.4. DESCRIPCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA DE LA E. E. A. C. A. El sistema de distribución de la EEAC A en su nivel de baja tensión (220/110 V), tiene una capacidad instalada de 25254,5 KVA distribuidos en un total de 1188 LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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transformadores, de los cuales; 1039 son monofásicos y representan una capacidad instalada igual a 15495.5 KVA; 149 son transformadores trifásicos, representando 9.759 KVA de capacidad instalada; la demanda máxima aproximada del sistema de distribución es de 15.05 MW y 3.2 MVAR incluido la demanda de la Empresa Industrias Guapán y de 8.6 MW y 1.5 MVAR sin incluir la demanda de la industria cementera antes mencionada. A continuación se presentan las tablas donde se resume tanto la cantidad como el tipo de transformadores conectados en cada alimentador. TOTAL DE TRANSFORMADORES CANT KVA MONOFÁSICOS 1039 15495,5 TRIFÁSICOS 149 9759 TOTAL 1188 25254,5 ALIMENTADOR

Tabla 3.1.

TIPO CANTIDAD KVA MONOFÁSICOS 348 4727,5 121 TRIFÁSICOS 27 2099 TOTAL 375 6826,5 MONOFÁSICOS 393 6217,5 122 TRIFÁSICOS 62 3385 TOTAL 455 9602,5 MONOFÁSICOS 259 3403 123 TRIFÁSICOS 3 130 TOTAL 262 3533 MONOFÁSICOS 39 1147,5 124 TRIFÁSICOS 57 4145 TOTAL 96 5292,5 Resumen de transformadores instalados en la red de la EEACA2:

La red de baja tensión tiene las siguientes conexiones:    

2

Monofásica a 2 hilos. Monofásica a 3 hilos. Trifásica a 3 hilos. Trifásica a 4 hilos.

Software de Operación y Mantenimiento EEACA, Junio de 2009

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Las conexiones en las que se encuentran los transformadores trifásicos son las siguientes:   

Estrella-Estrella. Estrella-Delta. Delta-Estrella.

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2.5. EQUIPOS Y MÉTODOS DE MEDICIÓN EMPLEADOS POR LA E. E. A. C. A. Ante las exigencias y los requerimientos establecidos en la regulación CONELEC 004-01, para el control de los diferentes parámetros relacionados con la calidad de producto, la EEACA cuenta con los siguientes equipos de medición y registro:   2.5.1.

TOPAS 1000. MEMOBOX 300. TOPAS 1000.

Este equipo permite efectuar tareas de medida en redes de baja y media tensión más rápidamente y con una sola herramienta, entre las funciones que desempeña se destacan las siguientes:        

Análisis de perturbaciones y sus causas. Determinación de las reservas del transformador/alimentador. Adquisición de datos y análisis de eventos transitorios. Medición de la calidad de la electricidad conforme a la norma EN 50160. Detección de interferencias y picos de alimentación. Realización de comprobaciones de función de sistemas de análisis de señales eléctricas de control. Obtención de valores de límites diarios. Creación de informes fácilmente.

El Analizador de calidad eléctrica Topas 1000 identifica de forma rápida el origen de perturbaciones y permite obtener la calidad de tensión eléctrica principal de acuerdo con la norma EN 50160. Proporciona medidas de tensión, análisis de corriente y potencia, medidas de carga y energía, análisis de transitorios rápidos y de señal de tensión. Su diseño plano, resistente y conforme a la norma IP65 (polvo y prueba de lluvia) ofrece un aislamiento completo, y garantiza un funcionamiento eficaz en condiciones de trabajo extremas, el rango de temperatura de operación es de 0 a 40°C. Memoria incorporada de gran capacidad (tarjeta de memoria Compact Flash 512 MB, opcional de 1 GB o 2 GB) ideal para registros a largo plazo.

Posibilidades de medición con el TOPAS 1000. Con el TOPAS 1000 se puede medir en cada fase en forma individual y trifásica: -

V RMS Instantáneo / Promedio / Min. / Máximo

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-

A RMS Instantáneo / Promedio / Min. / Máximo W Instantáneo / Promedio / Máximo VAR Instantáneo / Promedio / Máximo VAR Delta Promedio. VA Instantáneo / Promedio Factor de Potencia Instantáneo / Promedio KWH , KVARH, KVAH Demanda de W, VA, Factor de Potencia Instantáneo / Máx. Desequilibrio de tensión. Frecuencia. THD (distorsión armónica total). Armónicas 0 a 50, de corriente y tensión y también de potencia con ángulo y modulo. Interarmónicas Todas las mediciones se hacen de acuerdo a la norma IEC 1000-4-7 (ahora 61000-4-7). Las mediciones de FLICKER son realizadas en forma automática, y el instrumento calcula los índices de severidad de corta y larga duración (Pst y Plt), de acuerdo a lo que especifica la norma IEC 61000.

Diagramas de conexión del TOPAS 1000. Conexión monofásica:

Conexión para un sistema trifásico conexión triángulo (Método (Aaron) de los dos Vatímetro):

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Conexión para un sistema trifásico: Conexión estrella con neutro (Método del Vatímetro):

2.5.2.

MEMOBOX 300.

El MEMOBOX 300 es un analizador de redes para el monitoreo de la calidad de tensión, investigación de perturbaciones y optimización de redes en baja y media tensión. Características: -

-

Instrumento de medida con protección IP65 para los parámetros eléctricos más comunes incluidos tensión, corriente, potencia activa, potencia reactiva, potencia aparente, factor de potencia, energía, flicker, eventos de tensión y THD. Incluye las características además de funciones avanzadas que incluyen armónicos de tensión y corriente, interarmónicos, rizado, desequilibrios y frecuencia. Transductores de Corriente LEM-flex (fijos), rango: 5 - 1500 A. Configurable para mediciones de redes 3 hilos Delta o 4 hilos Estrella Valores mínimos y máximos de tensión, corriente, y potencia ajustable desde 8 mseg/60 Hz.

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-

Disminuciones de tensión, sobrecargas, e interrupciones ajustables desde 8 mseg. Mediciones de Flicker según norma IEC 61000-4-15 (anterior IEC 868) Facilidad de conexión al computador por puerto RS-232 Compacto en dimensiones, peso: 1.5 Kg Fuente de alimentación: Gama funcional: Corriente Alterna de 88 V a 400 V, 50 hertzios/60 hertzios. Corriente directa de 100 V a 400 V Temperatura de trabajo: -10 °C a 55 °C Gama de temperaturas de funcionamiento: 0 °C a 35 °C.

Los valores obtenidos de las mediciones pueden ser evaluados numéricamente en un computador personal utilizando CODAM BASIC o gráficamente con CODAM PLUS. El analizador MEMOBOX 300 es un equipo muy similar al TOPAS 1000 es cuanto a su funcionamiento, diferenciándose principalmente en su software y su tamaño muy compacto. La principal diferencia con respecto al TOPAS 1000 es que en el análisis de los datos el software brinda soluciones frente a parámetros cuyas mediciones indiquen que la calidad de la energía esta afectada, también brinda soluciones para optimización de la red y reportes de pérdidas de energía. Los diagramas de conexión del MEMOBOX 300 son iguales a los del TOPAS 1000. 2.6. NORMALIZACIÓN Y REGULACIÓN CONELEC 004/01 La palabra norma del latín "normun", etimológicamente significa "Regla a seguir para llegar a un fin determinado". La Normalización es una actividad colectiva orientada a establecer solución a problemas repetitivos. La normalización tiene una influencia determinante, en el desarrollo de un país, al potenciar las relaciones e intercambios tecnológicos con otros países. Sus principios son paralelos a la humanidad, basta recordar que ya en las civilizaciones caldea y egipcia, se habían tipificado los tamaños de ladrillos y piedras, según unos módulos de dimensiones previamente establecidos. Pero la normalización con base sistemática y científica nace a finales del siglo XIX, con la Revolución Industrial en los países industrializados, ante la necesidad de producir más y mejor. Pero el impulso definitivo llegó con la primera Guerra Mundial (19141918). Ante la necesidad de abastecer a los ejércitos y reparar los armamentos, fue necesario utilizar la industria privada, a la que se le exigía especificaciones de intercambiabilidad y ajustes precisos. Objetivos de la normalización: Los objetivos de la normalización, pueden concretarse en tres: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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La economía, ya que a través de la simplificación se reducen costos. La utilidad, al permitir la intercambiabilidad. La calidad, ya que permite garantizar la constitución y características de un determinado producto. Estos tres objetivos traen consigo una serie de ventajas, que podríamos concretar en las siguientes:   

Reducción del número de tipos de un determinado producto. Simplificación de los diseños. Reducción en los transportes, almacenamientos, embalajes, archivos, etc. con la correspondiente repercusión en la productividad.

En definitiva con la normalización se consigue: “Producir más y mejor, a través de la reducción de tiempos y costos” Principales organismos internacionales de normalización. Tres son los organismos normalizadores que destacan en la escena internacional:   

La Organización Internacional de Normalización -ISOLa Comisión Electrotécnica Internacional -CEILa Unión Internacional de Telecomunicaciones -UIT-

Organizaciones Regionales de Normalización Los organismos regionales existentes son: 1. COPANT - Panmerican Standards Commission (Comisión Panamericana de Normas Técnicas) 2. PASC - Pacific Area Standards Congress (Congreso de Normalización Para el Área del Pacifico) 3. CEN - European Committee for Standardization. (Comité Europeo para la Normalización) 4. CENELEC - European Committee for Electrotechnical Standardization (Comité Europeo para la Normalización en Electrotecnia) 5. ETSI - European Telecommunications Standards Institute (Instituto Europeo de Normalización en Telecomunicaciones) Organizaciones Nacionales de Normalización.

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Los organismos nacionales más importantes y reconocidos son:     

American Nacional Standards Institute (ANSI). Standards Council of Canada (SCC). Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC). Instituto Ecuatoriano de Normalización (INEN). "Verband Deutscher Elektrotechniker (VDE).

Asociaciones de Normalización.

Las asociaciones existentes son las siguientes:   

2.6.1.

Institute of Electrical and Electronic Engineering (IEEE). International Conference of Large Electrical Networks (CIGRE). The National Fire Protection Association (NFPA).

Organismos de Normalización y Normalizaciones relacionadas con la calidad de energía eléctrica.

2.6.1.1. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC). Este organismo fue fundado en el año de 1906, como resultado del Congreso Eléctrico Internacional realizado en Estados Unidos en 1904. Está conformado por 66 países entre los cuales se encuentran todos los países desarrollados, los cuales en conjunto representan alrededor del 95% de la generación y consumo de Energía Eléctrica. La Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) es el organismo mundial de normalización más importante para todas las tecnologías eléctricas, electrónicas y conexas, así como para su terminología. Su composición y estructura son similares a las de la ISO. Los miembros de los Comités Nacionales elaboran normas por consenso según una distribución de un miembro por país. Muchas de las normas de la IEC han sido adoptadas por todo el mundo como normas nacionales. Estas normas sirven de referencia a la hora de redactar licitaciones y contratos internacionales. La IEC normaliza y define la terminología electrotécnica desde 1909 bajo la supervisión del Comité Técnico de Terminología (TC1). 2.6.1.2. Institute of Electrical and Electronic Engineering (IEEE) En 1884 nace en Estados Unidos el AIEE (American Institute of Electrical Engineering ) con la finalidad de desarrollar las normas técnicas relacionadas con la Ingeniería Eléctrica en dicho país, sin embargo no abarcaba áreas puntuales LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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como la radio y la comunicación; es por tal motivo que en 1912 se crea el Institute of Radio Engineer (IRE) que en su mayoría estaba conformado por miembros de la AIEE. Debido al auge de la electrónica y su estrecha relación con la Ingeniería Eléctrica y con las Telecomunicaciones se decidió en el año de 1963 unir los 2 institutos antes mencionados en uno solo llamado Institute of Electrical and Electronic Engineering (IEEE). Las áreas en las que se desenvuelve el IEEE son principalmente las electrotecnologías y ciencias relacionadas, encargándose de sus innovaciones tecnológicas y de las necesidades de los usuarios de estas. El IEEE se encuentra conformada por alrededor de 420000 miembros en 150 países y ha llegado a ser una autoridad técnica en las áreas de: Ingeniería de Sistemas, Tecnología Biomédica, Telecomunicaciones, Potencia, Aeroespacial, etc. Los trabajos desarrollados por el IEEE representan un 30% de las publicaciones científicas mundiales en Ingeniería Eléctrica, Tecnología de Control y Computación, más de 300 conferencias al año, 800 documentos normativos y 700 en desarrollo. 2.6.1.3. European Committe for Standardization (CEN). El CEN nace con el propósito de armonizar las normas técnicas voluntarias y las regionales, emite las normas denominadas Normas Europeas (EN), las cuales no son emitidas como documentos regionales sino que se emiten por parte de cada país miembro en combinación regional-nacional. 2.6.2. Normas Técnicas relacionadas con la calidad de energía. Las normas técnicas más importantes emitidas referentes a la Calidad de la Energía Eléctrica son: 



IEC 61000 “Compatibilidad Electromagnética” (CEM). La CEM es la disciplina que intenta superar, minimizar o en el mejor de los casos prevenir los efectos de las perturbaciones electromagnéticas (EM). Esta norma establece los niveles de compatibilidad para redes industriales y no públicas aplicables a 50 o 60 Hz. En los niveles de media y baja tensión, estableciendo los valores que deben cumplir los parámetros de variaciones de tensión tales como: amplitud, frecuencia, equilibrio de fases y forma de onda (componentes de tensión armónicas e interarmónicas), respecto a la tensión sinusoidal ideal. IEEE 519 de 1992 “Recomendaciones Prácticas y Requisitos para el Control de Armónicos en Sistemas Eléctricos de Potencia”. Esta recomendación es una herramienta muy completa y una guía para el diseño de sistemas de potencia que contengan cargas no lineales, y sus limitaciones están enfocadas hacia operaciones de estado continuo, para

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

esto se describen las formas de onda de tensión y corriente que pueden existir en un sistema y se establecen los principios de distorsiones de forma de onda para el diseño de estos sistemas. EN 50160 “Características de la Tensión Suministrada por las Redes Generales de Distribución”. Esta norma tiene por objetivo establecer las características de suministro de tensión como son: frecuencia, forma de onda, amplitud, y equilibrio de fases en el punto de entrega al usuario, pero sólo en condiciones normales de operación, esto quiere decir que los límites que establece esta norma no pueden ser aplicados cuando existen irregularidades causadas por agentes externos al sistema, personal técnico o usuario. Los límites que establece esta norma se determinan midiendo y calculando valores promedios de intervalos prescritos con duración de 3 segundos, 10 segundos o 10 minutos, determinados en un período de observación que puede ser de una semana o un día.

2.6.3. Regulación CONELEC 004-01, aspectos relacionados con la Calidad del Producto. La regulación 004-01, emitida el 23 de mayo de 2001 por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC), tiene como objetivo principal; establecer los niveles de calidad de la prestación del servicio eléctrico de distribución y los procedimientos de evaluación a ser observados por parte de las empresas distribuidoras[13]. Para lo cual establece que es responsabilidad de las empresas distribuidoras prestar el servicio eléctrico a los consumidores ubicados en su zona de concesión, dentro de los niveles de calidad establecidos, en virtud de lo que señala la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, los Reglamentos Aplicables, el Contrato de Concesión y las Regulaciones Correspondientes. El cumplimiento de los niveles de Calidad de Servicio será supervisado y controlado por el Consejo Nacional de Electricidad CONELEC, a través de los índices que se establecen en la Regulación CONELEC 004/01. La regulación en su contenido tiene plenamente definidos los términos utilizados, así como los parámetros eléctricos considerados, para la evaluación de la calidad de energía eléctrica, se establecen también las respectivas responsabilidades tanto de las empresas distribuidoras como del ente regulador. Inicialmente la Regulación CONELEC 004/01 define dos etapas de aplicación, la primera con una vigencia de 24 meses y la segunda que en la actualidad tiene vigencia se inicio inmediatamente posterior a la finalización de la etapa inicial. La regulación CONELEC 004/01, considera los siguientes aspectos que son empleados para medir la calidad de servicio [13]: Calidad del Producto: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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a) Nivel de voltaje. b) Perturbaciones de voltaje. c) Factor de Potencia. Calidad del Servicio Técnico: a) Frecuencia de Interrupciones. b) Duración de Interrupciones. Calidad del Servicio Comercial: a) Atención de Solicitudes. b) Atención de Reclamos. c) Errores en Medición y Facturación.

De acuerdo a la regulación CONELEC 004-01, las definiciones, parámetros y sus respectivos niveles, que se considerarán para evaluar la calidad del producto se presentan de la siguiente manera: Calidad de Producto según Regulación CONELEC 004/01. Calidad de Producto.-Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán son el nivel de voltaje, las perturbaciones y el factor de potencia, siendo el distribuidor responsable de efectuar las mediciones correspondientes, el procesamiento de los datos levantados, la determinación de las compensaciones que pudieran corresponder a los consumidores afectados y su pago a los mismos. Toda la información deberá estar a disposición del CONELEC al momento que se lo requiera [14]. En lo que respecta a las perturbaciones se encuentran especificadas como parámetros a ser considerados el Parpadeo o Flicker y los Armónicos. Dependiendo del parámetro que se analice la regulación establece los diferentes índices de calidad, mediciones a realizarse y límites, en los capítulos posteriores serán tratados cada uno de estos temas con mayor detalle.

2.7. CUANTIFICACIÓN GENERAL DE LAS MEDICIONES REALIZADAS POR LA E. E. A. C. A. PARA EL CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO. La EEACA dando cumplimiento a lo establecido en la Regulación CONELEC 004/01 aprobada por el Directorio del CONELEC, mediante Resolución No. 0116/01, el 23 de mayo de 200,1 ha realizado mediciones para el análisis de la calidad de energía entregada a sus clientes, para lo cual se han utilizado los LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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equipos MEMOBOX 300 y TOPAS 1000, cuyas características se presentaron en el punto anterior del presente capítulo. Desde el mes de enero del año 2002 se han realizado mediciones y los debidos reportes al CONELEC de acuerdo a lo exigido y recomendado por este ente regulador, en la base de datos de la empresa en estudio se pueden encontrar los reportes desde el año 2003, estructurados con el formato solicitado desde el CONELEC el cual se presenta a continuación:

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CALIDAD DEL PRODUCTO. REGISTRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PRODUCTO EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EMPRESA ELÉCTRICA:

No.

DIRECCIÓN

Azuay y Oriente Col. Juan Bautista (065) 2 Rivera y 3 de Noviembre (039) 1

3 Luis Cordero y Serrano Orleis (038) 4 Zhizhiquin Barrio el Vecino

Ciudad

Cantón Parroquia

Sector

ZONA S/E (1)

FECHA VOLTAJE FECHA FINAL NOMINAL INICIAL Alimentad Medición or Medición Punto de (2) dd-mmm-aa (3) dd-mmm-aa medición (5) (4) kV

Azogues Azogues

Azogues

Azogues

Urbana

Azogues 1

121

Azogues Azogues

Azogues

Azogues

Urbana

Azogues 1

121

Azogues Azogues Azogues Azogues

Azogues Azogues

Azogues Azogues

Urbana Urbana

Azogues 1

121

Azogues 1

122

02.01.2003 12:10:00 09.01.2003 16:00:00 17.01.2003 11:50:00 27.01.2003 15:40:00

09.01.2003 12:10:00 16.01.2003 16:00:00 24.01.2003 11:50:00 03.02.2003 15:40:00

0,127 0,127 0,127 0,120

VOLTAJE EFICAZ Punto de medición pu (6)

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu (7)

1

0,96565

1

0,99483

1

0,97408

1

0,92229

HORA Registro Vmin hh:mm 08.01.2003 19:20:00 14.01.2003 19:00:00 18.01.2003 11:30:00 28.01.2003 20:20:00

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu (8) 1,02070 1,06432 1,05169 1,00189

Notas: 1 Localización de la zona en donde se realiza la medición: Urbana - Rural 2 S/E de la que se recibe el servicio. 3 Alimentador del que se recibe el servicio 4 Fecha de inicio de la medición. 5 Fecha de finalización de la medición. 6 Valor expresado en por unidad y corresponde al valor eficaz promedio medido. 7 Valor expresado en por unidad y corresponde al valor mínimo de voltaje medido.

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CALIDAD DEL PRODUCTO. REGISTRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PRODUCTO EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EMPRESA ELÉCTRICA:

HORA Registro Vmax hh:mm 09.01.2003 11:20:00 16.01.2003 15:40:00 24.01.2003 11:50:00 03.02.2003 15:20:00

Porcentaje de mediciones HORA HORA HORA fp fp fp fp de voltaje Registro Registro Registro inductivo inductivo capacitivo capacitivo fuera de fp hh:mm fp hh:mm fp hh:mm MINIMO MAXIMO MINIMO MAXIMO límites (9) (10) (11) permitidos 0,69%

0,68428

0,10%

0,64856

0,00%

0,75790

0,00%

0,568725

06.01.2003 02:40:00 10.01.2003 01:20:00 21.01.2003 03:00:00 28.01.2003 10:10:00

0,97799 0,95647 0,98882 0,973062

09.01.2003 06:10:00 10.01.2003 06:40:00 23.01.2003 07:10:00 03.02.2003 06:50:00

HORA Registro fp hh:mm (12)

fp promedio

Porcentaje de mediciones de fp fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh (13)

PST (14)

THD (15)

0,8797

69,01%

6990,33

0,16077

2,012613

0,8261

98,88%

8773,13

0,16799

2,020896

0,9071

56,45%

8677,81

0,29958

2,283614

0,8501

82,24%

1607,879

0,26195

3,139977

Notas: 9 Hora en la que se registró el fp inductivo mínimo 10 Hora en la que se registró el fp inductivo máximo 11 Hora en la que se registró el fp capacitivo mínimo 12 Hora en la que se registró el fp capacitivo maximo 13 Energía registrada en el período de medición. 14 Indice de severidad del Flicker 15 Factor de distorsión total por armónicos

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CALIDAD DEL PRODUCTO. REGISTRO DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DEL PRODUCTO EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EMPRESA ELÉCTRICA:

V5 (16)

V7

V11

V13

V17

V19

V23

V25

V>25

V3

V9

V15

V21

V>21

V2

V4

V6

V8

V10

V12

V>12

Notas: 16 Factores de distorsión armónica: Estas celdas deberán ser llenadas siempre y cuando el THD supere el límite permitido

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Revisados los documentos del departamento de Operación y Mantenimiento de la EEACA (Departamento encargado del control de calidad) se han podido comprobar que la empresa mensualmente ha realizado mediciones de calidad de energía, las cuales si bien no cumplen a plenitud con lo establecido en las regulaciones vigentes, sin embargo se constituyen como indicadores de los lineamientos adoptados por la empresa para mantener sus actividades encaminadas ha cumplir con la primera de sus políticas empresariales que es: Suministrar el servicio de energía eléctrica al cliente en términos de calidad y confiabilidad de acuerdo a lo que dispone el Art. 13 literal e) de la ley de Régimen del sector Eléctrico en vigencia y según las regulaciones que para el efecto emite el CONELEC. De un análisis cuantitativo de los documentos magnéticos e impresos que se disponen desde el año 2003 se han encontrado los siguientes resultados: Año 2003 En el año 2003 se realizan 45 mediciones en transformadores de distribución, 74 mediciones en consumidores finales y una sola medición en la barra de subestación, esta medición fue efectuada desde el 22 de febrero al 27 del mismo mes. Año 2004 En este año se realizaron un total de 74 mediciones en transformadores de distribución, 98 mediciones en consumidores finales y ninguna medición en barra de subestación. Año 2005 En este año se realizaron un total de 56 mediciones en transformadores de distribución, 100 mediciones en consumidores finales y 3 mediciones en barra de subestación, las mediciones en barra de subestación se efectuaron en el mes de marzo. Año 2006 En este año se realizaron un total de 78 mediciones en transformadores de distribución, 71 mediciones en consumidores finales y ninguna medición en barra de subestación. Año 2007 En este año se realizaron un total de 80 mediciones en transformadores de distribución, 63 mediciones en consumidores finales y ninguna medición en barra de subestación.

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CAPÍTULO III MEDICIÓN Y ANÁLISIS DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS QUE PERMITEN EVALUAR LA CALIDAD DE PRODUCTO.

3.1

INTRODUCCIÓN.

Las empresas de distribución tienen la responsabilidad de realizar el levantamiento de la información necesaria para la determinación de los índices de calidad de producto, así como la recopilación de información de manera que permita controlar el cumplimiento de las disposiciones establecidas en el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad y en las regulaciones vigentes. Al asumir estas responsabilidades cada distribuidor busca satisfacer las exigencias y disposiciones establecidas por los entes de regulación, para lo cual deberán disponer de los debidos equipos, así como del personal capacitado tanto para la operación y mantenimiento de los medidores como para el procesamiento y análisis de la información recopilada, permitiendo de esta manera determinar las soluciones a problemas que incumplan las disposiciones que regulan la prestación del servicio como distribuidores y afectan la calidad de suministro. 3.2

PARÁMETROS ELÉCTRICOS A CONSIDERARSE SEGÚN REGULACIÓN CONELEC 004/01.

La calidad de producto está caracterizada por la calidad de servicio técnico, por lo que mantiene una relación directa con las características de la señal eléctrica; para poder determinar la calidad de la señal eléctrica se analizan varios aspectos, los cuales ayudan a asegurar que la señal entregada a los consumidores cumpla con las condiciones establecidas para que el producto sea garantizado como energía de calidad. Según las regulaciones vigentes en nuestro país los aspectos de calidad del producto técnico que se controlarán son el nivel de tensión, las perturbaciones y el factor de potencia. A continuación se presentan los parámetros que se consideran como determinantes para la evaluación de la calidad de producto según la Regulación CONELEC 004/01. 3.2.1. Nivel de Tensión. Índice de Calidad.- El indicador para evaluar la tensión de entrega, en un intervalo de medición, es la diferencia entre la media de los valores eficaces (rms) instantáneos medidos en el punto de entrega y el valor de la tensión nominal del mismo punto. Este indicador está expresado como un porcentaje de la tensión nominal del punto.

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Vk (%) 

Vk  Vn * 100 Vn

Donde: Vk: Variación de tensión, en el punto de medición, en el intervalo k de 10 minutos. Vk : Tensión eficaz (rms) medida en cada intervalo de medición k de 10 minutos. Vn : Tensión nominal en el punto de medición. Límites El Distribuidor no cumple con el nivel de tensión en el punto de medición respectivo, cuando durante un 5% o más del período de medición de 7 días continuos, en cada mes, el servicio lo suministra incumpliendo los límites de tensión. Las variaciones de tensión admitidas con respecto al valor de la tensión nominal se señalan a continuación: Subetapa 1

Subetapa 2 Alta Tensión  7,0 %  5,0 % Media Tensión  10,0 %  8,0 % Baja Tensión. Urbanas  10,0 %  8,0 % Baja Tensión. Rurales  13,0 %  10,0 % Tabla 3.1. Límites para variaciones de tensión según CONELEC 004/01. 3.2.2. Perturbaciones Las dos principales perturbaciones eléctricas que se consideran para el análisis de la calidad de producto según la regulación CONELEC 004/01 son el Parpadeo o Flicker, y los Armónicos. 3.2.2.1.

Parpadeo (Flicker)

Índice de Calidad Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al flicker, se considera el índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (P st), en intervalos de medición de 10 minutos, definida de acuerdo a las normas IEC; misma que es determinado mediante la siguiente expresión:

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Pst  0.0314P0.1  0.0525P1  0.0657P3  0.28P10  0.08P50 Donde: Pst: Índice de severidad de flicker de corta duración. P0.1, P1, P3, P10, P50: Niveles de efecto “flicker” que se sobrepasan durante el 0.1%, 1%, 3%, 10%, 50% del tiempo total del período de observación. Límites El índice de severidad del Flicker P st en el punto de medición respectivo, no debe superar la unidad. Se considera el límite P st = 1 como el tope de irritabilidad asociado a la fluctuación máxima de luminancia que puede soportar sin molestia el ojo humano en una muestra específica de población. Se considerará que el suministro de electricidad no cumple con el límite admisible antes señalado, en cada punto de medición, si las perturbaciones se encuentran fuera del rango de tolerancia establecido, por un tiempo superior al 5% del período de medición de 7 días continuos.

3.2.3. Armónicos. Índices de Calidad.- El indicador utilizado es la Distorsión Armónica Total “THD”, la cual es calculada para tensión o corriente con la siguiente expresión:

V Vi '   i  Vn

  * 100 

  THD     

 Vi  40

i2

Vn

2

   * 100   

Donde: Vi’:

Factor de distorsión armónica individual de Tensión.

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THD: Factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje Vi : Valor eficaz (rms) de la tensión armónica “i” (para i = 2... 40) expresado en voltios. Vn : Tensión nominal del punto de medición expresado en voltios. Límites Los valores eficaces (rms) de las tensiones armónicos individuales (Vi’) y los THD, expresados como porcentaje de la tensión nominal del punto de medición respectivo, no deben superar los valores límite (V i´ y THD´) señalados a continuación. Para efectos de esta regulación se consideran los armónicos comprendidos entre la segunda y la cuadragésima, ambas inclusive.

ORDEN (n) DE LA ARMONICA Y THD

TOLERANCIA |Vi´| o |THD´| (% respecto al voltaje nominal del punto de medición) V > 40 Kv (otros puntos)

V ≤ 40 kV (trafos de distribución)

Impares no múltiplos de 3 5 2.0 6.0 7 2.0 5.0 11 1.5 3.5 13 1.5 3.0 17 1.0 2.0 19 1.0 1.5 23 0.7 1.5 25 0.7 1.5 > 25 0.1 + 0.6*25/n 0.2 + 1.3*25/n Impares múltiplos de tres 3 1.5 5.0 9 1.0 1.5 15 0.3 0.3 21 0.2 0.2 Mayores de 21 0.2 0.2 Pares 2 1.5 2.0 4 1.0 1.0 6 0.5 0.5 8 0.2 0.5 10 0.2 0.5 12 0.2 0.2 Mayores a 12 0.2 0.5 LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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THD Tabla 3.2.

3 8 Límites para armónicos según CONELEC 004/01.

3.2.4. Factor de Potencia Índice de Calidad Para efectos de la evaluación de la calidad, en cuanto al factor de potencia, si en el 5% o más del período evaluado el valor del factor de potencia es inferior a los límites, el Consumidor está incumpliendo con el índice de calidad. Límite El valor mínimo es de 0,92.

3.3

Mediciones requeridas de acuerdo a lo establecido en las regulaciones actuales.

Según la Regulación CONELEC 004-01, emitida por el CONELEC, en el numera1.6, referente a la recopilación de información de los parámetros relacionados con la calidad de energía del servicio eléctrico, establece los aspectos presentados a continuación. El Distribuidor debe implementar y mantener una base de datos con la información sobre los componentes de la red asociados a la alimentación eléctrica de cada Consumidor, esto es:      

Red de AT. Subestación de distribución AT/MT. Circuito de MT. Centros de transformación MT/BT. Circuito de baja tensión y ramal al que está conectado. Identificación del cliente (número de suministro).

La tarea del levantamiento de la información necesaria para la determinación de los índices de calidad en las diversas etapas de control, es responsabilidad del Distribuidor. La información recopilada, deberá ser suficiente para permitir al CONELEC controlar el cumplimiento de las disposiciones establecidas en el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad, en la Regulación CONELEC 004-01 y en el Contrato de Concesión. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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El levantamiento de la información, su procesamiento y análisis, comprende: a) Las mediciones y/o registros de cada uno de los aspectos identificados como parámetros a ser analizados como indicadores de la calidad del producto. b) La organización de una base de datos auditable que constituya el soporte de la información anterior. c) El cálculo de los índices de calidad para cada uno de los parámetros. d) La información relacionada con los desvíos a los límites señalados por la regulación CONELEC 004-01. Toda la información sobre mediciones, pruebas y su procesamiento, deberá almacenar el Distribuidor por un período no inferior a tres años y estar a disposición del CONELEC. La totalidad de la información levantada en las diversas etapas, referente a los controles de la calidad del servicio, deberá remitirse al CONELEC en forma impresa con su respectivo respaldo en medio magnético y en los formatos que éste determine. Los aspectos de calidad del producto técnico que se controlan son el nivel de tensión, las perturbaciones y el factor de potencia, la responsabilidad de las mediciones de estos aspectos, el procesamiento de los datos levantados, la determinación de las compensaciones que pudieran corresponder a los consumidores afectados y su pago a los mismos es responsabilidad única del distribuidor de energía. A continuación se presentan las mediciones requeridas para cada uno de los parámetros a ser evaluados de acuerdo a lo dispuesto por las normativas y regulaciones vigentes dentro del país. 3.3.1. Mediciones de Nivel de Tensión. La calidad de tensión se determina como las variaciones de los valores eficaces (RMS) medidos cada 10 minutos, con relación a la tensión nominal en los diferentes niveles. El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente: 1. Un registro de la tensión en cada uno de los siguientes puntos de medición: a) 20% de las barras de salida de subestaciones de distribución AT/MT, no menos de 3. b) 0,15% de los transformadores de distribución, no menos de 5. c) 0,01 % de los Consumidores de Baja Tensión del área de concesión, no menos de 10. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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2. Para la selección de los puntos se considerarán los niveles de tensión, el tipo de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC, por lo menos 2 meses antes de efectuar las mediciones. 3. Simultáneamente con el registro de la tensión se deberá medir la energía entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas condiciones de calidad. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará durante un período no inferior a 7 días continuos, en intervalos de medición de 10 minutos. La EEACA cuenta con una sola subestación desde la cual se suministra energía para todos los alimentadores que se extienden sobre el área de concesión, esta subestación cuenta únicamente con un transformador AT/MT por lo que la empresa debido a esta situación particular debería realizar mediciones mensuales únicamente sobre en las barras existentes en esta subestación. El sistema de distribución de la EEACA cuenta con un total de 1188 transformadores por lo que obedeciendo a lo establecido en la regulación CONELEC 004/01 el 0.15% del total de transformadores es igual a 2 unidades de transformación, a causa de esta situación particular la empresa deberá realizar mensualmente el mínimo de mediciones establecidas, lo cual corresponde a 5 mediciones de nivel de tensión en transformadores distribución. De igual manera el sistema de distribución de la EEACA sirve a un total de 28917 clientes, de acuerdo a lo establecido por la regulación CONELEC 004/01 el 0.01% del total de clientes de la empresa son 3, por lo cual en lo referente a mediciones de nivel de tensión en consumidores finales la EEACA debe respetar el mínimo establecido es decir 10 mediciones mensuales en consumidores finales.

3.3.2. Mediciones de Perturbaciones. 3.3.2.1.

Mediciones de Parpadeo (Flicker)

El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente: 1. Un registro en cada uno de los puntos de medición, en un número equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los bornes de baja tensión, no menos de 5. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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2. Para la selección de los puntos se considerarán los niveles de tensión, el tipo de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC, por lo menos 2 meses antes de efectuar las mediciones. 3. Simultáneamente con este registro se deberá medir la energía entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas condiciones de calidad. 4. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará durante un período no inferior a 7 días continuos, en intervalos de medición de 10 minutos. Las mediciones se deben realizar con un medidor de efecto “Flicker” para intervalos de 10 minutos y de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC 60868. Con la finalidad de ubicar de una manera más eficiente los medidores de flicker, se efectuarán mediciones de monitoreo de flicker, de manera simultánea con las mediciones de tensión indicadas anteriormente; por lo que los medidores de tensión deberán estar equipados para realizar tales mediciones de monitoreo. De la misma manera que se determinó el número total de mediciones de nivel de tensión y al tener que ser estas realizadas simultáneamente con las mediciones de parpadeo o flicker, la EEACA esta obligada a realizar el número mínimo de mediciones que la regulación CONELEC 004/01 establece en el inciso correspondiente a la medición de parpadeo, de esta manera mensualmente se deberán realizar 5 mediciones en transformadores de distribución. 3.3.2.2.

Mediciones de Armónicos

El Distribuidor deberá realizar mensualmente lo siguiente: 1. Un registro en cada uno de los puntos de medición, en un número equivalente al 0,15% de los transformadores de distribución, en los bornes de baja tensión, no menos de 5. 2. Para la selección de los puntos se considerarán los niveles de tensión, el tipo de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC, por lo menos 2 meses antes de efectuar las mediciones.

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3. Simultáneamente con este registro se deberá medir la energía entregada a efectos de conocer la que resulta suministrada en malas condiciones de calidad. 4. En cada punto de medición, para cada mes, el registro se efectuará durante un período no inferior a 7 días continuos, en intervalos de medición de 10 minutos.

Las mediciones se deben realizar con un medidor de distorsiones armónicas de tensión de acuerdo a los procedimientos especificados en la norma IEC 61000-4-7. Con la finalidad de ubicar de una manera más eficiente los medidores de distorsiones armónicas, se efectuarán mediciones de monitoreo de armónicas, de manera simultánea con las mediciones de tensión indicadas anteriormente; por lo que los medidores de tensión deberán estar equipados para realizar tales mediciones de monitoreo. Igualmente que en las mediciones de nivel de tensión y de parpadeo o flicker, según lo establecido en la regulación CONELEC 004/01, la EEACA está obligada a realizar 5 mediciones mensuales en los bornes de bajo tensión de transformadores de distribución de manera que permita tener mediciones simultaneas de los parámetros antes señalados. 3.3.3. Mediciones de Factor de Potencia. El Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad en su Artículo 12 establece que: El Distribuidor podrá efectuar mediciones del factor de potencia en períodos de integración horarios con el régimen de funcionamiento y cargas normales de las instalaciones de los Consumidores al nivel de tensión primaria y por un tiempo no menor a siete días. Si la estadística de las mediciones efectuadas demuestra que el factor de potencia es inferior a 0,92 en retraso o adelanto, en más del 5% del período evaluado, el Distribuidor, a mas de establecer los recargos por consumo de energía reactiva señalados en el Reglamento de Tarifas, notificará al Consumidor tal circunstancia, otorgándole un plazo para la corrección de dicho factor. Si una vez transcurrido el plazo al que se refiere el inciso inmediato anterior, el Consumidor no hubiere corregido la anormalidad, el Distribuidor estará facultado a realizar, por sí o por medio de terceros, las instalaciones necesarias para corregir dicho factor a costo del Consumidor. Estas instalaciones deberán LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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incluir el control automático correspondiente para la conexión y desconexión, de acuerdo a los requerimientos de la carga. Cualquiera sea el tipo de consumidor, cuando el valor medido del factor de potencia fuese inferior a 0.60, el Distribuidor, previa notificación, podrá suspender el servicio hasta tanto el Consumidor modifique sus instalaciones a fin de superar dicho valor. De todas maneras el Distribuidor está obligado a instalar en su sistema los equipos de potencia reactiva que sean necesarios para mantener, en el punto de conexión al Sistema Nacional Interconectado, el factor de potencia dentro de los límites establecidos en el Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado y el Manual de Despacho. Además lo establecido en el Reglamento de Suministro del Servicio de Electricidad, la regulación CONELEC 004-01 establece que el Distribuidor efectuará registros del factor de potencia en cada mes, en el 2% del número de consumidores servidos en AT y MT. Las mediciones se harán mediante registros en períodos de 10 minutos, con régimen de funcionamiento y cargas normales, por un tiempo no menor a siete (7) días continuos. Del sistema de distribución de la EEACA se sirven un total de noventa y tres (93) consumidores en Media Tensión y un (1) solo consumidor en Alta Tensión, por lo que de acuerdo a lo establecido en la regulación CONELEC 004/01 la empresa esta obligada a mensualmente efectuar registros de un total de 2 usuarios de AT y MT correspondientes al 2% establecido. 3.4

REQUERIMIENTOS GENERALES Y EQUIPOS EMPLEADOS EN MEDICIONES.

Las normativas que se han instaurado determinan mediante una serie de límites los valores que pueden tomar los diferentes parámetros que definen la calidad de producto. Para que este sistema funcione, es necesario medir dichos parámetros, por lo que los distribuidores deberán disponer de un sistema de registro de incidencias, que les permita relacionar las incidencias de continuidad del suministro en sus redes con todos y cada uno de los usuarios conectados a ellas, en todas sus zonas de distribución. Igualmente, si se introducen legalmente limitaciones en cuanto a la calidad de la onda de tensión, será necesario que el sistema de registro de incidencias pueda registrar el valor de las distintas características físicas de la onda. En la actualidad, la información disponible sobre calidad de energía es escasa y los procedimientos de medida de continuidad de suministro pueden variar entre una empresa y otra, e incluso, dentro de una misma empresa, entre una LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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zona y otra. Por tanto, el sistema de registro existente intenta dar respuesta a los requerimientos técnicos que exige el nuevo tratamiento de la calidad de energía. Para describir los problemas asociados a la calidad de energía es necesario considerar como estos afectan a los diferentes equipos de un usuario, quien es finalmente el que utilizará el producto y hacia quién va dirigido todo el esfuerzo en disponer de una adecuada calidad de energía. El esfuerzo que cada distribuidor emprende en busca de satisfacer las disposiciones establecidas por las entidades de control y regulación, para que los consumidores finales que se encuentran ubicados dentro de su área de concesión cuenten con un servicio de calidad, implican una cantidad de recursos y personal, dentro de los cuales se ubican la metodología de medición y registro, así como los equipos utilizados para medir y evaluar la calidad del servicio entregado. El proceso de medición, no implica únicamente a los equipos de medición, al contrario es una tarea que involucra aspectos de planificación, la cual se relacionan desde la selección de puntos de medición, definición de objetivos de las mediciones hasta el procesamiento de la información recopilada como producto final de la tarea de medición. Por ello antes realizar una medición orientada al control de la calidad de servicio eléctrico, el primer procedimiento consiste en determinar el objetivo de las mediciones a realizarse, este objetivo principalmente se dirige a establecer un estudio origen-causa-efecto, sin embargo los problemas de calidad de energía surgen como resultado de un conjunto de actuaciones en las que están involucradas las empresas de energía, usuarios, fabricantes de equipos, diseñadores e implementadores de instalaciones, entidades de regulación, investigación, normalización y de control. La técnica aplicada para la evaluación del cumplimiento de las normativas y regulaciones vigentes es la medición, la cual al tener claramente definidos sus objetivos se constituye como la principal herramienta para la evaluación de la calidad de energía. Puesto que el presente trabajo está orientado a diagnosticar las falencias existentes en la calidad de producto suministrado por la EEACA, a continuación se presenta el esquema de consideraciones que se deben tener presentes antes de realizar una medición de calidad de energía. 3.4.1. Objetivos del monitoreo: 

Determinar la calidad del producto entregado a los consumidores finales.



Caracterizar las perturbaciones electromagnéticas en una ubicación particular de un circuito eléctrico.

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

Diagnosticar las incompatibilidades entre el sistema eléctrico de distribución y los equipos de los consumidores.



Desarrollar una línea de referencia de la calidad de producto en un lugar específico.



Predecir el comportamiento y/o susceptibilidad de un equipo o un dispositivo y determinar la necesidad de mejorar la calidad de producto en ese punto.



Dar cumplimiento a las normativas y reglamentaciones establecidas por las entidades de control y regulación.



Dar solución económica y técnicamente viable, y efectiva.



Evaluar el ambiente eléctrico en un lugar particular para refinar las técnicas de modelamiento.

3.4.2. Necesidades del monitoreo: 

Conocer los eventos que estén por fuera de las tolerancias definidas por las normas o reglamentaciones.



Determinar la afección económica que está sufriendo el distribuidor del cual los requerimientos del sistema se ven afectados por la mala calidad de energía provocando actuaciones inadecuadas en sus equipos de protección, pérdidas energéticas, daños en equipos, etc.



Determinar la afección económica que está sufriendo un usuario del cual su proceso productivo se ve afectado por una deficiente calidad de servicio la cual finalmente afecta con: fallas en el proceso, interrupciones en proceso, daño en equipos, daño en productos.



Determinar causas de contaminación así como a los consumidores contaminantes del sistema de distribución.

Una vez establecidos los objetivos y las necesidades de las mediciones el siguiente aspecto a considerar o definir es el “Con que.... Como.....” lo cual nos permite establecer los equipos, método y las metodologías. En el presente capítulo se han presentado los requerimientos establecidos por la regulación CONELEC 004/01, para el control de calidad de energía lo cual implícitamente contienen las obligaciones a las cuales están sujetas las empresas distribuidoras para realizar mediciones orientadas a la evaluación y mejoramiento de la calidad.

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Dentro de su marco institucional la EEACA plantea como objetivo proporcionar a sus usuarios un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad, para garantizar su desarrollo económico y social, dentro de un marco de competitividad en el mercado, para lo cual, se promoverán las inversiones de riesgo por parte de la empresa. Parte de las inversiones que la empresa ha mantenido para el mejoramiento de la calidad de energía ha sido la designación de responsabilidades relacionadas con el control de la calidad de energía, estas actividades las viene desempeñando el Departamento de Operación y Mantenimiento, puesto que las actividades no solo requieren del personal debidamente capacitado la empresa dispone dentro se sus equipos de medición y registro de un total de cinco equipos; de los cuales tres son MEMOBOX 300 y dos TOPAS 1000, estos equipos están dotados de todos los accesorios tanto en hardware como software y son mensualmente empleados de acuerdo a los requerimientos de la empresa y en busca de satisfacer las exigencias dadas por la regulación CONELEC 004/01. 3.4.3. Criterios para la selección de puntos de medición. Según lo establecido en la regulación CONELEC 004/01 para la selección de puntos de medición se considerarán los niveles de tensión, el tipo de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones sean representativas de todo el sistema. Una vez realizada la selección de los puntos, la Empresa Distribuidora debe notificar al CONELEC, por lo menos 2 meses antes de efectuar las mediciones. Hasta que el sistema de registro de la calidad no esté en marcha, las ventajas que van a suponer para el usuario el nuevo tratamiento de la calidad existirán sólo en el papel, es decir, la situación del usuario frente a la calidad será la misma que hasta ahora, una situación en la cual se presentan muchos puntos deficientes. Manteniendo el constante respeto a lo establecido por el CONELEC, la EEACA realiza periódicamente la selección de los puntos en los cuales se van a efectuar las mediciones, se consideran los aspectos que la regulación solicita tanto en lo referente a la ubicación geográfica así como en lo que respecta a las características técnicas. La topología del sistema de distribución de la EEACA es radial y únicamente es alimentado desde la S/E Azogues 1, esto facilita la selección de las barras de subestación sobre las cuales se deben efectuar mediciones, con la intensión de realizar un monitoreo integral de los parámetros relacionados con la calidad de energía, mensualmente se seleccionan el número necesario de transformadores de distribución y usuarios. De acuerdo a lo presentado en el inciso 3.3 del presente capítulo, en el que se presentan los requerimientos de mediciones para el monitoreo y control de calidad de producto, el departamento de Operación y Mantenimiento de la LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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EEACA que es el encargado de estas actividades ha desarrollado diagramas de flujo que integran las actividades de medición y registro, con las tareas adicionales que permiten tener un verdadero control orientado hacia el mejoramiento de la calidad de producto, a continuación se presentan estos diagramas de flujo.

EEACA: Diagrama de requerimientos para cumplimiento de regulación CONELEC 004/01.

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EEACA: Diagrama de flujo para control de nivel de voltaje según regulación CONELEC 004/01. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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EEACA: Diagrama de flujo para control de parpadeo o flicker según regulación CONELEC 004/01.

CONTROL DE FLICKER DE

C

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EEACA. Diagrama de flujo para control de armónicos según regulación CONELEC 004/01. 3

CONTROL DE DISTORSIÓN ARMÓNICA

Instalación de los Equipos Memobox 300 y Topas 1000

El equipo permanece instalado en conexión monofásica fase – neutro durante una semana

El equipo proporciona 1008 mediciones por fase en intervalos de 10 minutos

NO

La instalación es trifásica

SI

El equipo permanece instalado en conexión estrella, con neutro aterrizado durante una semana

El equipo proporciona 1008 mediciones por fase en intervalos de 10 minutos

Es el factor de distorsión armónica menor al límite permitido THD=8

NO

SI

Es el máximo factor de distorsión armónica menor al límite permitido THD=8

Punto de medición no cumple con la regulación

Verificar las componentes armónicas que superan los limites

Se remite información al CONELEC y a la Dirección Técnica

SI

Punto de medición cumple con la regulación

Registro y envió de la información a la Dirección Técnica y al CONELEC

NO

Punto de medición no cumple con la regulación

Verificar las componentes armónicas que superan los limites

Se remite información al CONELEC y a la Dirección Técnica

Revisión de instalaciones y correctivos necesarios

Revisión de instalaciones y correctivos necesarios FIN

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EEACA: Diagrama de flujo para control de factor de potencia según regulación CONELEC 004/01.

CONTROL DEL FACTOR DE POTENCIA

Instalación de los Equipos Memobox 300 y Topas 1000

El equipo permanece instalado en conexión monofásica fase – neutro durante una semana

El equipo proporciona 1008 mediciones por fase en intervalos de 10 minutos

NO

La instalación es trifásica

SI

El equipo permanece instalado en conexión estrella, con neutro aterrizado durante una semana

El equipo proporciona 1008 mediciones por fase en intervalos de 10 minutos

NO

Menos de 50 mediciones (5%) por fase, es inferior a limite permitido (0.92)

SI

Más de 50 mediciones (5%) son inferiores al límite permitido (0.92)

NO Punto de medición no cumple con la regulación

Punto de medición no cumple con la regulación

Se remite información al CONELEC y a la Dirección Técnica

Punto de medición cumple con la regulación

Se remite información al CONELEC y a la Dirección Técnica Solicitar al abonado que tome los correctivos necesarios; Realizar los correctivos la EEACA.

SI

Registro y envió de la información a la Dirección Técnica y al CONELEC

Solicitar al abonado que tome los correctivos necesarios; Realizar los correctivos la EEACA.

FIN

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CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA CALIDAD DE PRODUCTO EN LA E. E. A. C. A.

4.1.

ANÁLISIS DE LOS REQUERIMIENTOS.

En el capítulo 3 se presento el diagrama de requerimientos para cumplimiento de regulación CONELEC 004/01 que la EEACA ha establecido como necesarios. Analizando este diagrama se puede observar que la disponibilidad de personal y recursos obedece a los requerimientos establecidos. Los equipos de medición y registro (TOPAS 1000 y MEMOBOX 300) cumplen con los requerimientos establecidos por la regulación CONELEC 004/01 tanto en las posibilidades de medición y registro, como en la facilidad de ajuste en cuanto a tiempos y procedimientos determinados en las normativas vigentes. En cuanto al número de equipos disponibles es importante aclarar que a través de una debida planificación estos resultan suficientes para realizar las mediciones que mensualmente se requieren, pero si se observa el diagrama de requerimientos se determina que, en la actualidad se cuenta con una planificación en la cual, el número de mediciones realizadas no cumple con lo establecido en la regulación CONELEC 004/01; esto es claro puesto que en lo referente a consumidores en baja tensión se realizan mediciones en 9 usuarios y a la empresa le corresponde realizar 10 mediciones mensuales, además no se tienen previstas las mediciones para generación de registros de factor de potencia en consumidores de alta y media tensión. Para efectos de cumplimiento con la regulación CONELEC 004/01, la EEACA a encomendado las actividades de control de calidad de energía al Departamento de Operación y Mantenimiento; para la realización de estas actividades el departamento encargado cuenta con un ingeniero eléctrico y un programador , como parte de los equipos se cuentan con 5 equipos de medición y registro (tres TOPAS 1000 y dos MEMOBOX 300), además del equipo informático necesario, adicionalmente se disponen de un vehículo, un chofer y un liniero, es importante aclarar que recursos únicamente prestan sus servicios de acuerdo a los requerimientos de conexión y desconexión de los equipos de medición. Como se puede observar las actividades de control de calidad de energía se han constituido como actividades complementarias del Departamento de Operación Mantenimiento y no se a conformado un equipo destinado a cumplir directamente las responsabilidades de control de calidad de energía ya que estas deben ser esenciales para el cumplimiento de las políticas empresariales. Para el tratamiento de la información recopilada por a EEACA, en el presente capitulo se realiza una evaluación global, de modo que permita determinar los LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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niveles de incumplimiento que se han presentado durante los cinco años considerados, a la vez se realiza una identificación de los problemas más críticos, los cuales en lo posterior serán analizados en detalle para establecer las medidas correctivas a tomar. 4.2.

ANÁLISIS DE MEDICIONES ANUALES.

A lo largo del presente estudio se ha venido señalando que a la EEACA mensualmente le corresponde realizar mediciones y registros de los diferentes parámetros eléctricos que permiten evaluar la calidad de la energía eléctrica, estas mediciones y registros obedecen a una lógica determinada en la regulación CONELEC 004/01, la cual establece las diferentes consideraciones que se toman en cuenta para realizar las mediciones, dentro de las consideraciones que se establecen se encuentra el número de mediciones que deben realizarse para cada parámetro; en lo referente a la calidad de producto se controlan: Niveles de voltaje, flicker, armónicos y factor de potencia. Debido a la topología y tamaño de área de concesión de la EEACA, a esta le corresponde mensualmente realizar el mínimo de mediciones establecido para cada parámetro según la regulación CONELEC 004/01, a continuación se presente un resumen de las mediciones requeridas: MEDICIONES DE NIVEL DE TENSIÓN

Puntos de medición Barras de subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión

Tabla 4.1. tensión.

Número de puntos disponible s 1

Porcentaje de medicione s requeridas 2%

1188 0,15% 27869 0,01%

Medicione s de acuerdo a porcentaje requerido 0,02

Número mínimo de medicione s 3

Número de medicione s a realizar 1

1,782 2,8917

5 10

5 10

Mediciones requeridas anualmente para control de nivel de

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Punto de medición Flicker de Corta Duración Pst Distorsió n Armónica THD Factor de Potencia Fp

Número de puntos de medición existente s

Porcentaje de medicione s requeridas

Número de medicione s de acuerdo a porcentaje

Número mínimo de medicione s

Número de medicione sa efectuarse

Transformado r de distribución

1188

0,15%

1,782

5

5

Transformado r de distribución

1188

0,15%

1,782

5

5

94

2%

1,88

Usuarios en AT Y MT

2

Tabla 4.2. Mediciones requeridas anualmente para control de distorsiones en la señal de tensión y factor de potencia. Puntos de medición

Número realizar

Barras de subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en M.T. y B.T.

Tabla 4.3.

de

mediciones

a

12 60 120 24

Total de mediciones requeridas anualmente.

Como antes se señalo una de las principales falencias en el control de calidad de energía en la EEACA, es la falta de generación de registro de factor de potencia para usuarios de alta y media tensión, en la actualidad la empresa cuenta con un total de 93 usuarios en media tensión y 1 usuario en alta tensión; por lo que de acuerdo a lo establecido en la regulación CONELEC 004/01, mensualmente le corresponde realizar el registro de factor de potencia en por lo menos dos (2) de sus usuarios, correspondiendo de esta manera al 2% establecido. Por ahora la empresa únicamente realiza registros de factor de potencia en los usuarios de media tensión, para lo cual emplea los registradores de consumo instalados en cada usuario, esta información es utilizada con fines de facturación y no puede ser empleada para el control de calidad ya que difiere de lo establecido en la regulación CONELEC 004/01 en lo referente al los períodos de medición; para efectos de facturación el período de medición es cada 15 minutos, mientras que para control de calidad de energía el período establecido es de 10 minutos.

4.3.

ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2003.

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A continuación se presenta un cuadro en el cual se compara y resumen las mediciones realizadas con los requerimientos anuales para el control de calidad de producto. Punto de medición

Subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en alta y media tensión TOTAL Tabla 4.4.

Número Número Número Porcentaje de de de de medicione medicione medicione medicione s s s faltantes s requeridas realizadas realizadas 11 8,33% 12 1 15 75,00% 60 45 46 61,67% 120 74 24 0,00% 24 0 55,56% 216 120 96

Resumen de mediciones realizadas por punto en el año 2003. 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

Fig. 4.1. 2003.- Porcentajes de mediciones realizadas para cada punto de estudio. Como se puede observar en Tabla 4.4.y Figura 4.1., durante el año 2003 tan solo se realizan el 55.56% de un total de 216 mediciones requeridas, teniendo que las mayores deficiencias se encuentran en las mediciones de barra de subestación y en usuarios en alta y media tensión; en transformadores de distribución se cubre un 75% del total de 60 mediciones requeridas, mientras que en usuarios en baja tensión se realizan mediciones en 74 puntos que representan el 61.67% de las mediciones requeridas. Con este análisis se observa que se tiene un mayoritario control en lo referente a niveles de tensión, flicker de corta duración y distorsión armónica. Al realizar un análisis comparativo de las mediciones efectuadas, con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para cada parámetro considerado, se obtiene que del total de mediciones efectuadas en transformadores y usuarios en baja tensión 25 puntos de medición presentan alguno de sus parámetros fuera de los límites permitidos. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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De las 45 mediciones realizadas en transformadores de distribución 9 de ellas presentan alguno de los parámetros considerados fuera de los límites establecidos es decir el 20% de los puntos no cumplen con la regulación. De igual manera al analizar las 74 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se obtiene que 16 puntos tienen niveles fuera de los límites permitidos, es decir el 21.62% no cumplen con la regulación. A continuación se presentan dos cuadros en los cuales se resume la información referente a los puntos de medición que dentro del período del año 2003 han sido evaluados como puntos de medición que incumplen con la regulación CONELEC 004/01.

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MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01

Nº

MES DE MEDICIÓN

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Alimentador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición

HORA Registro Vmin hh:mm

1 ABRIL

Luis Cordero y Tenemaza (T0031)

Azogues

Azogues

Urbana

121

127

0,9005906

114,375

11.04.2003 16:40:00

2 MAYO

Luis Cordero y 3 de Noviembre (T0037)

Azogues

Azogues

Urbana

121

127

0,8820709

112,023

17.05.2003 18:40:00

3 JULIO

San Francisco (T0056)

Azogues

San Francisco

Urbana

121

127

0,2872

36,4744

18.07.2003 13:50:00

4 JULIO

Ciudadela Ferroviaria (T0542)

Azogues

Azogues Centro

Urbana

121

127

0,9479921

120,395

19.07.2003 18:30:00

5 SEPTIEMBRE Av. 24 de Mayo y 3 de Noviembre

Azogues

Azogues

Urbana

121

127

0,9233701

117,268

25.09.2003 09:10:00

6 NOVIEMBRE

Santa Martha (T0195)

Javier Loyola

Javier Loyola

Rural

121

120

0,0325759

3,90911

19.11.2003 14:50:00

7 NOVIEMBRE

Rivera y Tenemaza frente al Banco del Pichincha (T0033) Azogues

Azogues

Urbana

121

120

0,902975

108,357

27.11.2003 19:00:00

8 DICIEMBRE

Barrio El Paraíso Uchupucun (T0529)

Azogues

Azogues

Urbana

121

120

0,002206

0,264721

11.12.2003 18:00:00

9 DICIEMBRE

Calle Ignacio Neira (Frente a Cristalud) (T0026)

Azogues

Azogues

Urbana

121

127

0,8710787

110,627

24.12.2003 20:20:00

Tabla 4.5.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

98

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE VOLTAJE MÁXIMO MÁXIMO Punto de Punto de medición medición pu

HORA Registro Vmáx hh:mm

Porcentaje de mediciones ENERGÍA de voltaje Kwh fuera de límites permitidos

PST

THD

123,349

0,971252

12.04.2003 06:20:00

15,28%

4589,23

0,2251681 2,4679

122,412

0,963874

18.05.2003 22:30:00

19,74%

5897,89

0,3762292 2,1516

19.07.2003 122,996 0,9684724 13:50:00

3,84%

4121,39

0,2528693 8,9107

19.07.2003 1,071975 13:40:00

0,10%

3395,857

0,4589692 8,7907

25.09.2003 133,172 1,0485984 09:10:00

0,03%

5927,62

0,357424 8,5477

18.11.2003 05:40:00

11,301%

50,0574

2,3788718 9,5923

03.12.2003 115,156 0,9596333 06:10:00

17,76%

417,125

0,1652886 3,2307

14.12.2003 126,019 1,0501583 09:20:00

46,03%

625,119

24,514466 100,19

28.12.2003 121,664 0,9579843 06:30:00

60,81%

1962,932

0,5230918

128,637

126,739 1,0561583

5,021

Tabla 4.5.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

99

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN USUARIOS DE BAJA TENSIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01.

Nº

MES DE MEDICIÓN

Tipo de CONSUMIDOR

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

No. Alimentador Transformador Medidor

VOLTAJE VOLTAJE NOMINAL MÍNIMO Punto de Punto de medición medición Kv

1 MARZO

Residencial

Ciudadela del IEES

Azogues

Azogues

Urbana

121

473

201393

0,127

100,965

2 ABRIL

Residencial

Luis Cordero y Tenemaza

Azogues

Azogues

Urbana

121

31

300566

0,127

102,624

3 ABRIL

Residencial

Luis Cordero y Tenemaza

Azogues

Azogues

Urbana

121

31

984559

0,127

100,952

4 JULIO

Comercial

Gasolinera Abad Sector Travesía

Azogues

Azogues

Urbana

121

479

300047

0,127

103,304

5 JULIO

Residencial

Travesía sector la Y

Azogues

Azogues

Urbana

121

479

117984

0,127

111,328

6 JULIO

Residencial

San Francisco Vía Oriente y Av. Del Maestro

Azogues

Azogues

Urbana

121

56

110995

0,127

61,577

7 JULIO

Residencial

San Francisco Vía Oriente y Av. Del Maestro

Azogues

Azogues

Urbana

121

56

118171

0,127

109,603

8 AGOSTO

Residencial

Borrero

Borrero

Ingaloma Urbana

122

1025

117998

0,127

110,701

9 AGOSTO

Comercial

La Travesía sector la Y Gasolinera Abad

Azogues

Azogues

Urbana

121

479

300047

0,127

106,95

10 AGOSTO

Residencial

Cinco esquinas y Rafael Maria Arizaga

Azogues

Azogues

Urbana

121

75

107954

0,127

104,245

11 AGOSTO

Residencial

Cinco esquinas y Rafael Maria Arizaga

Azogues

Azogues

Urbana

121

75

200484

0,127

103,801

12 OCTUBRE

Residencial

Segundo Méndez

Azogues

Azogues

Urbana

122

24

115515

0,12

106,205

13 OCTUBRE

Semi industrial

Segundo Méndez

Azogues

Azogues

Urbana

122

24

200399

0,12

102,402

14 OCTUBRE

Residencial

Avenida Circunvalación

Azogues

Azogues

Urbana

122

49

201096

0,12

97,345

Ave. Ignacio Neira fin de línea lavadora Ave. Ignacio Neira otro extremo Casino de la Policía

Azogues

Azogues

Urbana

121

26

200504

0,12

104,036

Azogues

Azogues

Urbana

121

26

201316

0,12

97,397

15 DICIEMBRE Ind-Artesanal 16 DICIEMBRE Ind-Artesanal

Tabla 4.6.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

100

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu (10)

HORA Registro Vmín hh:mm

VOLTAJE VOLTAJE MÁXIMO MÁXIMO Punto de Punto de medición medición pu

HORA Registro Vmáx hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh

PST

THD

0,795

28.03.2003 07:40

136,21 1,0725197

01.04.2003 09:40

41,39% 13,375132

1,3228683

3,94

0,80806299

07/04/2003 18:20

130,329 1,0262126

13/04/2003 9:10

35,65% 88,772143

1,2468656

7,76

0,79489764

10/04/2003 19:00

126,814 0,9985354

09/04/2003 13:20

69,38% 228,76702

0,1466835

8,23

0,81341732

28/06/2003 19:50

125,768 0,9902992

02/07/2003 15:40

59,89% 328,44596

0,7581214

5,39

0,87659843

05/07/2003 8:50

125,206

0,985874

02/07/2003 15:50

28,67% 26,838672

0,8823155

6

0,48485827

18/07/2003 13:40

121,665 0,9579921

20/07/2003 14:40

10,71% 23,009736

0,3114222

4,61

0,86301575

17/07/2003 15:10

122,266 0,9627244

17/07/2003 6:40

12,50% 27,622671

0,5929462

3,95

0,87166142

29/07/2003 20:30

127,611

1,004811

29/07/2003 9:20

9,03% 20,039998

0,8612354

0

0,84212598

29/07/2003 19:50

132,956 1,0468976

01/08/2003 7:20

12,75% 366,37637

1,1234104

14,35

0,82082677

23/08/2003 8:00

127,637 1,0050157

25/08/2003 8:20

7,49% 38,358301

0,81733071

12/08/2003 20:10

117,3

0,923622

13/08/2003 6:50

0,88504167

14/10/2003 20:30

118,581

0,988175

14/10/2003 4:00

0,8685476

7,93

7,635036

0,1357528

5,44

6,05% 10,957575

0,3623013

5,22

7,24%

99,55%

0,85335

10/10/2003 20:10

122,802

1,02335

08/10/2003 12:30

48,20849

0,5498697

5,99

0,81120833

08/10/2003 19:40

121,665

1,013875

15/10/2003 7:10

14,73% 63,073653

0,3492359

8,77

0,86696667

24/12/2003 19:50

123,912

1,0326

28/12/2003 8:30

5,11% 164,16908

0,3504599

7,07

0,81164167

23/12/2003 11:00

121,1355 1,0094625

28/12/2003 6:50

25,50% 121,47195

0,5519514

5,87

Tabla 4.6.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

101

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Es importante aclarar que si bien los cuadros antes presentados son basados en el formato de presentación sugerido por el CONELEC, en lo referente a usuarios en baja tensión se presentan los niveles de tensión y además los valores de flicker de corta duración y distorsión armónica, estos dos últimos no están establecidos como parámetros a considerarse para la evaluación de la calidad de energía, sin embargo son presentados. 4.3.1 Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2003. Con la finalidad de determinar los puntos que incumplen con la regulación CONELEC 004/01 y obedeciendo a lo establecido en esta para el control de flicker de corta duración, se realizó un análisis exhaustivo de las mediciones efectuadas durante el año 2003 en transformadores de distribución; de las 45 mediciones efectuadas durante este año se observo que dos de ellas presentan el indicador Pst fuera de los límites es decir que el 4.44% de las mediciones efectuadas durante el 2003 incumplen con la regulación en lo referente a niveles de Pst, en la Tabla 4.5., se encuentran detallados estos puntos; el primero corresponde al transformador T0195 ubicado en el sector Santa Martha de la parroquia Javier Loyola, este transformador presenta un Pst=2.378; el segundo es el transformador T0529 ubicado en el barrio El Paraíso del sector Uchupucún de la ciudad de Azogues presenta un Pst=24.51

4.3.2 Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2003. De acuerdo a lo establecido en la regulación CONELEC 004/01 se analizaron las mediciones realizadas en transformadores de distribución, de este análisis se obtuvo que el 11.11% de las 45 mediciones realizadas tienen el indicador THD superior al límite establecido es decir que existen 5 puntos que no cumplen con la regulación, a continuación se presenta un resumen de los datos de estos puntos: Sector

ZONA

THD

San Francisco (0056) Ciudadela Ferroviaria (0542) Av 24 de Mayo y 3 de Noviembre (T0045) Santa Martha (T0195)

DIRECCIÓN

Azogues Azogues Azogues Javier Loyola

San Francisco Azogues Centro Azogues Centro Santa Martha

Urbana Urbana Urbana Rural

8,9107 8,7907 8,5477 9,5923

Barrio el Paraíso Uchupucun (0529)

Azogues

Azogues

Urbana

100,19

Tabla 4.7.

Parroquia

Resumen de distorsión armónica 2003.

De acuerdo a los datos presentado en la tabla anterior se determina que el punto con mayor THD corresponde al transformador T0529 ubicado en el barrio El Paraíso este presenta un THD= 100.19, de igual manera el punto con THD más cercano al límite máximo permitido corresponde al transformador T 0045 ubicado en la Av. 24 de Mayo y 3 de Noviembre el cual presenta un THD= 8.54.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

102

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.3.3 Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2003. Para el análisis de nivel de tensión se consideran tanto las mediciones realizadas en transformadores de distribución como en usuarios en baja tensión, al efectuar un análisis comparativo de los resultados obtenidos en las mediciones con los límites establecidos en la regulación se determinó que de los 45 transformadores estudiados 5 de estos tienen sus niveles de tensión inferiores al límite permitido es decir que el 11.11% de los transformadores analizados no cumplen con la regulación; de la misma manera de las 74 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión 16 de estos presentan un nivel de tensión inferior al mínimo establecido en la regulación, esto equivale a decir que el 21,62% de usuarios en baja tensión reciben una señal de tensión que no cumple con la regulación. En lo referente a transformadores de distribución todos estos se encuentran conectados al alimentador 121 y todos pertenecen a una zona urbana, el punto con menor nivel de tensión es el transformador T0529 ubicado en al barrio El Paraíso sus nivel mínimo es de 0.002206pu y un porcentaje de mediciones fuera de los límites de 46.03%, otro de los puntos con niveles de tensión más bajos es el transformador T0026 conectado en la calle Ignacio Neira el cual presenta un nivel mínimo de 0.87107pu y un porcentaje de niveles de tensión fuera de los límites de 60.81%; los dos casos antes señalados son los casos con mayores desviaciones de los límites permitidos, a continuación se resumen los 5 puntos que incumplen con la regulación.

DIRECCIÓN

Parroquia

Alimen tador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

Luis Cordero y Tenemaza (T0031)

Azogues

121

127 0,90059055

15,28%

4589,23

Luis Cordero y 3 de Noviembre (T0037)

Azogues

121

127 0,88207087

19,74%

5897,89

San Francisco (T0056)

Azogues

121

127

0,2872

3,84%

4121,39

Rivera y Tenemaza (T0033)

Azogues

121

120

0,902975

17,76%

417,125

Barrio el Paraíso Uchupucun (T0529)

Azogues

121

120 0,00220601

46,03%

625,119

Calle Ignacio Neira (T0026)

Azogues

121

127 0,87107874

60,81%

1962,932

Tabla 4.8.

Resumen de nivel de tensión en transformadores de distribución 2003.

Posterior a analizar las mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se encontró que los 16 puntos que incumplen con la regulación todos pertenecen al alimentador 121 y se encuentran localizados dentro de una zona urbana, el 68.5% de estos son usuarios del tipo residencial y presentan su nivel mínimo en el período del día comprendido entre las 19 a 20 horas, los restantes 3 son el tipo comercial y 3 son del tipo industrial-artesanal; todos los puntos analizados presentan voltaje inferior al límite establecido, los casos en los LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

103

UNIVERSIDAD DE CUENCA

cuales los indicadores presentan mayor desviación de los límites permitidos corresponden a los siguientes:

Tipo de CONSUMIDO R

DIRECCIÓN

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición Kv

No. Medidor

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

Residencial

Ciudadela del IEES

201393

0,127

Residencial

Luis Cordero y Tenemaza

300566

Residencial

Luis Cordero y Tenemaza

984559

Comercial

Gasolinera Abad Sector Travesía

Residencial Residencial Ind-Artesanal

Tabla 4.9.

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh

0,795

41,39%

13,37513

0,127

0,808063

35,65%

88,77214

0,127

0,7948976

69,38%

228,767

300047

0,127

0,8134173

59,89%

328,446

Travesía sector la Y

117984

0,127

0,8765984

28,67%

26,83867

Cinco esquinas y Rafael Maria Arizaga Ave. Ignacio Neira otro extremo Casino de la Policía

200484

0,127

0,8173307

99,55%

7,635036

201316

0,12

0,8116417

25,50%

121,4719

Resumen de nivel de tensión en usuarios de baja tensión 2003.

Todas las mediciones antes señaladas presentan un porcentaje de mediciones de voltaje fuera de los límites superior al 25%, aún cuando de acuerdo a la regulación CONELEC 004/01 el máximo porcentaje permitido es el 5%; el punto con mayor porcentaje de mediciones fuera de los límites corresponde al medidor 200484 perteneciente a un usuario del tipo residencial con 99.55% de mediciones fuera de los límites y un nivel de tensión mínimo de 0.817pu. El punto con el mínimo más bajo corresponde al medidor 948559 perteneciente a un usuario de tipo residencial con un mínimo de 0.7948 y un 69.38% de mediciones fuera de los límites permitidos.

4.3.4 Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2003. Durante el período 2003 las mediciones para control de calidad de producto presentan una mayor concentración en los alimentadores 121 y 122 tanto en consumidores de baja tensión como en transformadores de distribución, a continuación se presenta un resumen del número de mediciones realizadas por alimentador: MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

121

122

123

124

39

6

0

0

86,67

13,33

0,00

0,00

MEDICIONES EN CONSUMIDORES FINALES NÚMERO DE ALIMENTADOR

121

122

123

124

CANTIDAD DE MEDICIONES

48

26

0

0

64,86

35,14

0,00

0,00

PORCENTAJE DE MEDICIONES

Tabla 4.10.

2003.- Mediciones realizadas por alimentador.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

104

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Como problemas simultáneos que se han presentado durante el período 2003 en transformadores de distribución se pude señalar los siguientes: 

El transformador T0195 del sector de Santa Martha de la Parroquia Javier Loyola, presenta simultáneamente problemas en los niveles de flicker de corta duración con un Pst=2.3789 y distorsión armónica con un THD=9.59, variaciones de tensión con 11.031% de mediciones fuera de los límites permitidos.



El transformador T0529 ubicado en el barrio EL Paraíso del sector Uchupucún presenta problemas simultáneos de nivel de tensión con un nivel mínimo de 0.0022 pu y el 46.03% de mediciones fuera de los límites; se presenta un nivel de flicker de corta duración Pst=24.51 y distorsión armónica con un THD=100.19.

No se realiza el análisis de simultaneidad de problemas en usuarios de baja tensión puesto que la regulación CONELEC 004/01 establece que en estos únicamente se miden, registran y controlan los niveles de tensión. 4.3.5 Situaciones críticas encontradas en el año 2003 Como situación crítica encontrada dentro de los transformadores de distribución analizados se determinó el transformador T0529 ubicado en el barrio El Paraíso del sector Uchupucún, la calificación de situación crítica se da debido a que este punto analizado presenta problemas simultáneos en los tres parámetros que se consideran para el control de calidad de producto, las mediciones realizadas han presentado resultados que difieren ampliamente de los límites establecidos en la regulación vigente. Este transformador se encuentra dentro de una zona urbana por lo cual la tensión mínima debe ser de 0.92 pu, de acuerdo a la tensión nominal (120 V) este punto debería presentar una tensión mínima de 110.4V, analizadas las mediciones el transformador presenta un nivel mínimo de 0.0022 pu lo cual representan 0.26V con el 46.03% de mediciones fuera de los límites permitidos. En lo referente a distorsión armónica se presenta un THD=100.194 que frente al límite establecido en la regulación (THD=8) representa 12 veces el nivel máximo permitido. El índice de severidad del Flicker Pst según la regulación no debe superar la unidad, en el punto analizado las mediciones dan como resultado un Pst=24.51. Durante el período de medición el transformador a entregado un total de 625.12 Kwh de energía en mal estado.

En cuanto a usuarios en baja tensión los casos más críticos son los siguientes: 

Usuario con número de servicio 200484, tipo residencial ubicado el sector Cinco Esquinas, tensión nominal de este punto es de 127V, de acuerdo a la regulación por ser una zona urbana el nivel mínimo

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

105

UNIVERSIDAD DE CUENCA

permitido es de 0.92 pu, de acuerdo a las mediciones se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.817 pu lo cual representan 103.8V, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 99.55%. 

4.4.

Usuario con número de servicio 984559, tipo residencial ubicado en la zona urbana de la ciudad de Azogues, en las calles Luis Cordero y Tenemaza, cuya tensión nominal es de 127 V, presenta un nivel mínimo de 0.7948 pu, lo cual equivale a 100.95 V; el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 69.38%. ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2004.

A continuación se presenta un cuadro en el cual se compara y resumen las mediciones realizadas y requeridas anualmente para el control de calidad de producto. Punto de medición

Subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en alta y media tensión TOTAL Tabla 4.11.

Número de medicione s requeridas 12

Número de medicione s realizadas 0

60 120

74 98

24 216

0 172

Número de medicione s faltantes

Porcentaje de medicione s realizadas 12 0.00 -14 123.33 22 24

81.67 0.00

44

79.63

Resumen de mediciones realizadas por punto en el año 2004.

140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

Fig. 4.2. 2004.- Porcentajes de mediciones realizadas para cada punto de estudio. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

106

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Como se puede observar en la Tabla 4.11 y Figura 4.2., durante el año 2004 tan solo se realizan el 79.63% de un total de 216 mediciones requeridas, teniendo que las mayores deficiencias se encuentran en mediciones de barra de subestación y en usuarios en alta y media tensión, en estos puntos no se realizan las mediciones requeridas. Al realizar un análisis comparativo de las mediciones efectuadas, con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para cada parámetro considerado, se obtiene que del total de mediciones efectuadas en transformadores y usuarios en baja tensión 33 puntos de medición presentan alguno de sus parámetros fuera de los límites permitidos. De las 74 mediciones realizadas en transformadores de distribución 9 de ellas presentan alguno de los parámetros considerados fuera de los límites establecidos es decir el 12.16% de los puntos analizados no cumplen con la regulación. De igual manera al analizar las 98 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se obtiene que 24 puntos presentan problemas en los niveles de los parámetros, es decir el 24.48% no cumplen con la regulación. A continuación se presentan dos cuadros en los cuales se resume la información referente a los puntos de medición que dentro del año 2004 han sido evaluados como puntos de medición que incumplen con la regulación CONELEC 004/01.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

107

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01

Nº

MES DE MEDICIÓN

1 ENERO

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Alimentador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición

VOLTAJE VOLTAJE MÍNIMO MÍNIMO Punto de Punto de medición medición

2 FEBRERO

Av. De la Virgen y Circunvalación (T0045) Miguel Heredia Frente a la Escuela 4 de Noviembre

Azogues

Azogues

Urbana

121

120

0.989483

Azogues Javier Loyola

Azogues

Urbana

122

120

0.870092

3 MARZO

(T0189) Cristo Rey

Javier Loyola Urbana

122

120

0.912758

4 MARZO

(T0130) Virgenpamba

Borrero Javier Loyola

Virgenpamba Urbana

122

120

0.931525

5 ABRIL

(T0139) Cristo Rey Huazhun

Huazhun San Francisco

Rural

122

120

0.769123

6 JULIO

(T0314) Av. de la Virgen vía a San Marcos

7 OCTUBRE

Quisquis Alto (T0151)

Azogues Javier Loyola

Urbana

121

127

0.907402

Javier Loyola Urbana

122

120

0.015609

8 OCTUBRE

AZOGUES CENTRO (T0031)

Azogues

Azogues

Urbana

124

127

0.027311

9 DICIEMBRE

Vía Oriente (T0056)

Azogues

Autopista

Urbana

124

127

0.859102

HORA Vmin

Registro hh:mm

118.738 24/01/2004 18:00 18.02.2004 104.411 19:00:00 15.03.2004 109.531 19:20:00 16.03.2004 111.783 20:10:00 03.04.2004 92.2948 19:30:00 02.08.2004 115.24 19:20:00 16.10.2004 1.87306 02:30:00 29.10.2004 3.46845 18:10:00 15.12.2004 109.106 18:50:00

Tabla 4.12.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

108

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

1.0552583

HORA Registro Vmáx hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

126.631 22/01/2004 2:10

ENERGÍA Kwh

PST

0.00% 852.07815 0.244909

THD

44.19

0.9455

113.46 23.02.2004 06:50:00

63.89%

1436.662 0.306792

5.22942

1.016825

122.019 11.03.2004 18:00:00

1.09%

1994.825 0.178728

296.111

1.0075667

120.908 16.03.2004 01:10:00

0.00% 246.66622 0.158989

26.7755

1.0123

121.476 05.04.2004 18:00:00

33.13%

310.163 0.802611

4.73127

1.3477638

171.166 01.08.2004 12:40:00

5.50%

3560.16 0.249927

217.511

1.024525

122.943 20.10.2004 22:40:00

4.37%

89.3158 16.69741

26.8026

0.9615984

122.123 01.11.2004 05:50:00

21.12%

7104.61 0.519814

33.7274

0.989126

125.619 11.12.2004 05:40:00

14.32%

4799.4 0.511145

4.09897

Tabla 4.12.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

109

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN USUARIOS DE BAJA TENSIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01. Nº

MES DE MEDICIÓN

Tipo de CONSUMI DOR

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Alimentador

Transforma dor

No. Medidor

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición kV

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

1

MARZO

BR

Subida a Uchupucún

Azogues

Uchupucun

Urbana

121

533

102451

120.000

0.8197

2

MARZO

BR

Subida a Uchupucún

Azogues

Uchupucun

Urbana

121

533

1233

120.000

0.7993

3

MARZO

BR

Cristo Rey San Miguel de Porotos

San Miguel de Porotos

Azogues

Rural

122

139

117323

120.000

0.8651

4

MARZO

BR

Cristo Rey San Miguel de Porotos

San Miguel de Porotos

Azogues

Rural

122

139

107708

120.000

0.8595

5

MARZO

BR

Cristo Rey San Miguel de Porotos

San Miguel de Porotos

Azogues

Rural

122

139

120472

120.000

0.8564

6

ABRIL

BR

Frente a la ciudadela Gómez Arriaga

Borrero

Borrero

Urbana

122

160

118408

120.000

0.8959

7

ABRIL

BR

Frente a la ciudadela Gómez Arriaga

Borrero

Borrero

Urbana

122

160

115369

120.000

0.8593

8

ABRIL

BR

Frente a la ciudadela Gómez Arriaga

Borrero

Borrero

Urbana

122

160

118408

120.000

0.8671

9

MAYO

BR

La playa

Azogues

La playa

Urbana

121

475

114249

120.000

0.8610

10

MAYO

BR

Buil Chacapamba

Guapan

Buil Chacapamba

Urbana

121

547

621864

120.000

0.8660

11

MAYO

BSI

Camilo Ponce y General Enríquez

Azogues

Azogues

Urbana

121

788

109449

127.000

0.8698

12

JUNIO

BR

Bellavista

Borrero

Bellavista

Rural

122

156

109744

120.000

0.7951

13

JUNIO

BR

24 de Mayo y Redondel Sur

Guapan

Azogues

Urbana

121

10

118488

120.000

0.8650

14

JUNIO

BR

24 de Mayo y Redondel Sur

Guapan

Azogues

Urbana

121

10

EN EL TRAFO

120.000

0.8695

15

JUNIO

BSI

Vía Mururco - Cojitambo

Azogues

Quimandel

Rural

121

835

119245

120.000

0.7480

16

JULIO

BR

Subida a Cojitambo (Colegio)

Cojitambo

Cojitambo

Rural

123

426

101436

120.000

0.7817

17

JULIO

BR

Virgenpamba

Azogues

Virgenpamba

Rural

122

130

107492

120.000

0.8289

18

JULIO

BR

Calle Atahualpa

Azogues

Azogues

Urbana

121

314

200186

127.000

0.8584

19

JULIO

BR

Zhullin vía al tablón

Javier Loyola

Zhullin

Rural

123

237

107049

120.000

0.7608

20

AGOSTO

BR

Pampavintimilla Lajas

Javier Loyola

Pampavintimilla

Rural

122

288

119441

120.000

0.8344

21

OCTUBRE

BR

Tenemaza y Matovelle

Azogues

Azogues centro

Urbana

124

31

POSTE

127

0.03

22

OCTUBRE

BR

Tenemaza y Matovelle

Azogues

Azogues centro

Urbana

124

31

POSTE

127

0.01

23

DICIEMBRE

BR

San Francisco calle Oriente

Azogues

Azogues

Urbana

124

56

127

0.81

24

DICIEMBRE

BR

Azogues Serrano y Ayacucho

Azogues

Azogues

Urbana

124

56

127

0.76

Tabla 4.13.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

110

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición

HORA Registro Vmín hh:mm

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

HORA Vmáx

Registro hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh

PST

THD

98.3640

14/03/2004 19:10

1.0414

124.971

09/03/2004 15:10

5.65%

17.06

0.82

5.85

95.9200

10/03/2004 20:10

1.0107

121.286

14/03/2004 17:50

9.13%

42.06

0.78

7.29

103.8140

21/03/2004 13:40

0.9630

115.562

18/03/2004 19:20

10.81%

8.42

0.01

3.46

103.1340

18/03/2004 19:30

0.9687

116.241

18/03/2004 13:10

12.60%

9.76

0.04

4.67

102.7680

18/03/2004 19:50

0.9681

116.176

18/03/2004 13:20

16.96%

23.35

0.04

4.66

107.5120

31/03/2004 19:10

1.0029

120.345

04/04/2004 16:40

34.38%

58.70

0.52

6.54

103.1210

02/04/2004 19:10

0.9996

119.953

05/04/2004 18:30

10.23%

24.53

0.48

5.97

104.0490

21/04/2004 19:10

0.9957

119.482

19/04/2004 19:20

5.85%

52.63

0.57

4.87

103.317

07/05/2004 20:40

1.0122

121.469

06/05/2004 16:50

5.85%

30.40

0.42

5.64

103.918

16/05/2004 19:50

1.0484

125.807

19/05/2004 7:30

15.87%

6.44

0.97

5.22

110.4650

27/05/2004 19:00

1.0066

127.833

30/05/2004 7:20

10.12%

30.55

1.32

4.12

95.411

02/06/2004 20:20

1.0194

122.331

04/06/2004 8:00

13.54%

32.19

0.39

5.67

103.801

15/06/2004 16:20

1.0699

128.382

13/06/2004 2:40

28.87%

13.54

0.34

6.22

104.3360

15/06/2004 16:30

1.0700

128.395

16/06/2004 4:00

24.01%

231.90

1.37

5.50

89.7650

03/07/2004 20:40

1.0347

124.161

30/06/2004 7:20

11.41%

33.10

1.01

6.41

93.803

18/07/2004 19:20

1.0741

128.891

16/07/2004 7:50

45.19%

85.23

0.43

5.88

99.4620

16/07/2004 15:20

0.9955

119.456

15/07/2004 2:10

18.45%

12.65

0.19

5.62

109.0150

28/07/2004 7:00

1.0143

128.813

02/08/2004 1:10

9.18%

23.48

0.75

5.46

91.2940

30/07/2004 7:40

1.0185

122.214

31/07/2004 10:50

9.42%

27.88

0.89

7.65

100.128

10/08/2004 20:30

1.0132

121.586

10/08/2004 6:40

7.94%

15.96

0.20

6.37

3.6590

30/10/2004 19:30

0.99

126.291

01/11/2004 13:30

58.33%

39.83

0.56

11.78

0.9800

28/10/2004 12:50

1.00

126.997

01/11/2004 13:50

67.46%

47.13

0.60

15.530

103.435

15/12/2004 6:40

0.98

124.827

11/12/2004 6:00

35.09%

1633.21

0.65

5.88

96.665

15/12/2004 7:10

0.99

125.834

11/12/2004 6:30

5.46%

51.34

0.86

7.68

Tabla 4.13.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

111

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.4.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2004. Efectuado un análisis exhaustivo de las mediciones efectuadas durante el año 2004 en transformadores de distribución se encontró que de las 74 mediciones que se efectuaron durante este año se observo que una de ellas presentan el indicador Pst fuera de los límites es decir que el 1.35% de las mediciones efectuadas incumplen con la regulación por problemas de flicker de corta duración, en la Tabla 4.12. se encuentran los detalles de este punto que corresponde al transformador T0151 ubicado en el sector Quisquis Alto de la parroquia Javier Loyola, este transformador presenta un Pst=16.69. 4.4.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2004. Se realizó un análisis comparativo de las mediciones realizadas en transformadores de distribución con los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01, de esta análisis se obtuvo que el 8.10% de las 74 mediciones realizadas tienen el indicador THD superior al límite establecido, es decir que 6 de los puntos en los cuales se realizaron las mediciones no cumplen con la regulación, a continuación se presenta un resumen de los datos de estos puntos:

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

ENERGÍA kWh

THD

Ave. De la Virgen y Circunvalación (T0045)

Azogues

Azogues

Urbana

852.07815

44.19

Cristo Rey (T0189)

Javier Loyola

Javier Loyola Urbana

1994.825

296.111

Virgenpamba (T0130)

Borrero

246.66622

26.7755

Av. de la Virgen vía a San Marcos (T0314)

Azogues

Virgenpamba Urbana San Francisco Urbana

3560.16

217.511

Quisquis Alto (T0151)

Javier Loyola

Javier Loyola Urbana

89.3158

26.8026

Azogues Centro (T0031)

Azogues

Azogues

7104.61

33.7274

Tabla 4.14.

Urbana

Resumen de distorsión armónica 2004.

De acuerdo a los datos presentado en la tabla anterior se determina que el punto con mayor THD corresponde al transformador T0189 ubicado en el sector Cristo Rey de la parroquia Javier Loyola, este presenta un THD= 296.11, de igual manera otro punto con elevado THD corresponde al transformador T0314 ubicado dentro del casco urbano de la ciudad Azogues entre las calles Av. de la Virgen y Vía a San Marcos, el cual presenta un THD=217.51.

4.4.3. Análisis de niveles de tensión en mediciones del año 2004. Al efectuar un análisis comparativo de la totalidad de mediciones realizadas en usuarios de baja tensión y transformadores de distribución, con los límites establecidos en la regulación se determinó que de los 74 transformadores estudiados 5 de estos tienen sus niveles de tensión fuera de los límites permitidos es decir que el 6.75% de los transformadores analizados no LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

112

UNIVERSIDAD DE CUENCA

cumplen con la regulación; En lo referente a transformadores de distribución se encontraron los siguientes problemas.   

El punto con menor nivel de tensión es el transformador T0031 ubicado en la zona central del casco urbano de Azogues, su nivel mínimo es de 0.0273 pu y un porcentaje de mediciones fuera de los límites de 31.12%. El transformador ubicado en las calles Miguel Heredia y Luis Cordero presenta un nivel mínimo de 0.87 pu con el 63.89% de mediciones fuera de los límites permitidos. El transformador T0314 ubicado en las calles Av. de la Virgen y Vía San Marcos, presenta problemas en la señal de tensión, con sus niveles mínimos y máximos fuera de los límites permitidos; las mediciones realizadas en este punto dan como resultado un mínimo de tensión de 0.907 pu y una tensión máxima de 1.347 pu, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 5.50%, a continuación se resumen los 5 puntos que incumplen con la regulación.

DIRECCIÓN

Parroquia

Alimen tador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

Miguel Heredia y Luis Cordero

Azogues

122

120 0,87009167

0,9455

63,89%

(T0139) Cristo Rey Huazhun (T0314) Av de la Virgen vía a San Marcos

Javier Loyola

122

120 0,76912333

1,0123

33,13%

Azogues

121

5,50%

Azogues Centro (T0031)

Azogues

124

Vía Oriente (T0056)

Azogues

124

127 0,90740157 1,34776378 0,96159842 127 0,02731063 5 0,98912598 127 0,85910236 4

Tabla 4.15.

21,12% 14,32%

Resumen de niveles de tensión en transformadores de distribución 2004.

El análisis de las mediciones de usuarios en baja tensión da como resulto que 24 de los puntos tienen su nivel de voltaje inferior al mínimo permitido, es decir que el 24.48% de usuarios analizados reciben una señal de tensión que no cumple con lo establecido en la regulación; de estos usuarios el 91.67% de usuarios son del tipo residencial, mientras que el 8.335% son del tipo industrial – artesanal De los 24 puntos que no cumplen con la regulación el 62.5% se encuentran ubicados dentro de una zona urbana, mientras que el 37.5% pertenecen a una zona rural; todos los puntos presentan bajos niveles de tensión y los problemas mayoritariamente (62.5%) se presentan en el período diario comprendido entre las 18 a 20 horas. En la Tabla 4.13., se encuentran los detalles de los puntos que incumplen con la regulación, a continuación se presentan los casos con mayores desviaciones de los límites permitidos y cuyos porcentajes superan el 25% de mediciones fuera de los límites.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

113

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Tipo de CONSUMI DOR

DIRECCIÓN

Transfor mador

Frente a la ciudadela Gómez Arriaga

BR

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

160

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

120

0,8959

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

34,38%

58,70

BR

24 de Mayo y Redondel Sur

10

120

0,8650

28,87%

13,54

BR

24 de Mayo y Redondel Sur

10

120

0,8695

24,01%

231,90

BR

Tenemaza y Matovelle

31

127

0,0288

58,33%

39,83

127

0,0077

67,46%

47,13

127

0,8144

35,09%

1633,21

BR

Tenemaza y Matovelle

BR

San Francisco calle oriente

Tabla 4.16.

31 56

Resumen de niveles de tensión en usuarios de baja tensión en baja tensión.

Los casos cuyos indicadores presentan mayor desviación de los límites permitidos son los siguientes: 

Medición realizada en el mes de octubre en usuario del tipo residencial ubicado en las calles Tenemaza y Matovelle, este punto presenta un voltaje mínimo de 0.0288 Pu con el 58.33% de mediciones fuera de los límites permitidos (No se cuenta con información de usuario en reporte de medición).



Medición realizada en el mes de octubre en usuario del tipo residencial ubicado en las calles Tenemaza y Matovelle, este punto presenta un nivel de tensión mínimo de 0.0077 pu con el 67.46% de mediciones fuera de los límites permitidos (No se cuenta con información de usuario en reporte de medición).



Medición realizada en el mes de diciembre en usuario del tipo residencial ubicado en la calle Oriente, sector San Francisco; este punto presenta un nivel mínimo de 0.81 pu con el 35.09% de mediciones fuera de los límites permitidos (No se cuenta con información de usuario en reporte de medición).

4.4.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2004. Durante el período 2004 las mediciones para control de calidad de producto presentan una mayor concentración en los alimentadores 121 y 122 tanto en consumidores de baja tensión como en transformadores de distribución, a continuación se presenta un resumen del número de mediciones realizadas por alimentador: MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

121

122

123

124

36

25

4

9

45,57

31,65

5,06

11,39

114

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN CONSUMIDORES FINALES NÚMERO DE ALIMENTADOR

121

122

123

124

CANTIDAD DE MEDICIONES

41

39

4

14

41,84

39,80

4,08

14,29

PORCENTAJE DE MEDICIONES

Tabla 4.17.

2004.- Mediciones realizadas por alimentador.

Como problemas simultáneos que se han presentado durante el período 2004 en transformadores de distribución se pude señalar los siguientes: 

El transformador T0314 ubicado dentro del casco urbano de la ciudad de Azogues en la Av. de la Virgen vía a San Marcos, sector de San Francisco, presenta: nivel mínimo de tensión de 0.907 pu, nivel máximo de tensión de 1.34 pu, el porcentaje de mediciones de tensión fuera de los límites es de 5.50%, distorsión armónica con un THD=217.51 dentro del período de medición el transformador ha entregado 3560.16 Kwh en malas condiciones.



El transformador T0151 ubicado en el sector Quisquis Alto, zona rural de la parroquia Javier Loyola presenta: problemas de flicker de corta duración con un Pst=16.69, distorsión armónica con un THD=26.802, dentro del período de medición el transformador ha entregado 89.3158 Kwh en malas condiciones.



El transformador T0031 ubicado dentro del casco urbano de la ciudad de Azogues presenta: nivel mínimo de tensión de 0.027 pu con un 21.12% de mediciones fuera de los límites permitidos, distorsión armónica con un THD=33.72, dentro del período de medición el transformador ha entregado 7104.61 Kwh en malas condiciones.

4.4.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2004. Como situación crítica encontrada dentro de los transformadores de distribución analizados se determinó el transformador T0031 ubicado dentro del casco urbano de la ciudad de Azogues, este punto presenta problemas simultáneos de niveles de tensión y distorsión armónica. Al encontrarse el transformador dentro de una zona urbana el voltaje mínimo admitido según la regulación CONELEC 004/01 debe ser de 0.92 pu, de acuerdo a la tensión nominal (127 V) este punto debería presentar un mínimo de 116.8V; analizadas las mediciones el transformador presenta un mínimo de tensión de 0.072 pu lo cual representan 3.46V con un 21.12% de mediciones fuera de los límites permitidos. En lo referente a distorsión armónica se presenta un THD=33.7274 que frente al límite establecido en la regulación (THD=8) representa 4.21 veces el nivel máximo permitido. El índice de severidad del Flicker Pst según la regulación no debe superar la unidad, en el punto analizado las mediciones dan como resultado un Pst=0.51, es decir que este parámetro se encuentra dentro de los límites permitidos. Durante el LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

115

UNIVERSIDAD DE CUENCA

período de medición el transformador a entregado un total de 7104.61 Kwh de energía en malas condiciones.

Uno de los casos más críticos se presenta en la medición realizada en el mes de octubre a un usuario del tipo residencial ubicado el centro de la ciudad de Azogues entre las calles Tenemaza y Matovelle, no se cuenta con el número de medidor por cuanto la medición se realizo en el poste desde el cual se sirve al usuario, como fecha de inicio de medición 26/10/2004 15:10:00. La tensión nominal de este punto es de 127V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 116.84 V, de acuerdo a las mediciones se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.0288 pu esto representa 3.65V, el porcentaje de mediciones de tensión fuera de los límites es de 58.33%, durante el período de medición se han registrado un consumo de 39.83 Kwh en malas condiciones. La medición realizada en el mes de octubre a un usuario del tipo residencial ubicado el centro de la ciudad de azogues entre las calles Tenemaza y Matovelle, la tensión nominal de este punto es de 127V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu - 116.84 V, de acuerdo a las mediciones se presenta un nivel mínimo de 0.0077 pu esto representa 0.98V, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 67.46%, durante el período de medición se han registrado un consumo de 47.13 Kwh en malas condiciones.

4.5.

ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2005.

A continuación se presenta un cuadro en el cual se compara y resumen las mediciones realizadas con las requeridas anualmente para el control de calidad de producto. Punto de medición

Subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en alta y media tensión TOTAL Tabla 4.18.

Número de medicion es requerida s 12

Número de medicion es realizada s 3

60 120

56 100

24 216

0 159

Número de medicion es faltantes

Porcentaj e de medicion es realizada s 9 25,00 4 93,33

20 24

83,33 0,00

57

73,61

Resumen de mediciones por punto realizadas en el año 2005.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

116

UNIVERSIDAD DE CUENCA

100,00 90,00 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00

Fig. 4.3. 2005.- Porcentajes de mediciones realizadas para cada punto de estudio.

Durante el año 2005 tan solo se realizan el 73.61% de un total de 216 mediciones requeridas, teniendo que las mayores deficiencias se encuentran en mediciones de barra de subestación y en usuarios en alta y media tensión. Al realizar un análisis comparativo de las mediciones efectuadas, con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para cada parámetro considerado, se obtiene que del total de mediciones efectuadas en transformadores y usuarios en baja tensión 17 puntos de medición presentan alguno de sus parámetros fuera de los límites permitidos. De las 56 mediciones realizadas en transformadores de distribución 3 de ellas presentan alguno de los parámetros considerados fuera de los límites establecidos es decir el 5.35% de estos puntos no cumplen con la regulación. De igual manera de al analizar las 100 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se obtiene que 14 puntos tienen niveles fuera de los límites permitidos, es decir el 14% no cumplen con la regulación.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

117

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01

N°

MES DE MEDICIÓN

DIRECCIÓN

Parroquia

1 MAYO Borrero entrada a Toctesol (0154) Borrero 2 DICIEMBRE Luis Cordero y Serrano (T0038) Azogues 24 de Mayo y A. Jaramillo 3 DICIEMBRE (T0789) Azogues

HORA Registro Vmax hh:mm

22.05.2005 04:20:00 04.12.2005 05:50:00 21.12.2005 05:30:00

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos 9,28% 0,73% 16,15%

ENERGÍA kWh

875,607 8224 2500,322

Sector

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE VOLTAJE MÍNIMO MÍNIMO Punto de Punto de medición medición pu

HORA Vmin

Registro hh:mm

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

ZONA

Alimentador

Borrero Rural Azogues Urbana

122 124

120 0,8799417 127 0,2886803

105,593 19.05.2005 19:10:00 36,6624 05.12.2005 13:40:00

0,9838 1,04776378

118,056 133,066

Azogues Urbana

124

127 0,3736449

47,4529 21.12.2005 05:30:00

1,466354331

186,227

PST

THD

0,40072

3,84352

0,29728

19,4181

0,23958

2,72831

Tabla 4.19.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

118

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN USUARIOS DE BAJA TENSIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01.

MES DE MEDICIÓN

Tipo de CONSU MIDOR

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Alimen tador

Transf ormad or

No. Medidor

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición

HORA Registro Vmin hh:mm

ENERO

BR

San Francisco

Azogues

Azogues

Urbana

124

92

201656

120

0,9078

108,936

11/01/2005 19:00

FEBRERO

BR

Pucagua

Luis Cordero

Pucagua

Rural

122

110

120403

120

0,801083

96,1300

03/02/2005 19:40

FEBRERO

BR

Chabay Sr. Calle Pablo Israel

Javier Loyola

Rural

122

769

T0769

120

0,841917

101,03

22/02/2005 19:10

ABRIL

TRAFO

Javier Loyola

Azogues

Chabay Javier Loyola

Rural

122

165

T0165

120

0,87535

105,042

12/04/2005 19:30

ABRIL

BR

Cuatro esquinas de Bayas

Bayas

4 Esquinas

Rural

122

524

106109

120

0,820358

98,443

20/04/2005 16:10

MAYO

BR

Surampalti

Deleg

Urbano

123

0

121494

120

0,84595

101,514

21/05/2005 15:20

MAYO

BR

Guapán

121

782

103996

120

0,725933

87,112

30/05/2005 18:50

BR

Javier Loyola

Zhindilig La Dolorosa

Rural

JUNIO

Deleg Iglesia Santa Marianita de Zhindilig La Dolorosa (Sr Patricio Zambrano)

Rural

122

814

114811

120

0,836142

100,337

18/06/2005 15:00

JUNIO

TRAFO

Ayasamana (T0350)

Luis Cordero

Ayasamana Rural

122

350

117590

127

0,81774

103,853

23/06/2005 20:20

JULIO

RES

ZHULLIN

Javier Loyola

Zhullin

Rural

122

607

118773

127

0,875458

105,055

16/07/2005 19:40

AGOSTO SEPTIEMBR E SEPTIEMBR E

RES

Comando de Policía

Azogues

Borrero

Urbana

122

304

300152

127

0,813315

103,291

06/08/2005 19:30

TRAFO

Aurelio Jaramillo y Bolívar

Azogues

Azogues

Urbana

124

1083

432992

127

0,86178

109,446

20/09/2005 15:20

RES

Alpacruz bayas

Bayas

Rural

122

618

100767

120

0,650683

78,082

30/09/2005 13:20

NOVIEMBRE

BR

Chacapamba

Azogues

Alpacruz Chacapam ba

Rural

121

597

200589

120

0,823075

98,769

25/11/2005 20:40

Tabla 4.20.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

119

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

HORA Vmáx

Registro hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

PST

THD

1,0305

123,66

17/01/2005 13:00

42,56%

178,27

0,13

6,07

0,988825

118,659

02/02/2005 6:10

72,52%

13,917469

0,090748266

5,59

1,02748333

123,298

20/02/2005 5:30

6,89%

41,742962

1,281915155

9,86

1,11896667

134,276

08/04/2005 19:20

6,02%

102,304296

1,150774471

5,84

1,02563333

123,076

19/04/2005 13:00

29,76%

39,008493

0,030879602

7,05

1,02454167

122,945

24/05/2005 3:20

14,93%

73,270035

0,943806244

4,41

1,03216667

123,86

27/05/2005 13:50

14,09%

47,261006

0,577128871

6,96

1,00233333

120,28

21/06/2005 5:50

6,75%

19,174216

0,502697721

4,41

1,03598425

131,57

25/06/2005 16:00

8,63%

13,930593

1,32183043

8,17

0,99045833

118,855

16/07/2005 16:10

8,81%

2,427394

0,514376176

6,57

1,02950394

130,747

06/08/2005 18:00

31,58%

557,812082

1,129649123

8,55

0,98453543

125,036

21/09/2005 6:40

7,44%

857,357677

0,309664305

5,37

0,9836

118,032

04/10/2005 6:10

26,29%

15,341906

0,080647059

4,38

1,01920833

122,305

25/11/2005 7:50

5,56%

37,466346

0,414388611

5,09

Tabla 4.20.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

120

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.5.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2005. Analizados los resultados obtenidos en las mediciones realizadas en transformadores de distribución con los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01 no se encontraron puntos que incumplan con la regulación, el máximo valor encontrado de flicker de corta duración es de Pst=0.4 correspondiente a la medición realiza en el mes de mayo en transformador T0154 ubicado en la parroquia Borrero, a pesar de este ser el máximo valor encontrado es inferior al máximo nivel permitido (Pst=1).

4.5.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2005. Al realizar el análisis comparativo de los resultados obtenidos en las mediciones realizadas para transformadores de distribución con los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01 se encontró que el único punto en el cual se tienen problemas de distorsión armónica es el transformador T0038, ubicado en las calles Luis Cordero y Serrano de la ciudad de Azogues, este punto presenta un THD=19.41, durante el período de medición el transformador ha entregado un total de 8224 Kwh en malas condiciones

4.5.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2005. Al efectuar un estudio minucioso de las mediciones realizadas en usuarios de baja tensión y transformadores de distribución, se determinó que de los 56 transformadores estudiados 2 de estos presentan su nivel de tensión fuera de los límites permitidos es decir que el 3.57% de los transformadores estudiados no cumplen con la regulación; de igual manera de las 100 mediciones efectuadas en usuarios de baja tensión 14 de estos presentan sus niveles de tensión fuera de los límites permitidos, esto equivale a decir que el 14% de usuarios en baja tensión reciben una señal de tensión que no cumple con la regulación. En lo referente a transformadores de distribución, el punto con menor nivel de tensión y más alto porcentaje de mediciones fuera de los límites, es el transformador T0789 ubicado en la zona central del casco urbano de Azogues, en las calles Av. 24 de mayo y Aurelio Jaramillo, su nivel mínimo es de 0.37 pu, el nivel máximo de tensión presentado por el transformador es de 1.46 pu, mientras que el porcentaje de mediciones fuera de los límites de 16.15%. El análisis de las mediciones de usuarios en baja tensión da como resulto que 14 de los puntos tienen su nivel de tensión fuera de los límites permitidos; de estos usuarios el 78.57% de usuarios son del tipo bajo tensión residencial, mientras que el 21.43% de mediciones son realizadas en la red de baja tensión de los transformadores y no directamente en los consumidores.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

121

UNIVERSIDAD DE CUENCA

De los 14 puntos que no cumplen con la regulación el 42.86% se encuentran ubicados dentro de una zona urbana, mientras que el 57.14% pertenecen a una zona rural; todos los puntos presentan bajos niveles de tensión y tan solo uno de ellos presenta simultáneamente problemas de alta tensión; el 71,42% de problemas se presentan en el período diario comprendido entre las 18 a 20 horas. En la Tabla 4.20., se encuentran los detalles de los puntos que incumplen con la regulación, a continuación se presentan los casos con mayores desviaciones de los límites permitidos.

Tipo de CONSU MIDOR

DIRECCIÓN

BR

San Francisco

BR TRAFO

Transfor mador

No. Medidor

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh

92

201656

120

0,9078

1,0305

42,56%

178,27

Pucagua

110

120403

120

0,801083

0,988825

72,52%

13,917469

165

T0165

120

0,87535 1,11896667

BR

Javier Loyola Cuatro esquinas de Bayas

524

106109

120

0,820358 1,02563333

29,76%

RES

Comando de Policía

304

300152

127

0,813315 1,02950394

31,58% 557,812082

RES

Alpacruz Bayas

618

100767

120

0,650683

26,29%

Tabla 4.21.

0,9836

6,02% 102,304296

Resumen de mediciones en transformadores de distribución 2005.



El nivel más bajo de tensión se presente en el consumidor con medidor número 100767 ubicado en el sector Alpacruz de la parroquia Bayas, este presenta un nivel de 0.65 pu. con un 26,29% de mediciones fuera de los límites permitidos.



El consumidor con medidor número 120403 ubicado en el sector Pucagua de la parroquia Luis Cordero presenta el más alto porcentaje de mediciones fuera de los límites con 72.52% y un nivel mínimo de tensión de 0.80 pu.



El transformador T0165 instalado en la parroquia Javier Loyola presenta problemas de bajo y alto nivel de tensión, con valores de 0.87 pu para el mínimo y 1.11 pu para el máximo con un 6.02% de mediciones fuera de los límites.

4.5.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2005. Durante el período 2005 las mediciones para control de calidad de producto presentan una mayor concentración en el alimentador 122 tanto en consumidores de baja tensión como en transformadores de distribución, a continuación se presenta un resumen del número de mediciones realizadas por alimentador:

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

122

39,008493

15,341906

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN NÚMERO DE ALIMENTADOR

121

122

123

124

CANTIDAD DE MEDICIONES

5

31

2

18

8,93

55,36

3,57

32,14

PORCENTAJE DE MEDICIONES

MEDICIONES EN CONSUMIDORES FINALES NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

Tabla 4.22.

121

122

123

124

14

71

4

11

14,00

71,00

4,00

11,00

2005.- Mediciones realizadas por alimentador.

Durante el período 2005 como problemas simultáneos en los transformadores de distribución analizados únicamente se presentan problemas de altos y bajos niveles de tensión en el transformador T0789 ubicado dentro del casco urbano de la ciudad de Azogues en las calles Av. 24 de Mayo y Aurelio Jaramillo, este punto presenta un nivel mínimo de 0.37 pu y un nivel máximo de 1.46 p.u. con un 16.15% de mediciones fuera de los límites permitidos, durante el período de medición el transformador entrega un total de 2500.32Kwh de energía en malas condiciones.

4.5.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2005

Uno de los casos más críticos se presenta en la medición realizada en el mes de febrero a un usuario del tipo residencial con número de medidor 120403 ubicado en la zona rural de la parroquia Luis Cordero en el sector Pucagua, este punto presenta un 72,52% de mediciones de voltaje fuera de los límites permitidos, alcanzando un valor mínimo de tensión de 0.80 pu inferior al 0.90 pu establecido como límite de tensión para consumidores de baja tensión en zonas rurales, durante el período de medición se han entregado al consumidor 13.91Kwh de energía en malas condiciones. La medición realizada en el mes de Agosto en el Comando de Policía ubicado en el sector Borrero de la parroquia Azogues el cual presenta un 31.58% de mediciones fuera de los límites permitidos, alcanzando un mínimo de tensión de 0.81 pu inferior al 0.92 pu establecido como límite mínimo para consumidores en zonas urbanas; de acuerdo al tensión nominal del punto considerado (127 V) se tiene que el consumidor ha recibido una señal de voltaje con un mínimo de 103.29V, durante el período de medición se han entregado al consumidor 557.81 Kwh de energía en malas condiciones.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

123

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.6.

ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2006.

Punto de medición

Subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en alta y media tensión TOTAL Tabla 4.23.

Número Número Porcentaj Número de de e de de medicion medicion medicion medicion es es es es requerida realizada realizada faltantes s s s 12 0 12 0,00 60

78

00

130,00

120

71

49

59,17

24

0

24

0,00

216

149

67

68,98

Resumen de mediciones por punto realizadas en el año 2006.

140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

Fig. 4.4. 2006.- Porcentajes de mediciones realizadas para cada punto de estudio.

Como se puede observar en el cuadro durante el año 2006 tan solo se realizan el 68.98% de un total de 216 mediciones requeridas, teniendo que las mayores deficiencias se encuentran en mediciones de barra de subestación y en usuarios en alta y media tensión, en estos puntos no se realizan las mediciones requeridas; en transformadores de distribución se supera el número de mediciones requeridas, alcanzando un total de 78 mediciones frente a las 60 mediciones que normalmente le corresponde a la EEACA realizar el período anual. Al realizar un análisis comparativo de las mediciones efectuadas, con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para cada parámetro considerado, se obtiene que del total de mediciones efectuadas en LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

124

UNIVERSIDAD DE CUENCA

transformadores y usuarios en baja tensión 29 puntos de medición presentan alguno de los parámetros fuera de los límites permitidos. De las 78 mediciones realizadas en transformadores de distribución 4 de ellas presentan alguno de los parámetros considerados fuera de los límites establecidos es decir el 5.13% de las mediciones realizas en estos puntos no cumplen con la regulación. De igual manera al analizar las 71 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se obtiene que 25 puntos tienen niveles fuera de los límites permitidos, es decir el 35.21% no cumplen con la regulación.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

125

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01

No.

MES DE MEDICIÓN

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Alimentador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición V

HORA Registro Vmín hh:mm

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición V

1

ENERO

Zhizhiquin Barrio el Vecino (T0461)

Azogues

Zhizhiquin

Urbana

121

120

0,13404

16,0845

23.01.2006 15:30:00

1,75868

211,042

2

FEBRERO

Aurelio Jaramillo y 4 de Mayo (T789)

Azogues

Azogues

Urbana

124

120

0,99825

119,79

06.02.2006 19:00:00

1,09882

131,858

3

FEBRERO

Zhizhiquin Barrio el vecino (T461)

Azogues

Azogues

Urbana

121

120

0,23294

27,953

04.02.2006 9:40:00

1,09773

131,727

4

ABRIL

Ingaloma (T0236)

Borrero

Ingaloma

Urbana

122

120

0,95866

115,0390

17.04.2006 21:10:00

1,07093

128,512

HORA Registro Vmax hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

23.01.2006 15:30:00

67,91%

04.02.2006 02:10:00

ENERGÍA kWh

PST

THD

1405,38

0,2787

5,3533

9,25%

2364,21

0,2204

2,7889

04.02.2006 2:00:00

50,05%

1,0259

0,1632

38,4600

14.04.2006 10:40:00

0,05%

274,2717

0,1877

30,8600

Tabla 4.24.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

126

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN USUARIOS DE BAJA TENSIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01. Nº 1 2 3 4 5

MES DE MEDICIÓN ENERO ENERO ENERO ENERO FEBRERO

Tipo de CONSUMI.

Ciudad

Cantón

Ciudadela Ferroviaria Zoila Sigüenza (T0542) Avenida Che Guevara y Marginal Lavadora (T0785)

Azogues

Azogues

Azogues

Azogues

Urbana

121

542

101396

Azogues

Azogues

Azogues

Azogues

Urbana

122

785

300527

Azogues Azogues

Azogues Azogues

Bayas Azogues

Alpacruz Zhizhiquin

Urbana Rural

121 121

618 461

100767 119347

BR

Alpacruz Luis Antonio Palaguachi Zhizhiquin Danilo Tenezaca (461) Aurelio Jaramillo y 24 de Mayo Eduardo Ortega (T789)

Azogues

Azogues

Azogues

Azogues

Urbana

124

789

105273

BR BR BR

Luis Minchala (Zhapacal) Jaime Bermeo (Zumbahuaico) Barrio el vecino (Zhizhiquin) Martha Ávila

Azogues Azogues Azogues

Azogues Azogues Azogues

Azogues Azogues Azogues

Zhapacal Zumbahuaico Zhizhiquin

Rural Rural Rural

122 123 122

17 946 461

201463 123454 121119

BR BR BR BR

Parroquia

Sector

ZONA

Alimentador

Transformador

No. Medidor

DIRECCIÓN

6 7 8

MARZO

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

ABRIL ABRIL MAYO MAYO MAYO MAYO JULIO JULIO JULIO AGOSTO OCTUBRE

BR BR BR BR BR BR BR BR BR BR BR

Borrero antes de la entrada al BEV PampaCrespo Lcdo. Vicente Reyes Azogues Calle Vintimilla Azogues Calle Azuay Entrada vieja al tablón Azogues Matovelle y Azuay Guablincay bajo Buil Tabacay Uchupucún Barrio El Paraíso ZHULLIN ALTO VIA AYANCAY Cdla. Chofer Zhapacal Bolívar Sarmiento

Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Cojitambo Azogues Azogues Azogues Azogues

Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues Azogues

Borrero San Miguel Azogues Azogues Javier Loyola Azogues Azogues Guapán Azogues Javier Loyola Azogues

Borrero Pampacres Azogues Azogues Azogues Azogues Guablincay Buil Tabacay Uchupucún Zhullín Zhapacal

Urbana Rural Urbana Urbana Rural Urbana Rural Rural Rural Rural Urbana

122 123 124 124 122 124 123 121 122 122 122

1009 168 75 75 237 1075 313 547 530 250 768

102537 122911

20

OCTUBRE

BR

Javier Loyola (Eduardo Crespo Román)

Azogues

Azogues

Javier Loyola

Javier Loyola

Urbana

122

221

105268

21 22

OCTUBRE

BR BR

Azogues Azogues

Azogues Azogues

Azogues Bayas

Llimpi Uchupucún

Rural Rural

123 122

848 488

114031 111305

BR BR

Llimpi Cojitambo Luis Castro Uchupucún Sergio Iglesias Rivera y 3 de Noviembre (Clínica de especialidades) Monjas Guapán (Luis Tacuri)

Azogues Azogues

Azogues Azogues

Azogues Guapán

Azogues Monjas

Urbana Rural

124 121

39 1023

fin línea 116125

BR

Aguilan la playa

Azogues

Azogues

Guapán

Aguilan

Rural

121

975

115278

MARZO MARZO

23 24

OCTUBRE NOVIEMBR E NOVIEMBR

25

DICIEMBRE

110756 114850 117676 112433 102954 201553 126038

Tabla 4.25.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

127

UNIVERSIDAD DE CUENCA

No. Suministro

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu 0,8503 0,2513

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición

HORA Registro Vmin hh:mm

102,0360 31,9120

09/01/2006 19:10 23/01/2006 11:50 21/01/2006 12:20 27/01/2006 20:00 04/02/2006 9:40

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu 1,0650 1,0186

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

HORA Vmax

Registro hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

PST

THD

127,794 129,362

11/01/2006 3:10 14/01/2006 18:00

16,87% 17,47%

46,72 4,93

1,11 46,800 1,08 10,32

0,9315

118,306

0,9994 1,0977

119,927 131,727

20/01/2006 23:40 28/01/2006 1:50 04/02/2006 2:00

89,12% 5,46% 50,05%

5,86 32,26 10,73

0,09 0,34 0,15

3,14 6,94 4,42

04/03/2006 19:10 02/03/2006 20:30 21/03/2006 20:10

1,0648

127,781

0,9656 0,9722

115,876 116,66

03/03/2006 13:40 04/03/2006 14:30 27/03/2006 5:10

6,40% 26,69% 14,78%

2,88 3,74 13,90

0,92 0,05 0,06

8,12 6,17 6,05

0,9835

118,019

71,7180 106,3880 104,8720 85,8320 114,4770 106,27 80,082 97,776 83,362 100,573

29/03/2006 15:40 07/04/2006 8:00 03/05/2006 14:30 03/05/2006 15:07 12/05/2006 18:40 19/05/2006 18:37 09/07/2006 20:30 22/07/2006 21:00 29/07/2006 19:10 23/08/2006 20:20 01/10/2006 18:50

1,0428 0,9789 0,9782 1,0202 0,9887 1,0635 1,0481 1,0299 1,0474 1,0018

125,141 124,318 124,226 122,423 125,559 127,624 125,768 123,586 125,69 120,214

01/04/2006 18:00 09/04/2006 3:10 04/05/2006 2:30 04/05/2006 2:48 12/05/2006 16:55 20/05/2006 6:44 08/07/2006 6:20 23/07/2006 6:50 26/07/2006 14:20 21/08/2006 4:50 30/09/2006 6:20

20,83% 26,88% 26,59% 28,94% 25,50% 5,46% 8,53% 27,78% 9,82% 11,46% 12,90%

23,92 29,46 225,24 196,62 4,28 6,03 18,71 12,22 38,31 20,13 46,29

0,30 0,61 0,24 0,27 0,33 0,29 0,47 0,76 0,69 0,68 0,38

5,00 5,80 4,76 4,92 7,56 3,12 4,21 5,08 6,63 6,88 9,26

0,7118

85,414

02/10/2006 19:50

1,0167

122,005

04/10/2006 8:10

42,36%

55,58

1,15

5,47

120 120

0,7661

91,935

1,0413

124,958

0,7420

89,034

21/10/2006 19:00 29/10/2006 18:40

1,0253

123,037

21/10/2006 6:20 30/10/2006 6:10

18,35% 16,32%

7,03 10,15

0,42 0,49

6,09 7,40

fin línea 116125

127 120

0,8774

111,432

1,0531

133,74

0,6635

79,624

06/11/2006 15:10 17/11/2006 20:40

1,0229

122,749

12/05/1900 17:45 20/11/2006 23:00

8,83% 5,36%

352,07 29,16

0,52 0,32

8,88 5,78

115278

120

0,8109

97,306

17/12/2006 19:20

0,9975

119,705

16/12/2006 6:00

12,10%

27,85

0,25

6,75

101396 300527

120 127

100767 119347 105273

127 120 120

0,6960

88,3930

0,8822 0,2329

105,8650 27,9530

201463 123454 121119

120 120 120

0,8012

96,1430

0,8656 0,8831

103,8660 105,9700

102537 122911

0,8147

97,7630

110756 114850 117676 112433 102954 201553 126038

120 120 127 127 120 127 120 120 120 120 120

0,5977 0,8377 0,8258 0,7153 0,9014 0,8856 0,6674 0,8148 0,6947 0,8381

105268

120

114031 111305

Tabla 4.25.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

128

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.6.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2006. Con la finalidad de determinar los puntos que incumplen con la regulación CONELEC 004/01 y obedeciendo a lo establecido en esta para el control de flicker de corta duración, se realizó un análisis exhaustivo de las mediciones efectuadas durante el año 2006 en transformadores de distribución; de las 78 mediciones que se efectuaron durante este año se observo que ninguna de ellas presenta el indicador Pst fuera de los límites establecidos. 4.6.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2006. Realizado un análisis comparativo de las mediciones realizadas en transformadores de distribución con los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01, se obtiene que el 2.56% de las 78 mediciones realizadas tienen el indicador THD superior al límite establecido, es decir que 2 de los puntos analizados no cumplen con la regulación, a continuación se presenta un resumen de los datos de estos puntos:  El transformador T0461 ubicado en el barrio El Vecino del sector Zhizhiquin de la parroquia Azogues presenta el mayor valor de indicador de distorsión armónica con un THD=38.46.  El transformador T0236 instalado en el sector Ingaloma de la parroquia Borrero este punto presenta un THD=30.86. 4.6.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2006. Durante el año 2006 de las 78 mediciones realizadas en transformadores de distribución, 3 de estas presentan niveles de tensión fuera de los límites permitidos es decir el 3.85%, sin embargo es importante aclarar que estas tres mediciones solo involucran a dos transformadores analizados que no cumplen con la regulación; de igual manera de las 71 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión 25 de estos presentan un nivel de tensión inferior al establecido en la regulación, esto equivale a decir que el 35.21% de usuarios en baja tensión reciben una señal de tensión que no cumple con la regulación. En lo referente a transformadores de distribución, el punto con menor nivel de tensión corresponde al transformador T0461 ubicado en el barrio El Vecino del sector Zhizhiquin, el cual presenta un nivel mínimo de 0.13404 pu, máximo de 1.75868 pu con un 67.91% de mediciones fuera de los límites, estos resultados corresponden a una primera medición realizada en el mes de enero, en el mes de febrero se vuelve a realizar una medición obteniendo los siguientes resultados: nivel mínimo 0.23294 pu, nivel máximo 1.09773 pu, porcentaje de mediciones fuera de los límites permitidos de 50.05%, durante los dos períodos de medición el transformador ha entregado un promedio de 1215.62 Kwh de energía en malas condiciones.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

129

UNIVERSIDAD DE CUENCA

El transformador T789 ubicado dentro del casco urbano de ciudad de Azogues en las calles Aurelio Jaramillo y Av. 24 de Mayo presenta niveles altos de tensión con un máximo de 1.09882 pu y el 9.25% de mediciones fuera de los límites permitidos, durante el período de medición el transformador ha suministrado un total de 2364.21 Kwh de energía en malas condiciones, a continuación se resumen las 3 mediciones que presentan los indicadores de tensión fuera de los límites permitidos. Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

Alimentador

Zhizhiquin Barrio el Vecino (T0461)

121

120

0,13404

1,75868

67,91%

1405,38

Aurelio Jaramillo y 4 de Mayo (T789)

124

120

0,99825

1,09882

9,25%

2364,21

Zhizhiquin Barrio el vecino (T461)

121

120

0,23294

1,09773

50,05%

1025,9

DIRECCIÓN

Tabla 4.26.

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

ENERGÍA kWh

Resumen de niveles de tensión en transformadores de distribución 2006.

En lo referente a usuarios de baja tensión analizados los 25 puntos que no cumplen con la regulación son del tipo residencial, el 44% se encuentran ubicados dentro de una zona urbana, mientras que el 56% pertenecen a una zona rural; todos los puntos presentan bajos niveles de tensión y tan solo uno de ellos presenta simultáneamente tensión alta, los problemas mayoritariamente (64%) se presentan en el período diario comprendido entre las 18 a 20 horas. En la Tabla 4.25., se encuentran los detalles de los puntos que incumplen con la regulación, a continuación se presentan los casos con mayores desviaciones de los límites permitidos y cuyos porcentajes superan el 25% de mediciones fuera de los límites.

Tipo de CONSU MIDOR

BR BR BR BR BR BR BR BR BR

DIRECCIÓN

Alpacruz Luis Antonio Palaguachi Auerelio Jaramillo y 24 de Mayo Eduardo Ortega (T789) Jaime Bermeo (Zumbahuaico) Pampacrespo Lcdo. Vicente Reyes Azogues Calle Vintimilla Azogues Calle Azuay Entrada vieja al tablon Buil Tabacay Javier Loyola (Eduardo Crespo Román)

Tabla 4.27.

Transfor mador

No. Medidor

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

618

100767

0,6960

0,9315

0,2329

1,0977

0,8656 0,5977 0,8377 0,8258 0,7153 0,6674

0,9656 1,0428 0,9789 0,9782 1,0202 1,0481

0,7118

1,0167

789 946 168 75 75 237 547

105273 123454 122911

221

105268

110756 112433

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

89,12%

5,86

50,05% 26,69% 26,88% 26,59% 28,94% 25,50% 27,78%

10,73 3,74 29,46 225,24 196,62 4,28 12,22

42,36%

55,58

Resumen de niveles de tensión en usuarios de baja tensión 2006.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

130

UNIVERSIDAD DE CUENCA

De acuerdo a la Tabla 4.27., los casos cuyos indicadores presentan mayores desviaciones de los límites permitidos son los siguientes: 

El valor mínimo de tensión de las mediciones que incumplen la regulación se presenta en el medidor 105273 perteneciente al señor Eduardo Ortega ubicado dentro del casco urbano de la ciudad de Azogues entre las calles Aurelio Jaramillo y Marginal al Río el cual presenta un mínimo de tensión de 0.2329 pu y un 50.05% de mediciones de tensión fuera de los límites.



El máximo porcentaje de mediciones fuera de los límites se produce en el usuario con numero de medidor 100767, perteneciente al señor Luis Antonio Palaguachi ubicado el sector Alpacruz de la parroquia Bayas, en este punto se tiene un 89.12% de mediciones de tensión fuera de los límites y un mínimo de tensión de 0.6960 pu.



El usuario con número de medidor 300527 ubicado en las calles Av. Che Guevara y Marginal al río de la ciudad de Azogues, presenta un valor mínimo de 0.2513 pu con un 17.47% de mediciones fuera de los límites permitidos.

4.6.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2006. Durante el período 2006 las mediciones para control de calidad de producto presentan una mayor concentración en los alimentadores 122 y 124 tanto en consumidores de baja tensión como en transformadores de distribución, a continuación se presenta un resumen del número de mediciones realizadas por alimentador: MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

121

122

123

124

15

35

2

25

19,23

44,87

2,56

32,05

MEDICIONES EN CONSUMIDORES FINALES NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

Tabla 4.28.

121

122

123

124

17

28

7

19

23,94

39,44

9,86

26,76

2006.- Mediciones realizadas por alimentador.

Una de las mediciones realizadas en transformadores de distribución fue realizada en barra del transformador de servicios auxiliares de S/E Azogues 1. Como problemas simultáneos que se han presentado durante el período 2006 en transformadores de distribución se pude señalar los siguientes:

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

131

UNIVERSIDAD DE CUENCA



El transformador T0416 ubicado en el barrio El Vecino del sector Zhizhiquin en las dos mediciones realizadas presenta problemas de alta y baja tensión, teniendo mayores desviaciones de los indicadores en su primera medición, de acuerdo a la medición más actual presenta un mínimo de tensión de 0.23294 pu, un máximo de 1.09773 pu con el 50.05% de mediciones fuera de los límites; en la segunda medición realizada si bien presenta un mejoramiento en los niveles de tensión se aprecian problemas de distorsión armónica con un THD=38.46, dentro de este período de medición el transformador ha entregado 1025.85 Kwh en malas condiciones

4.6.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2006 Como situación crítica encontrada dentro de los transformadores de distribución analizados se determinó el transformador T0416. Al encontrarse este transformador dentro de una zona urbana la tensión mínima admitida debe ser de 0.92 pu, de acuerdo a la tensión nominal (120 V) este punto debería presentar un mínimo de 110.4V; analizadas las segundas mediciones realizadas el transformador presenta un nivel mínimo de 0.23294 pu - 27.95V, nivel máximo de tensión de 1.097 pu - 131.72V con un 50.05% de mediciones tensión fuera de los límites permitidos. En lo referente a distorsión armónica se presenta un THD=38.46 que frente al límite establecido en la regulación (THD=8) representa 4.8 veces el nivel máximo permitido. El índice de severidad del Flicker Pst no presenta problemas (Pst=0.1632). Durante el período de medición el transformador ha entregado un total de 1025.85 Kwh de energía en malas condiciones. Uno de los casos más críticos se presenta en la medición realizada durante el mes de enero al medidor número 1100676 perteneciente al señor Luis Antonio Palaguachi ubicado en el sector urbano de Alpacruz de la parroquia Bayas. La tensión nominal de este punto es de 127V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 116.84 V, de acuerdo a las mediciones se presenta un nivel mínimo de 0.6960 pu - 88.3930V, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 89.12%, durante el período de medición se ha registrado un consumo de 5.86 Kwh en malas condiciones. El usuario del tipo residencial con número de medidor 105273 perteneciente al señor Eudoro Ortega, ubicado en las calles Aurelio Jaramillo y Av. 24 de Mayo de la ciudad de Azogues tiene como tensión nominal 127V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 116.84 V, de acuerdo a las mediciones realizadas en el mes de febrero se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.2329 pu esto representa 27.95V, el nivel máximo de tensión admitido es de 1.08 pu equivalentes a 129.6V, el registro de mediciones reporta un máximo de 1.097 pu que representan 131.72V, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 50.05%, durante el período de medición se registra un consumo de 10.73 Kwh en malas condiciones.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

132

UNIVERSIDAD DE CUENCA

El usuario del tipo residencial con número de medidor 105268 perteneciente al señor Eduardo Crespo , ubicado en la parroquia Javier Loyola tiene como tensión nominal 120V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 110.4 V, de acuerdo a las mediciones realizadas en el mes de febrero se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.7118 pu - 85.41V con un 42.36% del total de mediciones de tensión fuera de los límites permitidos, durante el período de medición se han registrado un consumo de 55.58 Kwh en malas condiciones.

4.7.

ANÁLISIS DE MEDICIONES AÑO 2007.

A continuación se presenta un cuadro en el cual se compara y resumen las mediciones realizadas y requeridas anualmente para el control de calidad de producto.

Punto de medición

Subestación Transformadores de distribución Usuarios en baja tensión Usuarios en alta y media tensión TOTAL Tabla 4.29.

Número Número Porcentaje Número de de de de medicione medicione medicione medicione s s s s faltantes requeridas realizadas realizadas 12 0 12 0,00 60

80

00

133,33

120

63

57

52,50

24

0

24

0,00

216

143

73

66,20

Resumen de mediciones por punto realizadas en el año 2007.

140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

Fig. 4.5. 2007.- Porcentajes de mediciones realizadas para cada pun de estudio.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

133

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Como se puede observar en la Tabla 4.29 y Figura 4.5., durante el año 2007 tan solo se realizan el 66.20% de un total de 216 mediciones requeridas, teniendo que las mayores deficiencias se encuentran en mediciones de barra de subestación y en usuarios en alta y media tensión, en estos puntos no se realizan las mediciones requeridas; en transformadores de distribución se supera el número de mediciones requeridas alcanzando un total de 80 mediciones frente a las 60 mediciones que normalmente le corresponde a la EEACA realizar el período anual. En usuarios en baja tensión se realizan mediciones en apenas 63 puntos que representan el 52.50% del total de mediciones requeridas. Al realizar un análisis comparativo de las mediciones efectuadas, con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para cada parámetro considerado, se obtiene que del total de mediciones efectuadas en transformadores y usuarios en baja tensión 23 puntos de medición presentan alguno de sus parámetros fuera de los límites permitidos. De las 80 mediciones realizadas en transformadores de distribución 9 de ellas presentan alguno de los parámetros considerados fuera de los límites establecidos es decir el 11.25% de estos puntos no cumplen con la regulación. De igual manera de las 63 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión se obtiene que 14 puntos tienen niveles fuera de los límites permitidos, es decir el 22.22% no cumplen con la regulación. A continuación se presentan dos cuadros en los cuales se resume la información referente a los puntos de medición que dentro del período del año 2007 han sido evaluados como puntos de medición que incumplen con la regulación CONELEC 004/01.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

134

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01

No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

MES DE MEDICIÓN

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

VOLTAJE NOMINAL Alimentador Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición

HORA Registro Vmín hh:mm

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

ABRIL

Entrada a Guapán (T0481)

Azogues

Azogues

Urbana

121

120

0,99910

119,892

08.04.2007 19:10:00

1,05790

ABRIL

Marginal Occidental (T0686)

Azogues

Azogues

Urbana

124

120

0,93444

112,133

24.04.2007 18:20:00

0,98968

MAYO

Luis Cordero y Tenemaza (T0072)

Azogues

El Cisne

Urbana

124

127

0,96280

122,275

23.05.2007 18:00:00

1,11049

JULIO

La Travesía sector gasolinera de Francisco Abad (T0479)

Azogues

La Travesía

Urbana

121

127

0,81458

103,452

03.07.2007 01:20:00

1,02964

AGOSTO

Santa Maria (T0527)

Bayas

Santa Maria

Urbana

122

120

0,88903

106,683

26.08.2007 20:30:00

0,94692

AGOSTO

Bayas vía Oriente (T0088)

Bayas

Santa Maria

Rural

122

120

1,00189

120,227

23.08.2007 18:50:00

1,05591

NOVIEMBRE 24 de mayo y 3 de noviembre (788)

Azogues

Azogues

Urbana

124

127

0,94270

119,723

25.11.2007 03:10:00

1,04640

DICIEMBRE

Zhapacal (83)

Azogues

Azogues

Rural

122

120

0,68749

82,499

07.12.2007 9:10:00

1,04230

DICIEMBRE

Zhapacal (890)

Azogues

Zhapacal

Rural

122

127

0,80930

102,781

18.12.2007 07:50:00

0,99644

Tabla 4.30.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

135

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición

HORA Registro Vmáx hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh.

PST

THD

126,948

08.04.2007 08:40:00

0,00%

1851,12

5,6944

21,49970

118,762

22.04.2007 03:20:00

0,00%

1004,03

0,4366

11,3552

141,032

27.05.2007 06:20:00

7,43%

4749,63

0,3677

3,4768

130,764

01.07.2007 14:00:00

6,03%

3278,08

0,4033

6,1437

113,63

23.08.2007 05:30:00

58,23%

982,02

0,2600

4,9488

126,709

23.08.2007 6:00:00

0,00%

542,54

0,1978

9,3600

132,893

24.11.2007 02:50:00

0,00%

6323,82

7,37

2,62

125,076

08.12.2007 3:40:00

3,13%

1202,55

0,362

9,02

126,548

20.12.2007 04:10:00

27,32%

1113,02

0,354

2,61

Tabla 4.30.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

136

UNIVERSIDAD DE CUENCA

MEDICIONES EN USUARIOS DE BAJA TENSIÓN QUE INCUMPLEN CON REGULACIÓN CONELEC 004/01.

No.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

MES DE MEDICIÓN

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO MAYO JULIO JULIO JULIO JULIO

Tipo de CONSUMIDOR (1)

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

Rural Urbana Rural Rural Rural Rural Urbana

122 122 122 122 123 124 121

276 159 216 752 976 72 479

112692 107627 119584 103379 7585539 108519 106369

120 120 120 120 120 127 127

Urbana Urbana

121 122

146 686

100134 201296

127 120

Urbana Rural Rural Rural

121 123 123 122

146 184 184 120

101386 117492 104275 116064

127 120 120 120

Rural

122

120

112148

120

BR BR BR BR BR BR BR

Carpintería Susana Abad Chabay (Ligia Ruiz) El corte Javier Loyola (Juan Matute) El Cisne (Trinidad Avilés) Deleg Huabizhun (Manuel Vicuña) Azogues centro (Agustín Naula) La travesía Cdla Pozo (Cornelio Pozo)

Javier Loyola Javier Loyola Borrero Azogues Huabizhun Azogues Azogues

BR BR

Cdla Ferroviaria (Marco Abad) Redondel del terminal (María Piña Morocho)

Azogues Azogues

Cdla Ferroviaria (Víctor Quisphe) Llimpi Club de tropa (Local del club de tropas) Llimpi Alto (Álvarez Lizardo Tobías) Trojeloma María Asintimbay

Azogues Cojitambo Cojitambo Luis Cordero

Carpintería Chabay El corte Azogues Huabizhun Azogues La travesía Cdla Ferroviaria Terminal Nuevo Cdla Ferroviaria Llimpi Llimpi Trojeloma

Trojeloma (Luis Guillermo Asitimbay)

Luis Cordero

Trojeloma

BR AGOSTO BR AGOSTO BR SEPTIEMBRE BR SEPTIEMBRE BR

Transfor mador

No. Medidor

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

Alimen tador

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu 0,3224 0,8250 0,8396 0,8233 0,8390 0,8035 0,8393 0,8416 0,8929 0,8248 0,8494 0,8452 0,8635 0,7692

Tabla 4.31.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

137

UNIVERSIDAD DE CUENCA

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición V 38,682 99,005 100,756 98,795 100,677 102,049 106,597 106,885 107,146 104,755 101,932 101,422 103,618 92,301

HORA Registro Vmín hh:mm

03/01/2007 9:20 11/02/2007 19:50 16/03/2007 10:10 28/04/2007 20:00 03/05/2007 19:10 23/05/2007 14:30 04.07.2007 19:20:00 12.07.2007 19:50:00 11.07.2007 19:30:00 12.07.2007 20:00:00 13/08/2007 11:50 10/08/2007 9:15 24/09/2007 20:40 23/09/2007 9:00

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición V

1,0420

125,036

1,0414 1,0140 1,0012 0,9847 0,8035 1,0344 0,9978 0,9933 1,0003 1,0064 1,0726 0,9574 0,9670

124,971 121,678 120,149 118,162 102,049 131,374 126,722 119,195 127,036 120,763 128,709 114,882 116,045

HORA Vmáx

Registro hh:mm

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA Kwh.

PST

THD

03/01/2007 13:10 11/02/2007 3:20 16/03/2007 2:30 25/04/2007 4:20 05/05/2007 2:20 23/05/2007 14:30 01.07.2007 11:10:00 11.07.2007 3:00:00 15.07.2007 17:00:00 11.07.2007 3:10:00 12/08/2007 16:00 10/08/2007 17:44 18/09/2007 18:30

8,63% 10,32% 8,63% 22,52% 5,25% 51,88% 5,06% 27,68% 5,41% 18,45% 33,13% 9,24% 13,69%

7,26 619,60 7,53 13,07 4,60 46,67 792,50 36,93 32,82 450,65 9,93 1,32 10,45

0,44 0,76 0,74 0,15 0,33 0,68 1,15 1,43 0,18 1,61 0,16 0,60 0,00

4,53 6,88 6,32 7,26 6,30 6,45 9,10 5,04 4,58 6,40 4,69 4,61 4,31

20/09/2007 0:00

5,46%

9,88

0,05

4,82

Tabla 4.31.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

138

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.7.1. Análisis de flicker de corta duración en mediciones del año 2007. Analizadas las mediciones efectuadas durante el año 2007 en transformadores de distribución se encontró que de las 78 mediciones efectuadas durante este año 2 de ellas presentan el indicador Pst fuera de los límites es decir que el 2.5% de las mediciones efectuadas incumplen con la regulación en lo referente a flicker de corta duración. 

El transformador T0481 instalado en la calle Trajano Carrasco a la altura de la entrada a la parroquia Guapán, presenta un Pst=5.69.



El transformador T0788 ubicado en la cuidad de Azogues entre las calles Av. 24 de mayo y 3 de Noviembre presenta problemas de flicker de corta duración con un Pst=7.

4.7.2. Análisis de distorsión armónica en mediciones del año 2007. De un análisis comparativo entre los resultados obtenidos de las mediciones y los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01, se obtuvo que el 5% de las 80 mediciones realizadas tienen el indicador THD superior al límite permitido, es decir 4 de los puntos no cumplen con la regulación, a continuación se presenta un resumen de los datos de estos puntos:

MES DE MEDICIÓN

DIRECCIÓN

Parroquia

Sector

ZONA

ENERGÍA Kwh.

THD

ABRIL

Entrada a Guapán (T0481)

Azogues

Azogues

Urbana

1851,12

21,49970

ABRIL

Marginal Occidental (T0686)

Azogues

Azogues

Urbana

1004,03

11,3552

AGOSTO

Bayas vía Oriente (T0088)

Bayas

Santa Maria

Rural

542,54

9,3600

Azogues

Azogues

Rural

1202,55

9,02

DICIEMBRE Zhapacal (T0083)

Tabla 4.32.

Resumen de distorsión armónica 2007.

De acuerdo a los datos presentados en la tabla anterior se determina que el punto con mayor THD corresponde al transformador T0481 ubicado en la entrada a la parroquia Guapán, este presenta un THD= 21.4997; de igual manera el punto con menor THD corresponde al transformador T0083 ubicado en sector Zhapacal de la parroquia Azogues, el cual presenta un THD=9.02.

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

139

UNIVERSIDAD DE CUENCA

4.7.3. Análisis de nivel de tensión en mediciones del año 2007. De las 80 mediciones realizadas a transformadores de distribución 4 de estas presentan su nivel de tensión fuera de los límites permitidos es decir que el 5% de los transformadores analizados no cumplen con la regulación; de igual manera de las 63 mediciones realizadas en usuarios de baja tensión 14 de estos presentan sus niveles de tensión fuera de los límites establecidos en la regulación, esto equivale a decir que el 22.2% de usuarios en baja tensión analizados reciben una señal de tensión que no cumple con la regulación. En lo referente a transformadores de distribución: 

El nivel de tensión más bajo se presenta en el transformador T0890 instalado en el sector Zhapacal de la parroquia Azogues, este punto presenta una tensión de 0.80930 pu con un 27.32% del total de mediciones de tensión fuera de los límites permitidos, durante el período de medición se entregaron un total de 113.02 Kwh de energía en malas condiciones.



El más alto porcentaje de mediciones fuera de los límites permitidos es de 58.32% mismo que se presenta en el transformador T0527 ubicado en el sector Santa María de la parroquia Bayas con un nivel mínimo de 0.889 pu entregando durante el tiempo de medición un total de 982.02 Kwh en malas condiciones.



El transformador T0072 ubicado en el centro de la ciudad de Azogues entre las calles Luis Cordero y Tenemaza, presenta problemas de niveles altos de tensión con un máximo de 1.11049 pu y el 7.43% del total de mediciones de tensión fuera de los límites permitidos, durante el período de medición se ha entregado un total de 4749,63 Kwh de energía en malas condiciones,

A continuación se resumen los datos de los puntos que no cumplen con los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01 para los niveles de tensión.

Parroqui a

Alimen tador

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

Porcentaje de medicione s de voltaje fuera de límites permitidos

Luis Cordero y Tenemaza (T0072)

Azogues

124

127

0,96280

1,11049

7,43%

4749,63

La Travesía sector gasolinera de Francisco Abad (T0479)

Azogues

121

127

0,81458

1,02964

6,03%

3278,08

DIRECCIÓN

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

ENERGÍA Kwh.

140

UNIVERSIDAD DE CUENCA

Santa María (T0527) Zhapacal (890)

Tabla 4.33.

Bayas

122

120

0,88903

0,94692

58,23%

982,02

Azogues

122

127

0,80930

0,99644

27,32%

1113,02

Resumen de niveles de tensión en transformadores de distribución 2007.

De los 14 puntos que no cumplen con la regulación el 64.24% son del tipo residencial, 35.71% se encuentran ubicados dentro de una zona urbana, mientras que el 64.29% pertenecen a una zona rural; todos los puntos presentan bajos niveles de tensión; el 54.14% de problemas se presentan en el período diario comprendido entre las 18 a 20 horas. En la Tabla 5.34., se encuentran los detalles de los puntos que incumplen con la regulación, los puntos situados a continuación son aquellos en los cuales los indicadores de niveles de tensión presentan mayor desviación de los límites permitidos. 

El nivel más bajo de tensión que se presenta es de 0.3224 pu. con un 8.63% del total de mediciones fuera de los límites permitidos, esto indicadores se generaron en el consumidor con medidor número 112692 ubicado en una zona urbana de la parroquia Javier Loyola, durante el período de medición se registra un consumo total de 7.26 Kwh de energía en malas condiciones.



El consumidor con medidor número 108519, ubicado en una zona rural de la parroquia Azogues presenta el más alto porcentaje de mediciones fuera de los límites con un 51.88% y un nivel de mínimo de tensión de 0.8035 p.u., durante el período de medición se registra un consumo total de 46.67 Kwh de energía en malas condiciones.

DIRECCIÓN

Carpintería Susana Abad El Cisne (Trinidad Avilés) Azogues centro (Agustín Naula) Cdla Ferroviaria (Marco Abad) Cdla Ferroviaria (Víctor Quisphe) Llimpi Club de tropa (Local del club de tropas)

Tabla 4.34.

Parroquia

No. Medidor

VOLTAJE NOMINAL Punto de medición V

Javier Loyola Azogues Azogues Azogues Azogues

112692 103379 108519 100134 101386

120 120 127 127 127

Cojitambo

117492

120

VOLTAJE MÍNIMO Punto de medición pu

VOLTAJE MÁXIMO Punto de medición pu

0,3224

1,0420

0,8233 0,8035 0,8416 0,8248

1,0012 0,8035 0,9978 1,0003

0,8494

1,0064

Porcentaje de mediciones de voltaje fuera de límites permitidos

ENERGÍA kWh

8,63% 22,52% 51,88% 27,68% 18,45%

7,26 13,07 46,67 36,93 450,65

33,13%

9,93

Resumen de niveles de tensión en usuarios de baja tensión 2007.

4.7.4. Análisis de problemas simultáneos en mediciones del año 2007.

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Durante el período 2007 las mediciones para control de calidad de producto presentan una mayor concentración en el alimentador 122 tanto en consumidores de baja tensión como en transformadores de distribución, a continuación se presenta un resumen del número de mediciones realizadas por alimentador: MEDICIONES EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

121

122

123

124

12

41

8

19

15,00 51,25 10,00 23,75

MEDICIONES EN CONSUMIDORES FINALES NÚMERO DE ALIMENTADOR CANTIDAD DE MEDICIONES PORCENTAJE DE MEDICIONES

Tabla 4.35.

121

122

123

124

16

27

6

14

25,40 42,86 9,52 22,22

2007.- Mediciones realizadas por alimentador.

Como problemas simultáneos que se han presentado durante el período 2006 en transformadores de distribución se pude señalar el siguiente: 

El transformador T0481 instalado en la calle Trajano Carrasco a la altura del ingreso a la parroquia Guapán presenta problemas de flicker de corta duración con un índice de severidad Pst=5.6944, estos problemas se presentan simultáneamente con distorsión armónica cuyo indicador THD alcanza un valor de 21.4997.

4.7.5. Situaciones críticas encontradas en el año 2007. El transformador T0527 el cual se encuentra instalado en el sector Santa María de la parroquia Bayas, al estar este punto localizado dentro de una zona urbana, la tensión mínima admitida según la regulación CONELEC 004/01 debe ser de 0.92 pu, de acuerdo a la tensión nominal (120 V) el transformador no debería presentar tensiones inferiores a los 110.4V; analizados los resultados registrados en las mediciones, el punto presenta un nivel mínimo de 0.88903 p.u. - 106.683V, con un 58.23% de mediciones fuera de los límites permitidos, durante el período de medición el transformador a entregado un total de 1025.85 Kwh de energía en malas condiciones. El transformador T0481 instalado en la calle Trajano Carrasco a la altura del ingreso a la parroquia Guapán con los siguientes indicadores de calidad Pst=5.6944, THD=21.4997. Usuario del tipo residencial con número de medidor 108519 perteneciente al señor Agustín Naula, ubicado en centro de la ciudad de Azogues tiene como tensión LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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nominal 127V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 116.84 V, de acuerdo a las mediciones realizadas en el mes de febrero se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.8035 p.u. -102.049V, el porcentaje de mediciones fuera de los límites es de 51.88% durante el período de medición se han registrado un consumo de 46.67Kwh en malas condiciones. El usuario del tipo residencial con número de medidor 117492 perteneciente al Club de Tropa de la Policía Nacional, ubicado en el sector rural de Llimpi en la parroquia Cojitambo tiene como tensión nominal 120V, el nivel mínimo permitido es de 0.92 pu es decir 110.4 V, de acuerdo a las mediciones realizadas en el mes de agosto se presenta un nivel mínimo de tensión de 0.8494 pu. esto representa 101.932 V con un 33.13% del total de mediciones de tensión fuera de los límites permitidos, durante el período de medición se han registrado un consumo de 9.93 Kwh en malas condiciones. 4.8.

RESUMEN DE PORCENTAJES ANUALES.

A continuación se presentan cuadros con los resúmenes de las mediciones que no cumplen con los límites establecidos en la regulación CONELEC 004/01. 100 80 60 40 20 0

NO CUMPLEN CUMPLEN

Fig. 4.6. Porcentajes mediciones en Transformadores de Distribución. 100 80 60 40 20 0

NO CUMPLEN CUMPLEN

Fig. 4.7. Porcentajes de mediciones en usuarios finales en B.T.

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10

Niveles de tensión Flicker Armónicos

5

0 2003

2004

2005

2006

2007

Fig. 4.8. Resúmenes anuales por parámetros considerados en la evaluación de transformadores de distribución. De acuerdo a los resultados que se presentan en la Figura 4.6. y Figura 4.7., podemos observar que en lo referente a transformadores de distribución, anualmente se tiene un promedio del 10.78% de mediciones que no cumplen con las exigencias establecidas en la regulación CONELEC 004/01, mientras que en lo relacionado con usuarios en baja tensión se tiene un promedio del 22.5% de mediciones que no cumplen con lo establecido, sin duda este ya es un problema en el control de calidad de energía, a pesar de que esta realidad existe en la EEACA, la empresa hasta el momento no ha recibido ninguna clase de penalización por parte del CONELEC, únicamente se han tenido observaciones y sugerencias por parte del ente regulador. De lo observado en la Figura 4.8., se tiene una mayor concentración de problemas en las variaciones de tensión y distorsión armónica, también se tienen problemas de flicker de corta duración, los problemas antes mencionados pueden tener una mutua relación, sin embargo por el momento solo se presentan los indicadores globales, más adelante dentro de este estudio se determinaran las causa de los mismos, así como la relación entre estos y sus posibles soluciones.

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CAPÌTULO V DETERMINACIÓN DE CORRECTIVOS (MÉTODOS DE SOLUCIÓN PARA PROBLEMAS CAUSADOS POR FLICKER, ARMÓNICOS Y VARIACIONES EN LA TENSIÓN) 5.1 INTRODUCCIÓN La señal eléctrica generalmente desde su proceso de generación hasta el consumo, es sometida o afectada por diferentes acciones o procesos, los cuales afectan de una manera positiva o negativa a su calidad, muchas de estas acciones son propias del sistema eléctrico y otras son ajenas o exteriores como el caso de afecciones por condiciones naturales, si embargo existen condiciones de funcionamiento propias de los consumidores que también se ven involucradas en la buena o mala calidad del servicio eléctrico. Con el paso de los años, se ha observado una permanente evolución en los proceso de generación, transmisión, distribución y consumo; la constante dinámica que se ha presentado en los aspectos relacionados con el servicio eléctrico han llevado a realizar esfuerzos conjuntos entre, generadores, distribuidores, fabricantes de equipos eléctricos y electrónicos, organismos de regulación y control; para mantener la calidad del servicio eléctrico de modo que la eficiencia en el uso de la energía eléctrica sea optima y permita alcanzar los más altos niveles de confiabilidad y características técnicas para el consumidor. Las empresa distribuidoras son las encargadas de suministrar a sus usuarios energía de calidad, libre de perturbaciones que involucren riesgo para sus procesos o equipos, para esto los organismos de regulación y control han establecido normas en las cuales se establecen los debidos procedimientos para el control de la calidad de energía. Los fabricantes de equipos están regidos por normas cuyos objetivos son hacer que los equipos producidos no sean fuentes contaminantes o generadores de perturbaciones que afecten negativamente al funcionamiento o pongan en riesgo otros equipos. El objetivo de un estudio de calidad de energía está orientado a evaluar los problemas de calidad: transitorios, armónicas, regulación de tensión, factor de potencia y fluctuaciones dinámicas de tensión, para determinar la afección que tienen sobre el sistema eléctrico, equipos y procesos de los consumidores finales, verificando el cumplimiento de las normativas vigentes. Esta evaluación permite identificar el origen de los problemas de manera que se pueda implementar en el menor tiempo posible a coste mínimo las correcciones necesarias y certeras para el mejoramiento de la calidad. Basados en los resultados obtenidos del análisis de mediciones de control de calidad de producto, se ha establecido la problemática existente en algunos de los LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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puntos del sistema de distribución de la EEACA, por lo cual se plantean soluciones prácticas y viables para mitigar las perturbaciones, es importante mencionar que dentro de los objetivos ideales está eliminar completamente las perturbaciones encontradas, sin embargo esto solo sucede de manera teórica puesto que en la práctica no se pueden suprimir en su totalidad las perturbaciones existentes, sin embargo se orienta de la mejor manera a cumplir con las normas de calidad, ofreciendo de esta manera al consumidor un servicio confiable.

A continuación se describen las diferentes técnicas para el control de: Armónicos, Flicker, Sags, Swell y Transitorios. En la Tabla 6.1 se muestra un resumen en función de la perturbación y su solución. Como se muestra en este resumen existen soluciones que pueden contrarrestar varias perturbaciones al mismo tiempo. MITIGATION Over Under Sags Interruptions Swells Transients Harmonics Notches DIVICE Voltage Voltage SA x BEES x x x x x x DSTATCOM x x x DSC x DUPS x x x x x x DVR x x x PFC x x x SMES x x x x x x SETC x x x x SSTS/MTS x x x SSCB x SVC x x x x ISC x EPS x x x x x APF(TF) x X x SA APF (TF) BEES DSTATCOM DSC DUPS DVR MTS PFC SMES SETC SSTS/MTS SSCB

Voltage Fluctuations x x x x x x

x

Surge arrester Active Power Filter or tuned filter Batery energy storage system Distribution static synchronous compensator Distribution series capacitor Dynamic uninterruptible power supply Dynamic voltage restorer Mechanical transfer switch Power factor controller Superconducting magneting energy system Static electronic tap changer Solid-state transter switch Solid-state circuit-breaker

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SVC ISC EPS

Static Var compensator Tryristor switched capacitor Uninterruptible power supply

Tabla 5.1. Métodos empleados para mejorar la calidad de energía

5.2

MÉTODOS PARA MITIGAR VARIACIONES DE TENSIÓN.

Existen en la actualidad una gran cantidad de marcas y modelos de estabilizadores de tensión. Aunque todos estos son diseñados y construidos con el propósito de entregar una tensión estable a su salida, a partir de una tensión de entrada que puede variar dentro de determinados límites, no todos utilizan el mismo principio de funcionamiento, ó son adecuados a los diferentes tipos de cargas. La razón de ser de los estabilizadores de tensión, se basa en el hecho de que, aún con los últimos adelantos técnicos y mejoras de los servicios en el área energética, no se han podido suprimir las frecuentes caídas o elevaciones de tensión en las redes de alimentación de energía eléctrica. Tampoco ha sido posible eliminar disturbios comunes como picos transitorios de alta tensión, interferencias de media y alta frecuencia y /ó ruidos eléctricos en general, que pueden provocar, no sólo un funcionamiento errático de los modernos equipos electrónicos, sino también su destrucción total. Cuanto más sofisticado y costoso es un equipo electrónico, tanto más sensible pareciera a los problemas de la tensión de la red. Es por ello que la mayoría de los usuarios de equipos de computación, o similares, han adoptado como regla de seguridad intercalar un estabilizador de tensión en la línea de alimentación de sus equipos. Esta regla se ha extendido al uso de artefactos hogareños, de oficina, e industriales, ya que los inconvenientes que puede provocar una tensión de alimentación incorrecta pueden llegar a ser muy costosos y los daños, irreversibles. Tipos de estabilizadores de Tensión:   

Estabilizadores por pasos. Estabilizadores continuos. Estabilizadores ferroresonantes.

Dentro de cada uno de estos tres grandes grupos, hay importantes diferencias entre marcas y modelos, ya que la tecnología utilizada por cada fabricante, no suele ser la misma, aún en equipos de similar potencia. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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5.2.1.

Estabilizadores por pasos

El principio de funcionamiento de éstos estabilizadores se basa en la elección de una u otra derivación de un autotransformador, según el valor de la tensión de entrada. El modo de operación se puede apreciar en la Figura 5.1. Si la tensión de entrada es correcta, el selector de paso se ubicará en la posición "B", si tensión de entrada es baja, lo hará en la posición "A", y si es alta lo hará en la posición "C".

Fig.5.1.

Estabilizador de Pasos (Funcionamiento)

Normalmente la elección de la derivación es realizada automáticamente, mediante conmutadores que operan comandados por un circuito electrónico de control. Este circuito de control compara un valor interno de referencia, con una muestra de la tensión de entrada ó salida. Según donde sea tomada la muestra, el equipo trabajará en el modo "lazo abierto" ó "retroalimentado". En la Figura 5.2., vemos un estabilizador que controla su tensión de salida de acuerdo a la tensión presente en la entrada, es el denominado sistema de lazo abierto.

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Fig.5.2.

Estabilizador Electrónico a Lazo Abierto

Este tipo de control es usado frecuentemente en estabilizadores de pequeña potencia y bajo costo. Su principal desventaja consiste en que la tensión de salida tendrá variaciones si se modifica la carga, ya que no existe un circuito que compense las normales caídas internas. En estabilizadores de mayor potencia, donde las cargas pueden variar significativamente, y donde se desea obtener una mayor exactitud de la tensión regulada, se utiliza el sistema "Retroalimentado". En esta configuración, que podemos observar en la Figura 5.3, las caídas internas son compensadas automáticamente, ya que el muestreo de tensión es tomado directamente desde los puntos de salida.

Fig.5.3.

Estabilizador Electrónico Retroalimentado

Como ya hemos visto, el principio de funcionamiento está basado en la correcta elección del paso de un autotransformador. Pero para conectar uno ú otro paso a la salida, se pueden utilizar diferentes elementos. 5.2.1.1

Estabilizador de Pasos con Conmutadores mecánicos (relés).

Los estabilizadores con relés son más adecuados para soportar sobrecargas transitorias, como por ejemplo, las producidas por arranque de motores ú otros equipos con muy alta corriente de arranque Figura 5.4. Como contrapartida tienen la desventaja de ser sistemas de menor velocidad de respuesta (por ser un sistema mecánico).

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Fig.5.4. 5.2.1.2

Estabilizador de Pasos con Conmutadores mecánicos

Estabilizador de Pasos con conmutación Electrónica (Triacs).

Los equipos con "Triacs", que son conmutadores electrónicos de estado sólido son mucho más veloces, pero son más sensibles a las sobrecargas ó cortocircuitos. En un estabilizador electrónico, la precisión de la tensión de salida no está relacionada con el tipo de conmutador utilizado, pero sí, su velocidad de respuesta a los cambios que se produzcan en la línea de entrada.

Fig.5.5.

Estabilizador de Pasos con conmutación Electrónica

La precisión en la tensión de salida de un estabilizador electrónico, está relacionada con la cantidad de pasos que el mismo posea y con el rango de la tensión de entrada dentro del cual se considera correcto su funcionamiento. En la Figura 5.6., vemos las características de la tensión de salida, al variar la tensión de entrada.

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Fig.5.6.

Características de tensión de un Estabilizador electrónico.

Como vemos en la Figura 5.6., la tensión de salida varía solamente un +/- 5 % del valor nominal (220V), para una variación de la tensión de entrada del + 10% al 20 %. Si deseamos aumentar la exactitud de la tensión de salida deberemos aumentar la cantidad de pasos (considerando que el rango de entrada deseado sigue igual). Si las expectativas de variación de la entrada fuesen menores, podríamos tener un estabilizador con menor rango de entrada y mayor precisión de salida, con la misma cantidad de pasos. Un Estabilizador Electrónico de Tensión no conforma, por si solo, una total y adecuada protección para los modernos equipos electrónicos. Ciertas funciones de protección deberán ser agregadas al diseño básico para lograr un mayor grado de confiabilidad en la energía que estamos suministrando a nuestro sistema. Los inconvenientes o daños provocados por picos transitorios de alta energía, interferencias de media y alta frecuencia, ruidos eléctricos, etc., pueden provocar daños mayores que una tensión de alimentación de bajo valor. En la Figura 5.7. se presenta el agregado de circuitos adicionales de protección al circuito básico de un estabilizador.

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Fig.5.7. 5.2.1.3

Estabilizador Electrónico con Protecciones

Estabilizador tipo Booster

Una variante muy importante dentro los estabilizadores por pasos lo constituye el denominado estabilizador "Tipo Booster". En este tipo de estabilizador, la corriente de la carga no circula por los elementos de conmutación (Triacs). La elevación ó reducción de la tensión de entrada tienen lugar en un transformador cuyo secundario está en serie con la línea y la carga. Variando la tensión del primario de dicho transformador se consigue la regulación de la salida. La inductancia propia del transformador serie, representa un factor de atenuación muy importante en la reducción de los ruidos de línea y picos transitorios. Otras características, como rango de operación y precisión del voltaje de salida se corresponden con lo mencionado para los estabilizadores por pasos. Se trata de equipos muy confiables, con una gran capacidad de sobrecarga, tanto instantánea como por largos períodos. Dadas las características constructivas, de uso y de costo, estos equipos tienen su nivel de aceptación más alto en las potencias por encima de los 10 kVA. En la Figura 5.8., podemos ver un circuito esquemático de estos estabilizadores.

Fig.5.8.

5.2.1.4

Estabilizador Tipo Booster.

Estabilizador con transformador separador.

Cuando las condiciones de la línea, ó los requerimientos de la carga, hacen necesario un equipo con salida totalmente aislada, se reemplaza el LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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autotransformador por un transformador separador. Esta importante característica es valida para todos los modelos de estabilizadores por pasos. Dentro del mercado se pueden encontrar estabilizadores con rango de entrada, tensión de salida y precisión especiales, con ó sin transformador separador, en potencias desde 500VA hasta 35 kVA, monofásico y en configuración trifásica estrella. En la Figura 5.9., podemos ver el esquema de un estabilizador con transformador separador incorporado.

Fig.5.9.

5.2.2.

Estabilizador con transformador separador.

Estabilizadores a Servomotor (Continuos)

El estabilizador Electromecánico Continuo utiliza, al igual que el estabilizador por pasos un autotransformador. La diferencia fundamental es que éste autotransformador se construye sobre un núcleo de hierro de forma toroidal, y parte de su bobinado se encuentra accesible, mecánica y eléctricamente. Sobre esa sección del bobinado se desliza una escobilla de carbón, que se sitúa en la posición correcta para obtener la tensión de salida deseada. El movimiento de la escobilla se lleva a cabo mediante un servomotor comandado por un circuito electrónico de control. En la Figura 5.10., vemos un esquema de este tipo de estabilizador.

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Fig.5.10. Estabilizador a Servomotor. El estabilizador a servomotor es muy utilizado para alimentar cargas que poseen corrientes de arranque importantes, (como por ejemplo motores), debido a su alta capacidad de sobrecarga momentánea. Debido a la forma constructiva del bobinado y la escobilla deslizante, éste estabilizador no presenta saltos en tensión de salida, al efectuar correcciones por variación de la entrada. Su desventaja radica, en que la velocidad de respuesta es mucho más lenta, que la de un estabilizador electrónico por pasos. Debido a su tiempo de respuesta, no es utilizado es sistemas de computación ó similares. Su uso fundamental se centra en la estabilización de la tensión en casas particulares, oficinas e industrias, donde la característica de las cargas principales suele ser altas corrientes de arranque (equipos de aire acondicionado, heladeras, bombas de agua, etc.). Son normales potencias de hasta 50 kVA, y pueden ser conectados en configuración monofásica ó trifásica. Los modelos de bajas y medias potencias son del tipo seco, con refrigeración natural o forzada, mientras que los de alta potencia son en baño de aceite. Estos estabilizadores no suelen incorporar sistemas de protección como filtros ó apagado por sobretensión, por lo cual si estas protecciones fueran necesarias, deberán ser solicitadas de manera especial. Se pueden adicionar circuitos especiales de corte por muy baja ó muy alta tensión, así como los supresores y filtros correspondientes para optimizar la operación del estabilizador.

5.2.3.

Estabilizadores Ferroresonantes.

El estabilizador Ferroresonante está constituido por un transformador especial de tres bobinados, en el cual uno de ellos se encuentra "sintonizado" con la frecuencia de la red, formando un denominado circuito tanque, que le permite absorber pequeñas y bruscas variaciones en la tensión de línea, (como microcortes ó transitorios). Poseen una elevada velocidad de respuesta y la tensión de salida no presenta saltos. En la Figura 5.11., vemos un esquema de éste tipo de estabilizador.

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Fig.5.11. Estabilizador Ferroresonante. Estos estabilizadores suelen entregar una tensión de salida muy estable, dentro de un amplio rango de entrada. Tienen un factor de atenuación de ruidos eléctricos muy alto, debido al transformador separador. Su velocidad de respuesta instantánea y la ausencia de saltos en la tensión de salida son otras de sus ventajas. Como contrapartida, estos equipos son ruidosos, tienen un muy bajo rendimiento emiten mucho calor, son voluminosos y pesados, y pueden distorsionar fuertemente la forma de onda de la tensión de salida cuando son utilizados con cargas no lineales. Su utilización más importante se da en la protección de aquellos equipos que necesitan una tensión muy estable y sin saltos, y una rápida corrección de las variaciones de entrada.

5.2.4.

Bobina de Petersen.

Fig.5.12. Conexión de la Bobina Petersen LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Consiste en una reactancia regulable que ajusta su impedancia a la capacidad del sistema, se aplica con el objeto de reducir los efectos de los huecos e interrupciones breves. Los sistemas de puesta a tierra resonantes cuentan con una reactancia variable monofásica (bobina Petersen) que se conecta entre el neutro del transformador y tierra (Figura 5.12.).En caso de falla a tierra monofásica, la corriente inductiva de la bobina cancela la corriente de falla capacitiva, de forma que la intensidad que circula por el punto de falla se reduce únicamente a la componente resistiva. Este tipo de conexión a tierra, permite adaptar la impedancia de la bobina a los cambios en la topología del sistema. Las ventajas que presenta esta solución frente a las tradicionales puesta a tierra rígida o puesta a tierra a través de impedancia son: 

La compensación de la corriente de falla disminuye la magnitud de dicha corriente a un nivel tal que el valor de los incrementos del potencial de tierra fijados por las regulaciones de seguridad eléctrica se puedan obtener con costes inferiores de las puestas a tierra.



Además, no es necesario modificar las instalaciones de puesta a tierra existentes, construidas en base a corrientes de falla superiores.



Al reducirse la corriente de falla a tierra, el número de aperturas-cierres automáticos de alta velocidad provocados por las fallas a tierra disminuye un 70-90% (frente al sistema más habitual de puesta a tierra a través de impedancia), lo cual reduce el número de despejes transitorios.



En condiciones de falla monofásica en el sistema se puede operar por espacio de horas, aun cuando persista la falla.



Este sistema de protección se ha instalado en varias subestaciones con buenos resultados. Se ha conseguido reducir el número de disparos por fallas transitorias en un 70%, lo que se traduce en una reducción del mismo porcentaje en el número de huecos e interrupciones breves.

Otras soluciones aplicables pasan por reducir la posibilidad de que se origine un cortocircuito, tal como cambiar líneas y acometidas aéreas por subterráneas,(tienen menor tasa de fallo al no estar sometidas al ambiente externo, suciedad, descargas atmosféricas); invertir en equipos y en mantenimiento, con el objeto de reducir fallas por acumulación de suciedad, degradación, o fallas por contacto con superficie arbórea; o instalar protecciones para mejorar el apantallamiento de las líneas aéreas contra descargas atmosféricas. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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5.3

MÉTODOS DE REDUCCIÓN DE ARMÓNICOS.

Los problemas del sistema de potencia asociado con los armónicos comenzaron a ser de interés general en la década de los 70, cuando dos desarrollos independientes tuvieron lugar. El primero era el embargo de petróleo, que condujo a incrementos en la electricidad y al ahorro de la energía. Las compañías de distribución de energía y los consumidores industriales comenzaron a instalar condensadores para el mejoramiento del factor de potencia. Para mejorar el factor de potencia fue necesario incrementar significativamente el número de capacitores conectados en el sistema de potencia. Como una consecuencia, ha habido un aumento igualmente importante en el número de circuitos sintonizados (resonantes) en redes de distribución y plantas. El segundo desarrollo involucrado fue la llegada de la era tecnológica de los tiristores en baja tensión. En los años 60, los tiristores fueron desarrollados para motores en DC y luego durante la década de los 70, utilizados para controlar la velocidad de motores AC. Esto resultó en una proliferación de pequeños convertidores operados independientemente sin técnicas de mitigación de armónicas. Aún con niveles de corriente de armónicas relativamente bajo, un circuito resonante puede ocasionar severos problemas de distorsión en la tensión e interferencia telefónica. Un circuito resonante paralelo puede amplificar los niveles de corriente armónica a un punto tal que produzca falla en los equipos. Los circuitos resonantes serie pueden concentrar el flujo de corrientes armónicas en alimentadores o líneas específicas al punto de producir interferencia telefónica de gran magnitud. Técnicas de Control de Armónicos. Cuando se ha identificado que el problema es a causa de armónicos, la solución mas adecuada, efectiva y mas utilizada en la actualidad es proporcionar un camino de baja impedancia en la barra de la carga para absorber las corrientes armónicas inyectadas al sistema. También existen otras alternativas tales como:    

Redistribuir las cargas y/o separar circuitos para aislar los equipos causantes de problemas o de los circuitos sensibles. Emplear transformadores y alimentaciones dedicadas. Duplicar al doble o mas la sección de los conductores de neutro para el caso de instalaciones con cargas no lineales que contaminan con el tercer armónico. Aumentar el nivel de corto circuito del sistema eléctrico.

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

Instalación de transformadores con factor K superior (K = factor de desclasificación).

Las soluciones anteriormente mencionadas no reducen la contaminación armónica, simplemente ocultan el problema haciendo mas robusto el sistema eléctrico. A continuación se describen las técnicas que si ofrecen una reducción de la contaminación armónica. 5.3.1.

LAS SOLUCIONES TRADICIONALES.

5.3.1.1. Reducir las corrientes armónicas de las cargas perturbadoras. Aparte de la solución evidente que consiste en escoger materiales no perturbadores, es posible limitar las corrientes armónicas de ciertos convertidores intercalando entre el punto de conexión y su entrada una inductancia, llamada de alisado. Esta disposición se utiliza sobre todo en rectificadores con condensador a la entrada. Pero, atención, esta solución disminuye la tasa global de distorsión en tensión aguas arriba de la inductancia, pero la aumenta en los bornes de la carga no lineal. 5.3.1.2. Disminuir la impedancia armónica de la fuente.

Fig.5.13. En la práctica consiste en conectar el elemento perturbador directamente a un transformador de la mayor potencia posible, o en escoger un generador con baja impedancia armónica (Figura 5.13). Destaquemos que es preferible, desde el lado de la fuente, utilizar varios cables en paralelo, de sección menor, que uno solo. Si estos conductores son suficientemente largos, la inductancia aparente se divide por el número de cables en paralelo. 5.3.1.3. Actuar en la estructura de la instalación. Hay que evitar conectar un receptor sensible en paralelo con cargas no-lineales o perturbadoras (Figura 5.14). Cuando se tiene un equipo de gran potencia fuertemente perturbador, es aconsejable alimentarlo directamente desde un transformador MT/BT independiente. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Fig.5.14. Distribución en Y para desacoplamiento por las impedancias naturales y/o adicionales. 5.3.2.

MÉTODOS PARA ENCERRAR ARMÓNICOS.

Consiste en limitar la circulación de los armónicos a la parte más pequeña posible de la instalación, con la ayuda de transformadores de acoplamiento adecuados. Una solución interesante es la utilización de transformadores con el primario en estrella (sin neutro) y el secundario en zig-zag. Este acoplamiento permite tener el mínimo de distorsión en el secundario. En efecto, en este caso, las corrientes armónicas de 3er orden no circulan por el primario del transformador y la impedancia Zs depende sólo de los arrollamientos del secundario. La inductancia es muy baja: Uccx ≈1% y la resistencia se reduce más o menos a la mitad, comparada con la de un transformador Δ/Y de la misma potencia. La Figura 5.15., y el cálculo que sigue permiten entender por qué las corrientes de pulsación 3.k.ω no se encuentran en el primario del transformador (corriente homopolar nula). Por ejemplo, la corriente que circula por el arrollamiento primario (N1), vale: 𝑁1 (𝑖 − 𝑖1 ) 𝑁2 3 Siendo: 𝑖1 = 𝐼1 3𝑘 = 𝐼 ∗ 𝑠𝑒𝑛(3𝑘ωt) 4π 𝑖3 = 𝐼3 3𝑘 = 𝐼 ∗ 𝑠𝑒𝑛(ωt + ) 3 𝑖3 = 𝐼 ∗ 𝑠𝑒𝑛 3𝑘ωt = 𝑖1 De donde

𝑁1 𝑖 − 𝑖1 = 0 𝑁2 3

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Fig.5.15. Transformador con secundario en Zig-Zag y atenuación de 3º Armónico. 5.3.2.1. Transformadores en configuración triángulo - estrella. Por medio del uso de transformadores en configuración triángulo estrella ( Δ-Y ), se consigue atenuar la influencia de los armónicos de secuencia homopolar (armónicos triples), ya que éstos armónicos circulan por los bobinados en triángulo quedando prácticamente “encerrados” dentro de los transformadores, de tal manera que éstos no se reflejan en los bornes de media tensión, sin embargo estos armónicos se encuentran circulando en primario del transformador lo cual provoca incrementos de temperatura. Del estudio de corrientes armónicas sabemos que la tasa de distorsión armónica total de corriente está conformada principalmente por corrientes de frecuencia de 180 Hz (3º armónico) podemos darnos cuenta que la THDI va a disminuir considerablemente, así como también la magnitud rms de las corrientes de fase. Es importante notar que la cancelación de armónicos se logra eficientemente cuando las cargas alimentadas son trifásicas de tal forma que las corrientes de fase sean iguales; cuando se tienen cargas monofásicas no se puede garantizar que las corrientes triples sean anuladas por completo ya que la heterogeneidad de las corrientes de fase ocasiona que los armónicos múltiplos de 3 no sean exclusivamente homopolares, por lo que existen componentes de corriente con dicha frecuencia en el primario del transformador, en estos casos la configuración triángulo – estrella garantiza la cancelación de las corrientes circulantes por el conductor neutro del lado de la carga.

Fig.5.16. Transformador en configuración triangulo estrella.

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5.3.2.2. Transformadores en configuración estrella – zig zag. Uno de los principales tipos de conexión de los transformadores correspondiente a esta categoría es: primario en estrella (sin neutro) y secundario en zig-zag. Esta conexión de los transformadores nos permite tener el menor porcentaje de distorsión armónica en el primario y por tanto en la red de media tensión; en este método, los amperios -vuelta de orden 3h se compensan en el devanado del secundario y por ende las corrientes armónicas no circulan por los arrollamientos del primario, con lo cual la impedancia solamente tiene dependencia netamente de los parámetros resistivo e inductivo del secundario, ofreciendo así el transformador una baja impedancia para estos armónicos; generalmente la inductancia es muy baja, L aproximadamente = 1% y la resistencia se reduce a alrededor del 50% de la correspondiente a un transformador triángulo – estrella ( Δ-Y) de igual potencia. La Figura 5.17., muestra el tipo de conexión indicado.

Fig.5.17. Transformador en configuración Zig-Zag. Esta solución se usa mucho en el caso de rectificadores de muy alta potencia, consiguiéndose fácilmente el reparto de corrientes entre las diversas ramas del puente. Se usa normalmente en los rectificadores para electrólisis (hasta 72 fases).

5.3.2.3. Transformadores con varios devanados secundarios. Este método de solución es muy utilizado en rectificadores de alta potencia, donde se aumenta el número de rectificadores y devanados secundarios con defasajes adecuados, pudiendo llegar a montajes de hasta 72 fases. En el caso de cargas trifásicas es posible eliminar ciertos rangos de armónicos mediante el uso de transformadores o autotransformadores que dispongan de varios devanados secundarios pero con cierto defasaje entre cada uno de ellos, este método generalmente es utilizado para los rectificadores estáticos de potencia.

5.3.2.4. Reactancia en configuración zig-zag en paralelo con la carga.

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Este método de solución al igual que en los dos primeros casos, permite disminuir notablemente la presencia de corrientes armónicas de secuencia homopolar, ya que la configuración en zig-zag en paralelo con la carga trifásica ofrece un camino de baja impedancia a las corrientes de orden 3h absorbidas por dicha carga, con esto se logra una gran atenuación de la corriente del neutro “aguas arriba” de su punto de conexión. Sin embargo la eficiencia de esta impedancia está directamente relacionada con la impedancia presente en el punto de conexión común (PCC). Cuando efectivamente las corrientes absorbidas por las cargas alimentadas son equilibradas, el uso de la reactancia en zig-zag proporciona un camino de retorno de baja impedancia a las corrientes homopolares, armónicos de tercer orden y múltiplos de tres, que cancelará la circulación de los armónicos de orden 3h en el lado de la fuente y por lo tanto reducen la corriente IN que circula por el neutro de la alimentación en la Figura 5.18 se indica la atenuación conseguida. En el caso de que las corrientes de fase no sean equilibradas no se logrará una total cancelación de los armónicos triples, sin embargo en este caso la corriente que circula por el neutro si se atenúa casi por completo.

Fig.5.18. Reactancia en zig-zag para mitigación de armónicos de corriente.

5.3.2.5. Inductancia

Limitadora.

Este método consiste simplemente en colocar una Inductancia limitadora en el lado de corriente alterna de los convertidores estáticos de potencia, con esto se logra aumentar la impedancia resultante de la línea, de tal forma que las corrientes se amortiguan notablemente, por tanto los armónicos se ven atenuados en su magnitud y con ello automáticamente se logra la disminución en la tasa de distorsión armónica total de corriente; esto implica que las corrientes armónicas generadas por cargas perturbadoras como pueden ser los convertidores de potencia no se ven reflejadas en puntos “aguas arriba” de la carga como en el PCC o hacia la misma fuente de alimentación. Si bien esta alternativa parecería ser una de las soluciones más óptimas en la mitigación de armónicos al ser sencilla, fiable y relativamente barata, podemos decir que su efectividad es LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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limitada ya que en primer lugar se necesitan generalmente inductancias de grandes dimensiones y en segundo lugar éstas inductancias ocasionan caídas de tensión que son proporcionales al valor de la inductancia.

Fig.5.19. Uso de Inductancia Limitadora en la reducción de armónicos.

5.3.3.

FILTROS PARA ARMÓNICOS.

Existe dos tipos de filtros: pasivos y activos. Los filtros pasivos solo utilizan condensadores, inductancias y resistencias. Los filtros activos utilizan elementos semiconductores para el control. 5.3.3.1. FILTROS PASIVOS. Sus características son restringidas puesto que generalmente están sintonizados a una sola frecuencia. Tienen un menor costo en equipo y su mantenimiento comparado con los filtros activos. A demás de su objetivo principal que es de limitar la circulación de armónico pueden cumplir funciones de corrección del factor de potencia. Tienen buen rendimiento energético (pocas pérdidas), excepto en los filtros pasa banda u otros filtros complejos que incluyen resistencias. Factores a ser Considerados para la Instalación de Filtros Pasivos.      

Definir el punto donde se instalara el filtro. Bien sea que se instalara en un punto común de acoplamiento o directamente en la carga contaminante. Ubicación y nivel de las cargas contaminantes. Presencia de condensadores de corrección de factor de potencia. Especificación de la capacidad de los condensadores de los filtros en rangos discretos. Espectro armónico a considerar. Variación de las cargas contaminantes. Se debe establecer si el filtro será fijo o deberá entrar por etapas en función del ciclo de carga.

Selección de filtros pasivos.

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La utilización de un filtro como solución al problema de armónicos requiere de un análisis detallado de la respuesta en frecuencia del sistema. Entre los criterios de selección del filtro se tienen los siguientes: 

El número de armónicos del sistema a atenuar. Dependiendo del número de armónicos existentes en el sistema, se puede determinar la cantidad de filtros (filtro sintonizado o dual) que se podrían ubicar para obtener una atenuación de las componentes armónicas. Esta minimización debe estar acorde con los límites establecidos por las normas.



Los requerimientos del filtro. Se hace referencia a la acción correctiva que se desee del filtro (compensación de reactivos, reducción de la distorsión armónica, regulación de tensión o todos). Cada requerimiento del filtro implica un diseño específico, tal que el objetivo para el cual se quiere se cumpla.



La energía de cada armónico. La magnitud de cada armónico está directamente relacionada con las pérdidas que estas componentes armónicas ocasionan en el sistema de potencia.

Ubicación de filtros pasivos. Existen dos opciones para ubicar un filtro pasivo para armónicos (ver Figura 5.20.)  

El alimentador de media tensión con el fin de disminuir las pérdidas del sistema. Cerca de la carga no lineal (baja tensión), para evitar la inyección de componentes armónicas de corriente al sistema por parte de la carga.

Fig.5.20. Posible ubicación de filtros pasivos Los criterios de ubicación del filtro son:

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

La existencia de cargas altamente contaminantes. Se debe ubicar el filtro en el lado de baja tensión; de esta forma el transformador de potencia sirve de amortiguador (aislante de armónicos) tanto de las corrientes armónicas provenientes de otras cargas como de las corrientes armónicas generada por la carga, lográndose aislar el problema.



La existencia de cargas armónicas distribuidas. Los filtros deben ser ubicados en media tensión y en lugares estratégicos (óptimos) para evitar la excesiva circulación de corrientes armónicas por el sistema.

Problemas de los filtros Pasivos. Uno de los mayores problemas de los filtros es que se produzca la desintonía de éstos. Los cuatro eventos más comunes que pueden dar como resultado una desintonización del filtro son:    

Deterioro de los condensadores, lo cual disminuye la capacitancia total y con esto aumenta la frecuencia a la cual el filtro fue sintonizado. Tolerancia de fabricación tanto en el reactor como en los condensadores. Variación de temperatura. Variación en el sistema.

Típicamente, los filtros se sintonizan aproximadamente entre un 3% y un 10% por debajo de la frecuencia deseada. Esto para tener la opción de una buena operación del filtro en un rango mayor de tiempo de vida útil. De los cuatro eventos mencionados anteriormente los tres primeros tienen que ver con variaciones propias de los elementos constitutivos de los filtros, mientras que el último depende de las variaciones del equivalente del sistema.

5.3.3.1.1.

Filtros Pasivos Serie (baja impedancia).

Los Filtros Series evitan el paso de una componente de frecuencia particular, desde el contaminante hacia alguna componente o parte del sistema de potencia, mediante la presencia de una gran impedancia serie a la frecuencia especificada. Estos constan de un inductor y un capacitor en paralelo que se posicionan en serie a la parte de la red que se desea proteger. Suele adicionarse un filtro pasa bajo generalmente se sintoniza entre el 9º y 11º armónico.

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Fig.5.21. Filtro pasivo serie para 5º y 7º armónico. La inductancia debe diseñarse para la corriente de carga. La inductancia y el condensador se deben aislar a la tensión de la red, al estar conectados en serie con la carga se debe tener presente la circulación de corrientes de carga y cortocircuito. La impedancia resultante luego de insertar el filtro pasivo serie se ve aumentada en su magnitud de acuerdo a la expresión:

Z  ZS  ZF Donde: Z= Impedancia Total Resultante. ZS= Impedancia de la fuente. ZF= Impedancia del filtro pasivo serie. 5.3.3.1.2.

Filtros Pasivos Paralelos o Shunt (alta impedancia).

Fig.5.22. Filtro Pasivo Paralelo Los Filtros Shunt o paralelo proveen un paso alternativo de muy baja impedancia para las frecuencias armónicas, y consisten en una rama resonante serie, compuesta por elementos RLC en conexión paralela con el sistema de alimentación. El filtro paralelo presenta mayores ventajas que el filtro serie porque: Es más económico, sólo transporta las corrientes armónicas para las que fue sintonizado, proporciona una parte de la potencia reactiva al sistema. Se pueden incorporar al filtro los condensadores para corregir el factor de potencia a frecuencia fundamental. Pueden obtenerse arreglos para características múltiples de filtrado. Existe una gran variedad de configuraciones de filtros, pero las más utilizadas son los “Filtros Sintonizados Simples” y los “Pasa Altos”.

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5.3.3.1.3.

Filtro Sintonizado Simple.

Fig.5.23. (a) Filtro sintonizado simple (b) Comportamiento en frecuencia Elimina una armónica determinada; consiste en un banco de condensadores conectado en serie con un inductor, la cual se conecta en paralelo con la carga. La frecuencia de sintonización debe ser: 1 fr  2 LC

 h  2fh , donde, h es el armónico al cual se desea sintonizar, ω es la frecuencia angular y f es la frecuencia fundamental. 2

V 1 XC   C QC Donde, Xc es la reactancia capacitiva, Qc es el valor de la potencia reactiva que el filtro va a suministrar en cada rama, V es la tensión nominal. 1 CF  2. . f . X C

  1 LF     2. .60.h. X C  X LF   h .L F RF 

2

X Lh Q

Donde, Q es el factor de calidad del filtro, R es la resistencia interna del inductor. El factor de calidad del filtro, determina la forma de la característica de impedancia, y hace que ésta sea más o menos estrecha o abrupta. Este filtro se sintoniza a la frecuencia armónica h que se desea eliminar; o sea que, para esta frecuencia, las reactancias inductiva y capacitiva son iguales y por LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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lo tanto se anulan, entonces la impedancia que presentará el filtro para esta frecuencia es mínima, y absorberá gran parte de la corriente armónica contaminante. La impedancia de la configuración del filtro sintonizado simple es:

1   Z  RF  j LF   C   5.3.3.1.4.

Filtros Pasa Altos o Amortiguadores.

Fig.5.24. (a) Filtro Pasa alto (b) Comportamiento en frecuencia. Se emplean cuando las armónicas no tienen frecuencia fija o para eliminar un amplio número de frecuencias armónicas. Esta configuración puede reemplazar un grupo de filtros sintonizados simples, disminuyendo de esta manera los costos. Los parámetros se calculan con las ecuaciones: X  h  2fh ; RF  Lh Q La impedancia de este filtro viene dada por:  1 1 1 Z     C F  R F j L F

  

1

Este filtro, al igual que el sintonizado simple, se sintoniza a alguna frecuencia específica; pero debido a que posee una característica amortiguada producto de la resistencia en paralelo con la inductancia, presenta una baja impedancia para la frecuencia de sintonía y superiores a ésta. O sea que, absorbe corrientes armónicas -si existen- de frecuencias desde la de sintonía en adelante. Para frecuencias menores a la sintonía, el filtro presenta impedancias altas. El factor de calidad de este filtro es bajo, y al igual que el sintonizado simple, controla la característica de la impedancia. Ventajas: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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 

Atenúa un amplio espectro de frecuencias armónicas de acuerdo a la elección del valor de la resistencia, sin la necesidad de subdivisión en ramas paralelas. Es muy robusto frente a problemas de pérdida de sintonía comparado con el filtro sintonizado simple.

Desventajas:   

Origina una frecuencia de resonancia paralela al interactuar con la red. Las pérdidas en la resistencia y en el inductor son generalmente altas. Para alcanzar un nivel similar de filtrado, que el sintonizado simple, el filtro pasa altos necesita ser diseñado para una mayor potencia reactiva.

5.3.3.1.5.

Circuito del filtro Desintonizado.

El capacitor junto con un reactor forma un circuito resonante serie. Este filtro puede ser sintonizado a una de las frecuencias armónicas que estén en la red. Si la frecuencia de resonancia del circuito está desviada de la frecuencia de la armónica entonces se lo llama circuito de filtro desintonizado. Por el contrario si la frecuencia de sintonía se ajusta próxima a la frecuencia de la armónica entonces se lo llama circuito de filtro sintonizado. Es importante estudiar el comportamiento de la impedancia de un circuito resonante serie, entender la construcción del filtro. Reactancia del inductor:

X L  2. . f .L (La reactancia inductiva aumenta con el incremento de la frecuencia) Reactancia de un capacitor:

1 2. . f .C frecuencia) XC 

(La reactancia capacitiva disminuye con el incremento de la

Impedancia de la red:

Z  XL  XC f  f RES ( Z  X L  X C )  0 LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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La reactancia del circuito resonante serie es de naturaleza capacitiva en este rango de frecuencias. El circuito filtro es capaz de proveer la potencia reactiva capacitiva para la compensación de la energía reactiva a 60 Hz. También siendo de naturaleza capacitiva; el filtro forma un circuito resonante paralelo con las impedancias de la red y de la carga. La frecuencia de resonancia de este circuito resonante paralelo es menor que la frecuencia de resonancia propia del circuito del filtro. No se observan efectos de resonancia si no existen armónicas en este rango de frecuencias.

(Z  X L  X C )  0 La reactancia capacitiva e inductiva son iguales. La impedancia del circuito es de naturaleza óhmica y muy pequeña en magnitud. Aún hasta pequeñas tensiones armónicas causarían muy grandes corrientes de inserción a esta frecuencia. (Z  X L  X C )  0 La reactancia del circuito resonante serie es de naturaleza inductiva para frecuencias por encima de f RES . El filtro siendo de naturaleza inductiva no forma ningún circuito resonante con las impedancias de la red ni de la carga. De esta manera la posibilidad de resonancia más allá de la frecuencia de resonancia está inhibida. Consideremos un filtro resonante serie conectado en una red con la finalidad de eliminar la 5 armónica (300Hz a frecuencia industrial de 60 Hz). Si el circuito resonante serie está sintonizado a una frecuencia de 255 Hz, entonces a todas las frecuencias armónicas presentes, el filtro actúa como un componente inductivo y se elimina la posibilidad de resonancia a la 5 armónica. La impedancia ofrecida a la 5 armónica es menor que la del capacitor solo. Esto significa que el filtro resonante serie absorberá cierta parte de la 5 armónica. El factor de desintonía p(%) refleja la relación entre la reactancia del inductor y la reactancia del capacitor a la frecuencia fundamental. La frecuencia de resonancia de un circuito filtro resonante serie se indica indirectamente por p. La relación entre p y f R está dada por:

Absorción armónica Los capacitores desintonizados absorben corrientes armónicas. El grado de absorción de armónicas está determinado por la frecuencia de resonancia del circuito serie. El grado de absorción de corriente armónica aumenta a medida que la frecuencia se corre hacia la armónica vecina. Cuanto menor sea la impedancia del circuito oscilante serie, mayor será el grado de absorción de la corriente LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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armónica. La carga del sistema por corrientes armónicas se reduce en la misma proporción. Cálculo de bancos de capacitores desintonizados Los siguientes son lo puntos importantes en el diseño de bancos de filtros de capacitores desintonizados. 

Cálculo y definición de la potencia capacitiva total y la potencia por paso.



Selección del grado de desintonía.

Cálculo del aumento de la tensión por el reactor serie. Los reactores conectados en serie con los capacitores causan un aumento de la tensión sobre el capacitor, por lo tanto estos deben tener una tensión nominal mayor que la tensión nominal de la red. El aumento de tensión sobre los capacitores se calcula por:

UC = Aumento de tensión; UN = Tensión Nominal de suministro. P = Factor de desintonía. Seleccionar la tensión nominal disponible del capacitor inmediatamente superior al valor calculado. Ejemplo: Con UN = 400 V y p = 7%, resulta UC = 430 V Se debe seleccionar un capacitor de 440 V de tensión nominal. Esta es la razón por la cual los capacitores de bancos estándar no pueden ser usados para construir filtros desintonizados y tienen que ser reemplazados por otros con mayor tensión nominal de servicio. Cálculo de la potencia requerida del capacitor. 𝑝

𝑈𝐶2

𝑄𝐶 = 1 − 100 ∗ 𝑈 2 ∗ 𝑁𝐶 ; 𝑁

𝑝 100

1−

𝐶 = 𝑁𝐶 ∗ 𝑈 2 ∗2∗𝜋∗𝑓 𝑁

QC = Potencia del capacitor crítica; NC = Potencia total del banco; Capacitancia

C =

Cálculo del valor de la inductancia: 𝐿=

𝑝 100 ∗ 4 ∗ 𝜋 2 ∗ 𝑓 2 ∗ 𝐶

L = Inductancia LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Dimensionamiento del reactor del circuito de filtro. ILIN Límite de la linealidad del núcleo Los reactores con núcleo de hierro de los circuitos de filtro tienen un riesgo de saturación con el aumento de la magnetización. ILIN es un parámetro importante para el dimensionamiento del reactor. Un estándar bien probado es: ILIN = 1,2*(I1+I3+I5+I7), con L= 0.95*LN, donde LN = Valor de fase de la inductancia. La saturación magnética del reactor causa una disminución en la constante de permeabilidad magnética y provoca la disminución de la inductancia del reactor. Con la disminución de la inductancia la frecuencia de desintonía aumentará de acuerdo a la siguiente fórmula: 1 fR  2 * * L * C Consideremos un filtro desintonizado con un factor de desintonía del 7%. La reducción de la inductancia debido a la saturación provocaría que la frecuencia de sintonía se aproximara en forma cercana a la 5ª armónica. Debido a una menor impedancia ofrecida una gran cantidad de la 5ª armónica sería tomada de la red. La alta corriente circulante debido a la 5ª armónica mantendrá constantemente al reactor en saturación. Por lo tanto los reactores deben ser dimensionados de forma tal que con la suma aritmética de todas las corrientes máximas existentes (corriente nominal, armónicas, control remoto por audio frecuencias) las características magnéticas del reactor todavía se mantengan en la zona lineal. Si I >ILIN, las características tensión – corriente del reactor ya no son lineales y el reactor mismo producirá armónicas. ITÉRMICA ITÉRMICA es un parámetro importante para el dimensionamiento eléctrico del reactor. El standard industrial es ITH = 1,05 * IRMS

I RMS  I12  I 32  I 52  I 72  ...... = Corriente Eficáz En términos de pérdidas es importante saber que frecuencias y amplitudes se usan. Mayores frecuencias causan pérdidas mucho mayores comparadas con la corriente a frecuencia nominal. Clase de temperatura, pérdidas, costos de energía. Los reactores de bajo costo causan mayores pérdidas y por lo tanto disipación a alta temperatura y altos costos de energía. El costo adicional de reactores más caros se amortiza en poco tiempo por la reducción de costos de energía. Pero lo LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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más importante son los aspectos térmicos. La siguiente tabla compara las clases de temperatura T40/H y T40/B. T40/H T40/B Dimensiones Menores Mayores Peso Menor Mayor Precio Menor Mayor Pérdidas Eléctricas Mayores Menores Temperatura Mayor Menor Costos de energía Mayor Menor Expectativa de vida Menor Mayor Tabla. 6.2.

Que es el factor de desintonía. El factor de desintonía se define de la siguiente forma. 2

 f   * 100 P   f  RES  El factor de desintonía p (en %) es la relación entre las reactancias del reactor y del capacitor. 𝑋𝐿 𝑝= = 100 ∗ 4 ∗ 𝜋 2 ∗ 𝑓 2 ∗ L ∗ C 𝑋𝐶

Los filtros son generalmente diseñados para un factor de desintonía de 7%. La razón para la popularidad del factor de desintonía 7% es la efectividad de costo obtenida por la optimización de componentes a esta frecuencia de resonancia, y buena protección del equipamiento, así como también una cierta reducción de las armónicas. Selección del factor de desintonía. Debido a la continua variación de las condiciones de carga el punto de resonancia paralelo se mueve constantemente. Si la frecuencia de resonancia del circuito del filtro iguala la frecuencia de una armónica presente, provocaría la sobrecarga de los capacitores. Para evitar tal condición el filtro se sintoniza por debajo de la menor armónica presente en el sistema. El rango de armónicas presentes en un sistema determina el grado de desintonía a usar. Como se explicó, los filtros desintonizados absorben armónicas en los sistemas de energía. Menor factor de desintonía significa mayor absorción de armónicas. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Protección de bancos de capacitores y otros equipos de la resonancia. Los inductores para la aplicación de filtros son diseñados para una clase de temperatura particular. Esta clase de temperatura determina la máxima temperatura permisible del reactor. La temperatura del reactor se mantiene dentro de límites seguros con la ayuda del correcto dimensionamiento en la fase de diseño y la correcta ventilación durante la operación. Sin embargo debido a mayores temperaturas ambiente y a la carga de armónicas la temperatura puede subir a mayores niveles. Para detectar esta temperatura y evitar daños eléctricos y accidentes un microswitch térmico se coloca dentro del bobinado del inductor que se puede conectar en serie con la bobina del contactor para desconectar el circuito de filtro en caso de sobretemperatura. 5.3.3.2. COMPENSADORES ACTIVOS Hasta ahora hemos presentado las técnicas y los sistemas pasivos correspondientes utilizados para reducir las perturbaciones producidas por los armónicos. Todos estos sistemas modifican las impedancias, las razones de impedancias se oponen o facilitan la circulación de ciertas corrientes armónicas. Hay otros caminos para controlar la impedancia que pasan por la utilización de los convertidores estáticos cada vez con mejores prestaciones, al ir incorporando las constantes mejoras de los semiconductores de potencia. Los IGBT han permitido el desarrollo industrial de convertidores de potencia capaces de garantizar que no produzcan perturbaciones en el punto de conexión, y después el saneamiento de las redes con filtros compensadores activos. El muestreo senoidal es una técnica que permite a los convertidores estáticos absorber una corriente muy próxima a una senoidal y, además, con un cos 𝜑 próximo a la unidad. Un filtro activo es un dispositivo que utiliza, al menos, un convertidor estático para satisfacer la función de compensación activa de armónicos. Este término genérico agrupa por tanto una multitud de sistemas, que se diferencian por:    

El número de convertidores utilizados y su forma de asociación. Su tipo (fuente de tensión, fuente de corriente). Las leyes generales de regulación aplicadas (compensación en corriente o en tensión). La adición eventual de componentes pasivos (incluso también filtros pasivos).

Todos estos sistemas activos tienen en común el que todos generan tensiones o corrientes que se oponen a los armónicos creados por las cargas no lineales. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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5.3.3.2.1.

Compensador activo tipo serie

Fig.5.25. Compensador activo serie. Este tipo de compensador conectado en serie con la red de distribución neutraliza tanto las corrientes armónicas generadas por las cargas perturbadoras como la distorsión de tensión que se encuentre presente en el sistema de alimentación, este compensador se usa muy poco. Su misión es la de permitir la conexión de una carga sensible a una red con perturbaciones, para bloquear las fuentes de tensiones armónicas que proceden de las fuentes aguas arriba. Pero, de hecho, esta solución para anular las perturbaciones aguas arriba tiene poco interés, porque:   

La calidad de la energía en el punto de conexión es, en la mayor parte de los casos, satisfactoria, No es fácil la inserción de un módulo en serie, porque tendría que soportar las corrientes de cortocircuito. En una red es más eficaz actuar sobre las causas mismas de la distorsión de la tensión (las fuentes de corrientes armónicas).

5.3.3.2.2.

El compensador activo shunt.

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Fig.5.26. Compensador activo shunt. Este compensador tiene como objetivo minimizar o incluso anular en el punto de conexión los armónicos de la corriente (o de la tensión), inyectando una corriente (o una tensión) adecuada. Con la condición de que el dispositivo sea capaz de inyectar en cada instante una corriente cuya componente armónica sea de la misma amplitud que la de la carga y en oposición de fase, entonces la suma algebraica de corriente en A (Fig 6.26.) garantiza que la corriente entregada por la fuente es una senoidal pura. La combinación de carga perturbadora + compensador activo constituye una carga lineal. Este tipo de dispositivo resulta especialmente válido para la depuración de las redes BT, sea el que sea el punto de conexión escogido y el tipo de carga, puesto que este dispositivo se auto-adapta. Conseguimos así, según el nivel de inserción:  

Una compensación local: si el compensador está asociado a una carga no lineal. Una compensación general: si la conexión se realiza en la fuente de alimentación.

El compensador activo shunt constituye por tanto una fuente de corriente independiente de la impedancia de la red, y tiene la característica intrínseca de que su banda pasante es suficiente para garantizar la supresión de las componentes armónicas mayoritarias de la corriente de la carga. Hay que destacar también que la misión de este dispositivo no es poner en fase las componentes fundamentales de U y de I: la inserción de un compensador LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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activo no tiene ninguna influencia sobre el factor de potencia. Sin embargo, si la carga a compensar es un rectificador polifásico, sí que se consigue mejorar realmente de forma apreciable el factor de potencia general, puesto que el factor de deformación se acerca a la unidad y el cos 𝜑 de un rectificador (no controlado) es también próximo a la unidad. Pero se trata más de un efecto secundario. Generalmente los compensadores de este tipo tienen un rango de espectro de frecuencia sobre el cual actúa, el mismo que típicamente corresponde a: 2≤ h ≥25, esto significa que solamente para los armónicos comprendidos en este rango se realiza la compensación indicada; sin embargo tenemos que tener claro que por sobre el 25º armónico se tienen amplitudes muy bajas y a veces casi nulas, por tanto, el que no se esté actuando sobre ellos para realizar su anulación correspondiente no tiene mayor influencia en las tasas de distorsión armónica total de corriente o tensión. Modelamiento de un compensador activo Shunt. Este filtro activo puede ser modelado como una fuente de corriente controlada que suministra una intensidad de compensación en paralelo con la carga, Figura 5.27. El compensador incluiría una etapa de control, que calcula la referencia de la intensidad de compensación a inyectar en el sistema, y una etapa de potencia, un inversor constituido por dispositivos interruptores, que sigue esa intensidad de referencia.

Fig.5.27. Circuito equivalente del sistema Compensador Activo Shunt. Pueden utilizarse distintas estrategias de compensación para el control del filtro activo. La más básica sería la de suministrar los armónicos de corriente de la carga. La estrategia utilizada en este trabajo se basa en la teoría vectorial de la potencia eléctrica. La intensidad de referencia usada para el control del inversor se muestra en la ecuación: 𝒊𝑪,𝒓𝒆𝒇 = 𝒊𝑳 −

𝑷 ∗𝒗 𝑽𝟐

Siendo iL: vector de intensidades de la carga P: potencia media consumida por la carga

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𝑃=

1 𝑇

𝑇

𝑢𝑇 ∗ 𝑖 𝑑𝑡

0

u: vector de tensiones de alimentación v: vector de tensiones sin componente homopolar V2: norma de v 𝟏 𝑻 𝑻 𝑽𝟐 = 𝒗 . 𝒗 𝒅𝒕 𝑻 𝟎 La etapa de potencia del filtro activo, un inversor dc-ac, sigue esta señal de referencia e inyecta en el sistema corrientes de compensación que consiguen que las corrientes de alimentación resulten sinusoidales, equilibradas, y en fase con las tensiones. Las prestaciones de este filtro activo en cuanto a la posibilidad de establecer estrategias de compensación complejas son muy altas. No aparecen problemas de resonancias, y el comportamiento dinámico es muy adecuado.

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5.3.3.3. COMPENSADORES CON ESTRUCTURA HÍBRIDA

Fig.5.28. Circuito equivalente del sistema Compensador Híbrido.

Estos compensadores utilizan simultáneamente los filtros pasivos y los compensadores activos, esta combinación permite aprovechar de una manera más eficiente las características presentes en los compensadores activos, consiguiendo al mismo tiempo en muchos casos disminuir la potencia de dichos dispositivos, ya que se sintoniza el filtro pasivo para algún armónico que presenta altas magnitudes, esto reduce notablemente los costos de inversión puesto que los compensadores activos debido a su altas prestaciones y tecnologías utilizadas tienen costos representativos.. Existen varias combinaciones posibles; aquí se presentarán tres.    5.3.3.3.1.

Estructura Híbrida Paralelo/Serie. Estructura Híbrida Serie/ Paralelo. Asociación en paralelo de filtros pasivos y compensadores activos. Estructura Híbrida Paralelo/Serie.

Fig.5.29. Filtro Híbrido Paralelo/Serie.

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En el esquema de la Figura 5.29., se presentan los principales subconjuntos de esta estructura dada por:  

Uno o varios conjuntos de filtros pasivos resonantes (Fi) conectados en paralelo con las cargas perturbadoras. Un compensador activo, constituido por: un acoplador magnético (Tr), cuyo primario se conecta en serie con un filtro pasivo, un inversor (MUT), conectado en el secundario magnético.

En esta estructura el o los filtros activo(s), y pasivo(s) se conectan en serie entre sí, pero a su vez el conjunto formado se instala en paralelo con la carga El compensador activo se hace trabajar de manera que: Vfa = K x ISH Donde: Vfa: tensión en bornes de acoplador magnético, K: valor en ohm, fijado para cada armónico, ISH: corriente armónica procedente de la fuente. En esta configuración, el compensador sólo trabaja sobre las corrientes armónicas y mejora la eficacia de los filtros pasivos:  

Evita la amplificación de tensiones armónicas aguas arriba a frecuencias de antirresonancia de los filtros pasivos. Atenúa mucho las corrientes armónicas entre la carga y la fuente al bajar la impedancia del conjunto (con filtro pasivo y compensador activo).

Puesto que no es la totalidad de la corriente de red la que atraviesa el compensador activo, sus dimensiones (y en especial las del acoplador magnético) pueden reducirse. Por tanto, esta estructura se adapta bien para trabajar redes de tensión y potencia elevadas al asegurar la puesta en fase de las componentes fundamentales. Su principal inconveniente es que los filtros pasivos se diseñan en función de la naturaleza de la carga, lo que obliga a hacer un estudio previo. 5.3.3.3.2.

La estructura híbrida serie/paralelo.

Esta estructura presenta los principales subconjuntos existentes en la estructura paralelo/serie, con la diferencia de que el o los filtro activos se conectan en serie con la carga y el (los) filtro (os) pasivos se conectan el paralelo con la carga, Figura 5.30. Bajo esta configuración el compensador activo genera una tensión que se opone a la circulación de las corrientes armónicas hacia la fuente, por tanto LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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se comporta como una impedancia que obliga a las corrientes armónicas a circular desde la carga perturbadora hacia los filtros pasivos, lo que implica una mayor eficacia en la actuación de los filtros pasivos en paralelo, al mismo tiempo el compensador activo permite aislar la carga de las componentes armónicas previamente existentes en la fuente de alimentación y además impide la posibilidad de que se produzca sobrecarga en los filtros pasivos. Es conveniente destacar que esta topología crea problemas de dimensionamiento y de protección del acoplador magnético, puesto que por éste último circula toda la corriente de la carga, y porque, en caso de cortocircuito, lo somete a una onda de corriente de valores muy elevados. Una solución para estos problemas puede ser el utilizar un transformador con un arrollamiento secundario adicional Figura 5.31.

Fig.5.30. Serie/Paralelo Híbrido.

Fig.5.31. Modificación Serie/Paralelo. 5.3.3.3.3. Asociación en Paralelo de Filtros Pasivos y Compensador Activo.

Fig.5.32. Filtros pasivos y activos en paralel o shunt. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Su principio consiste en conectar en paralelo uno o varios filtros pasivos sintonizados y un compensador activo shunt (Figura 5.32). Aquí además las acciones del compensador activo y del filtro pasivo se complementan. Se puede limitar la función del compensador activo solamente a los rangos sobre los que no actúan los filtros pasivos. Esta estructura permite, según los casos:   

Mejorar la compensación conseguida sólo con filtros pasivos. Limitar el número de rangos de los filtros pasivos. Mejorar las prestaciones sólo del compensador activo (para una misma potencia eficaz de dicho compensador). Sin embargo, esta combinación no permite evitar las sobrecargas de los filtros pasivos ni los efectos de la antirresonancia con la impedancia de la red.

Fig.5.33. Comparación de los principales tipos de filtros. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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5.4 MÉTODOS DE MITIGACIÓN DE FLICKER Técnicas de Control de Flicker. Existen varias técnicas de control de fluctuaciones rápidas de tensión (flicker) algunas de ellas son:     

Reguladores de tensión. Modificación de la Carga Perturbadora. Modificación de la Red. Volante de Inercia (UPS Rotativo). Técnicas de Control de Sag, Swell y Transitorios.

Los reguladores de tensión son métodos muy eficaces que se pueden emplear para mitigar el efecto flicker en redes de distribución, estos se presentaron como soluciones para corrección en problemas de variación de tensión, por lo cual no se presentan en esta sección, pero de igual manera pueden ser utilizados con excelente respuesta frente a la presencia de flicker.

5.4.1.

Modificación de la Carga Perturbadora.

Las fluctuaciones rápidas de tensión se pueden atenuar modificando el ciclo de trabajo de la carga perturbadora: el ritmo de operación en las soldadoras, la rapidez de rellenado de los hornos de arco, el modo de arranque de un motor cuando es directo y frecuente puede ser llevado a un tipo de arranque que disminuya la sobreintensidad. 5.4.2.

Modificación de la Red.

Según el contexto de la red, se consideran dos métodos:  

Distanciar (aislar) la carga perturbadora de los circuitos de iluminación. Aumentar la potencia de cortocircuito de la red disminuyendo la impedancia en el punto de acoplamiento común.

Para aplicar estas técnicas de control se pueden considerar los siguientes esquemas:

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    5.4.3.

Conexión de los circuitos de iluminación lo más cerca posible del transformador que lo alimenta. En BT, aumento de la sección de los conductores. Conexión de la carga perturbadora a una red de tensión mayor. Alimentación de la carga por un transformador independiente. Volante de Inercia (UPS Rotativo).

En casos donde la carga mecánica giratoria provoque fluctuaciones rápidas de tensión, la inserción de un volante de inercia sobre el eje del motor las reduce. Estos mecanismos forman parte de un sistema de alimentación ininterrumpible llamado UPS Rotativo, los cuales cuando aparece una tensión baja (causada por mayor demanda de potencia mecánica), liberan la energía mecánica almacenada, manteniendo la tensión de alimentación.

Fig.5.34. Volante de Inercia. 5.4.4.

Técnicas de Control de Sag, Swell y Transitorios.

Una solución común a este problema (Sags) es alimentar a los controladores electrónicos con un transformador de tensión constante u otro dispositivo de mitigación, para proporcionar la señal adecuada al controlador durante una caída de tensión. En general los dispositivos electrónicos que cuentan con una batería de respaldo no deben ser afectados por las reducciones de tensión de corta duración. Las técnicas más frecuentes se presentan a continuación.      

Compensador Serie Estático (SSC). Regulador de Tensión Estático (SVR). Switch de Transferencia (TS). Suplidor de Potencia Ininterrumpible (UPS). Supresores de Transitorios (TVSS). Reactancias y capacitores controlados.

5.4.4.1. Compensador Serie Estático (SSC): El propósito de un compensador estático en serie (SSC) es mitigar los efectos que los huecos de tensión y las interrupciones producen a un cliente de carga sensible. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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El dispositivo se basa en electrónica de potencia, debido a que se conecta en serie directamente al circuito de distribución primario. El principio básico de funcionamiento es la inyección de energía al sistema capaz de compensar los efectos de las perturbaciones descritas. La limitación de este equipo es que solo es capaz de mitigar huecos de hasta 50% de la tensión nominal.

Fig.5.35. Configuración básica del SSC utilizando energía afectada de la línea. 5.4.4.2. Regulador de Tensión Estático (SVR). El regulador de tensión estático emplea configuración y variaciones de tiristores para que el SVR pueda lograr la corrección de tensión dentro de aproximadamente un ciclo, aportando energía reactiva. Sin embargo, este tipo de dispositivo está generalmente limitado en su objetivo de proporcionar la corrección para huecos de tensión cuando la tensión mínima se encuentra por debajo del 50% aproximadamente de la tensión normal. Hay varios posibles arreglos del circuito para el regulador de voltaje estático (SVR) donde se presenta en la siguiente figura:

Fig.5.36. Regulador de tensión estático SVR.

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Se puede calcular el porcentaje de reducción de flicker instalando un SVC con la siguiente ecuación: S RSVC  1  0.75  SVC Sf De donde: RSVC= factor de reducción del flicker. SSVC= potencia del compensador. (en VAR). Sf = potencia de la carga perturbadora (en VA). 5.4.4.3. Switch de Transferencia (TS). Este equipo es diseñado para proteger las cargas críticas de las perturbaciones en los sistemas de distribución, esto se logra transfiriendo la carga crítica hasta otro sistema en mejores condiciones, en ese instante de tiempo donde esté presente la perturbación, dentro de este equipo de protección se encuentran dos variaciones: 1- Switch de transferencia mecánica. 2- Switch de transferencia estático (a su vez dentro de este tipo se encuentran variaciones dependiendo de los elementos utilizados en su construcción). a. Tiristor (SCR). b. Tiristor apagable por compuerta (GTO). c. Switch de transferencia mecánico de alta velocidad (HSMTS). d. Switch de transferencia híbrido. A continuación se muestra el diagrama característico de funcionamiento del equipo en su principio básico.

Fig.5.37. Conexión de un Switch de transferencia. 5.4.4.4. Suplidor de Potencia Ininterrumpible (UPS). Estos pueden operar de dos formas: en línea o como respaldo. Garantizan la continuidad en la alimentación de cargas críticas, sin ningún tipo de transición. Con un inversor con PWM se puede obtener ondas de muy bajo contenido armónico hacia la carga.

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Fig.5.38. Esquema de un UPS. La configuración esencial esta dada por un rectificador, inverso, banco de baterías, interruptores estáticos, y un bypass, esta configuración introduce armónicos hacia el sistema, de magnitudes dependientes de su carga (alimentación del inversor y carga de baterías). Los nuevos UPS están diseñados con rectificadores que emplean la técnica PWM, con baja inyección armónica de baja frecuencia al sistema. 5.4.4.5. Supresores de Transitorios (Transiente Voltaje Surge Supresor TVSS). Estos se tratan de un elemento conectado en paralelo con el receptor, que posee una impedancia muy elevada para valores cercanos a la tensión nominal de dicho receptor y muy baja, respecto de la de este, a partir de un valor determinado de tensión superior a la nominal. 5.4.5. Reactancias y capacitores controlados 5.4.5.1. Reactancia en serie. Se utiliza en combinación con hornos de arco alcanzando una reducción de flicker de hasta el 30%, esta se conecta en serie con la alimentación del horno aguas abajo del PCC (Fig. 5.39.). El efecto de instalar una reactancia en serie es que esta reduce la potencia de corto circuito del horno de arco, estabiliza al horno de arco ya que las variaciones de tensión son menos bruscas y el funcionamiento el funcionamiento se hace menos aleatrio. La modificación de la magnitud de la reactancia depende de los valores de Xf o Sccf. La única desventaja de la instalación de una reactancia es que consume potencia reactiva perjudicando al factor de potencia.

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Fig.5.39. Reactancia Serie. 5.4.5.2. Reactancia shunt saturada. Por su característica de saturación se emplea para reducir las fluctuaciones de tensión causada por los swells, pero no corrige los sags ya que en estas condiciones no se produce saturación. Este método presenta la desventaja de consumir potencia reactiva, introducir armónicos a la red y tener precio elevado.

Fig.5.40. Instalación de una reactancia shunt saturada. 5.4.5.3. Reactancia de desacoplamiento. Este método consiste en introducir una reactancia de desacoplamiento que generalmente es un transformador con lo cual se reducen las fluctuaciones de tensión en un 10% pero se necesita una configuración adecuada de la red. La reactancia de desacoplamiento puede ser un autotransformador especial (Fig. 5.41). La solución sólo es local, aguas arriba del PCC no hay corrección de flicker. Se instala una impedancia en serie a la carga perturbadora lo más cerca posible. En los bornes se acopla un transformador. La caída de tensión dada en la impedancia se invierte a la vez que alimenta el transformador, el cual, introduce tensión en la línea que alimenta a la red sensible de perturbaciones.

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Fig.5.41. Instalación de una reactancia de desacoplamiento. 5.4.5.4. Condensador en serie. Introducir un condensador en serie en la red aguas arriba del PCC, puede contribuir a las fluctuaciones, al reducir la reactancia de la línea y con ello la impedancia en el PCC. La ventaja es que asegura una producción de potencia reactiva. El inconveniente es que deben protegerse los condensadores contra cortocircuitos aguas abajo.

Fig.5.42. Condensador en serie. Otra forma de regular la potencia reactiva variable es instalando bancos de condensadores en paralelo a la carga perturbadora. Estos elementos tienen la propiedad de regular el factor de potencia, de esta manera estabilizan la energía reactiva. Así mismo como en el caso de las reactancias, la conexión o desconexión de los capacitores puede ser controlado por un sistema de control que dirige los ángulos de disparo de tiristores. A veces se puede dejar conectado uno o más condensadores en paralelo continuamente.

5.5 CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA. LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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El elevado consumo de la Potencia Reactiva (aumento de la necesidad de magnetizar conforme se coloca más equipo a la red) ocasiona no solo mala regulación de tensión o baja tensión en una industria, sino que también puede afectar a otros usuarios. Además, disminuirá la eficiencia con la cual los equipos conectados a la red aprovechan la energía que se les suministra. Mejorar el factor de potencia resulta práctico y económico, por medio de la instalación de condensadores eléctricos estáticos, o utilizando motores sincrónicos disponibles en la industria. Corrección del Factor de Potencia, Nociones Generales. Denominamos factor de potencia al cociente entre la potencia activa y la potencia aparente, que es coincidente con el coseno del ángulo entre la tensión y la corriente cuando la forma de onda es sinusoidal pura. Las cargas industriales por su naturaleza eléctrica son reactivas a causa de la presencia principalmente de equipos de refrigeración, motores, balastros, etc. Al consumo de potencia activa (KW) se suma al consumo de una potencia llamada reactiva (KVAR), las cuales en su conjunto determinan el comportamiento operacional de dichos equipos y motores. Esta potencia reactiva ha sido tradicionalmente suministrada por las empresas distribuidoras de electricidad, aunque puede ser suministrada por las propias industrias. Al ser suministradas por las empresas de electricidad deberá ser producida y transportada por las redes, ocasionando necesidades de inversión en capacidades mayores de los equipos y redes de transmisión y distribución. La potencia reactiva, la cual no produce un trabajo físico directo en los equipos, es necesaria para producir el flujo electromagnético que pone en funcionamiento elementos tales como: motores, transformadores, lámparas fluorescentes, equipos de refrigeración y otros similares. Cuando la cantidad de estos equipos es apreciable los requerimientos de potencia reactiva también se hacen significativos, lo cual produce una disminución significativa del factor de potencia. Un alto consumo de energía reactiva puede producirse como consecuencia principalmente de:    

Un gran número de motores. Presencia de equipos de refrigeración y aire acondicionado. Por una mala planificación y operación en el sistema eléctrico de la industria. Un mal estado físico de la red eléctrica y de los equipos de la industria.

El hecho de que exista un bajo factor de potencia produce los siguientes inconvenientes: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Inconvenientes causados al usuario por factor de potencia bajo.     

Aumento de la intensidad de corriente. Pérdidas en los conductores y fuertes caídas de tensión. Incrementos de potencia de las plantas, transformadores, reducción de su vida útil y reducción de la capacidad de conducción de los conductores. La temperatura de los conductores aumenta y esto disminuye la vida de su aislamiento. Aumentos en la factura por consumo de energía eléctrica.

Inconvenientes causados a las empresas generadoras y distribuidoras por factor de potencia bajo.    



5.5.1.

Mayor inversión en los equipos de generación, ya que su capacidad en KVA debe ser mayor, para poder entregar esa energía reactiva adicional. Mayores capacidades en líneas de transmisión y distribución así como en transformadores para el transporte y transformación de esta energía reactiva. Elevadas caídas de tensión y baja regulación de tensión, lo cual puede afectar la estabilidad de la red eléctrica. Una forma de que las empresas de electricidad a nivel nacional hagan reflexionar a las industrias sobre la conveniencia de generar o controlar su consumo de energía reactiva ha sido a través de un cargo por demanda, facturado en Q. /KVA, es decir cobrándole por capacidad suministrada en KVA, factor donde se incluye el consumo de los KVAR que se entregan a la industria Mejorar el factor de potencia resulta práctico y económico, por medio de la instalación de condensadores eléctricos estáticos, o utilizando motores sincrónicos disponibles en la industria. Compensación Reactiva

Para la instalación de capacitores deberán tomarse en cuenta diversos factores que influyen en su ubicación como lo son: La variación y distribución de cargas, el factor de carga, tipo de motores, uniformidad en la distribución de la carga, la disposición y longitud de los circuitos y la naturaleza de la tensión. No se debe efectuar una compensación excesiva de potencia reactiva ya que, en tal caso, debido a sobre-compensación se puede establecer un aumento de la tensión de los equipos con respecto a la de la red. Existen varios métodos para corregir o mejorar el factor de potencia, entre los se destacan la instalación de capacitores eléctricos o bien, la aplicación de motores

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que finalmente actúan como capacitores, pudiendo para esto aplicar siguientes técnicas:   

Compensación individual. Compensación por grupos de cargas. Compensación centralizada.

Fig.5.43. Tipos de compensación de acuerdo a la carga involucrada.

5.5.1.1. Compensación individual. Se refiere a que cada carga inductiva se le asigna un capacitor que suministre potencia reactiva para su compensación. La compensación individual se emplea principalmente en equipos que tienen funcionamiento continuo y cuyo consumo inductivo es representativo. 5.5.1.2. Compensación individual en transformadores de distribución. La potencia del banco de capacitores se calcula para compensar la potencia reactiva absorbida por el transformador en vacío, que es del orden del 5% al 10% de la potencia nominal. De acuerdo con las normas técnicas para instalaciones eléctricas, con el fin de evitar fenómenos de resonancia y sobretensiones en vacío, la potencia total del banco no debe exceder el 10% de la potencia nominal (KVA) del transformador. 5.5.1.3. Compensación en grupo. Es aconsejable compensar la potencia inductiva de un grupo, cuando estas se conectan simultáneamente y demandan potencia reactiva constante, o bien cuando se tienen diversos grupos de cargas situados en puntos distintos. La compensación en grupo presentan las siguientes ventajas:

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   

Se conforman grupos de cargas de diferente potencia pero con un tiempo de operación similar, para que la compensación se realice por medio de un banco de capacitores común, con su propio interruptor. Los bancos de capacitores pueden ser instalados en el centro de control de las cargas inductivas. Se reducen costos de inversión para la adquisición de bancos de capacitores. Es posible descargar de potencia reactiva las diferentes líneas de distribución de energía eléctrica.

En las líneas de alimentación principal se presenta la desventaja de que la sobrecarga de potencia reactiva no se reduce, es decir, que seguirá circulando energía reactiva entre el centro de control de las cargas y en las mismas. 5.5.1.4. Compensación centralizada con banco automático.

Este tipo de compensación ofrece una solución generalizada para corregir el factor de potencia ya que la potencia total del banco de capacitores se instala en línea principal de suministro de energía, los cuales, suministran la potencia reactiva demandada para diversos equipos con diferentes potencias y tiempos de operación. La potencia total del banco de capacitores se divide en varios bloques que están conectados a un regulador automático de energía reactiva, que conecta y desconecta los bloques que sean necesarios para obtener el factor de potencia previamente programado en dicho regulador. La compensación centralizada presenta las siguientes ventajas:    

Mejor utilización de la capacidad de los bancos de capacitores. Se tiene una mejora en la regulación de la tensión en el sistema eléctrico. Suministro de potencia reactiva según los requerimientos del momento. Facilidad en la supervisión.

Las desventajas de corregir el factor de potencia mediante la compensación centralizada es que las diversas líneas de distribución no son descargadas de la potencia reactiva, además, se requiere de un regulador automático en el banco de capacitores para compensar la potencia reactiva, según las necesidades de cada momento.

5.5.1.5. Compensación Reactiva en Serie.

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Ésta compensación, posee la ventaja de que al estar en serie, los reactivos que inyecta están en función de la corriente de carga, logrando una auto regulación de los mismos. Entre los beneficios de la utilización de la compensación en serie están, la reducción de las variaciones de tensión a causa de la carga y reducción de las pérdidas de la línea. 5.5.1.6. Compensación Reactiva en Paralelo Pura. Su función primordial es mejorar el factor de potencia, debido a que disminuye la circulación de corriente a lo largo del circuito lo que a su vez reduce las pérdidas y mejora los perfiles de tensión. Los beneficios de la optimización de los circuitos, son la disminución de la carga térmica, aumento de niveles de tensión y reducción de pérdidas. 5.5.1.7. Compensación Reactiva en Paralelo Pura y las Cargas No Lineales. En la actualidad, en los sistemas eléctricos de potencia, existe una gran proliferación de cargas no lineales, las cuales son generadoras de armónicos en corriente. Los problemas que causan las corrientes múltiplos de la fundamental en bancos de condensadores puros, son el envejecimiento prematuro, quema de los mismos o disparo de sus fusibles causado por la resonancia, e incremento de las pérdidas técnicas. Desconociendo los efectos de la combinación de carga no lineal y compensación reactiva, los clientes industriales realizan inyección de reactivos, desconociendo los posibles efectos, con respecto a la calidad de potencia que éstos pueden causar en sus instalaciones, como en la red eléctrica, de la cual se alimentan. A, continuación, se mostrará el caso de una fabrica, la cual posee dos bancos de condensadores puros de 3 MVAR, cada uno instalados en su barra de 4,16 kV, y tiene conectado cuatro rectificadores. (Figura 5.44).

Fig.5.44. Unifilar de la instalación analizada. Para observar el efecto que causan los condensadores puros en este sistema, donde existe la presencia elevada de cargas no lineales, se efectúo una prueba que consistió en conmutar los bancos de condensadores, registrándose la LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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distorsión total por armónicos de corriente (THDI). En la Figura 5.45, se puede observar la onda de corriente con 6 MVAR.

Fig.5.45. Onda de Corriente con un THD-I=20,18%. En la Figura 5.46., la onda de corriente con solo 3 MVAR, se puede observar como la distorsión de corriente baja 59,5% con solo la mitad de los reactivos.

Fig.5.46. Onda de Corriente con un THD-I=8,19%. Finalmente en la Figura 5.47., la onda de corriente sin reactivos puros, puede observarse como la distorsión de armónica de corriente que se reduce al 73,8% de la original, llegando a un valor de 5,28%. Esto se debe al comportamiento de la impedancia en los condensadores a alta frecuencia, la cual va disminuyendo, en forma exponencial, amplificando así las corrientes, a alta frecuencia.

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Fig.5.47. Onda de Corriente con un THD-I=5,28%. Entre la Figura 5.45, (con 6 MVAR) y la Figura 5.47. (sin compensación) existe una diferencia de 122,4 (A), lo que implica unas pérdidas de 496 kW. Esto significa que el cliente se ahorra en la facturación 496 kW (pérdidas por mal factor de potencia), pero el distribuidor absorbe 675,61 kW (pérdidas a causa de la amplificación de los armónicos de corriente). Como las leyes permiten a las empresas eléctricas penalizar bajos factores de potencia, las pérdidas las estaría pagando el cliente, pero al instalar los bancos de condensadores puros sin revisar la presencia significativa de cargas no lineales, estas pérdidas estarían siendo desplazadas a la empresa eléctrica, siendo imposible para ésta recuperarla ni tampoco de exigirle al cliente la instalación de bancos de condensadores protegidos (filtros). En caso de necesitar instalar compensación reactiva pura paralela, se recomienda realizar sondeos de armónicos y flujos de carga a alta frecuencia, para determinar los puntos de resonancia y estudiar la posibilidad de instalar compensación protegida (filtro) o cierta cantidad de compensación pura, sin causar problemas.

5.5.2. COMPENSACIÓN EN REDES DE DISTRIBUCIÓN. La compensación del factor de potencia en redes urbanas y rurales, puede encararse de distintas formas. Las diversas alternativas no son simplemente una posibilidad de elección aleatoria, sino un estudio detallado de éstas que dará como resultado la instalación más conveniente desde el punto de vista técnico y económico. Generalmente el estudio de una red conduce a adoptar una compensación mixta, que como se profundizará más adelante, contiene porcentajes perfectamente determinables, de correcciones fijas y automáticas en baja y media tensión. Es importante tener en cuenta que el mejoramiento del factor de potencia en una red no tiene como único objetivo la solución de un recargo tarifario por bajo cos 𝜑 , como seria el caso de una pequeña planta industrial. En este caso el problema a resolver debe incluir además de este, otros aspectos vinculados a la calidad de producto, igualmente importantes a saber:      

Caídas de tensión Capacidad de reserva de transformadores y líneas Potencia aparente liberada Pérdidas activas en la red Sencillez en la operación y mantenimiento de los equipos. Aumento en la facturación de energía a los usuarios debida a una constancia en el nivel de tensión.

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5.5.2.1. COMPENSACIÓN EN MEDIA TENSIÓN 5.5.2.1.1.

Compensación fija en Media tensión.

Ventajas. Las redes en M.T. tienen una gran concentración de potencia, con lo cual se pueden instalar equipos correctivos a bajo costo por KVAR, debido a la facilidad de instalación en alimentadores o líneas aéreas apenas es necesario un seccionador fusible, descargadores de sobretensión (si el nivel ceráunico en el lugar de instalación es elevado), y unos pocos accesorios de conexionado, mientras que para el montaje se puede aprovechar un poste normal de tendido de líneas, dado que su peso no es significativo. Además el mantenimiento es prácticamente nulo, se limita a una periódica revisión del estado de los capacitores y fusibles, y la existencia de pérdidas de impregnante en los capacitores y/o aisladores rotos. Disponiéndola aproximadamente a las 2/3 partes de la longitud del alimentador se logra en éste una importante reducción de pérdidas y caídas de tensión. Fig.5.48. Compensación fija en M:T: 1 - Capacitor. 2 - Armazón. 3 - Bushing de conexión. 4 - Conductor de cobre. 5 - Seccionador fusible autodesconectador. 6 - Descargador de sobretensión. Puesto que los equipos son de relativamente bajo costo se logra un corto período de amortización evitando las importantes penalizaciones por bajo factor de potencia, y al mismo tiempo una aceptable reducción de pérdidas y mejoramiento del nivel de tensión en el alimentador. Desventajas. No se logra ningún mejoramiento en los transformadores de distribución, estos seguirán funcionando en el mismo factor de potencia que lo hacían anteriormente, LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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no pudiéndose liberar de ellos ninguna potencia aparente ni mejorar su caída de tensión interna. Existen limitaciones en cuanto a la potencia reactiva a incorporar, si ésta es excesiva (sobre compensación) en el periodo del valle nocturno pueden aparecer sobretensiones y / o efectos armónicos indeseables pues la potencia reactiva incorporada es invariante a lo largo del día. Dado que estos equipos no poseen ninguna maniobra bajo carga, no es aplicable ningún dispositivo de regulación. El seccionador fusible solo funciona como elemento de seccionamiento sin tensión o de protección contra cortocircuitos. Como los equipos son de una potencia respetable, la salida fuera de servicio de uno de ellos puede alterar el buen factor de potencia de la instalación, se recomienda entonces disponer de repuestos para atender a estas emergencias. Aplicación.

Fig.5.49. Montaje de compensación fija a 2/3 de longitud de alimentador. Se emplean cuando se desea solucionar rápidamente un problema de multas por bajo factor de potencia, cuando implementar una compensación en BT, puede resultar laboriosa o inconveniente en función de la gran cantidad de unidades a instalar, o una potencia demasiado pequeña de éstas. Su empleo siempre debe tomarse como alternativa de la compensación fija en BT, y su función es suministrar la potencia reactiva de base de la carga (Valle nocturno) más la potencia que aportan los elementos reactivos del sistema para ese estado de carga (principalmente potencia reactiva de vacío de transformadores de distribución). Se deberán ubicar a las 2 /3 de la longitud total del alimentador, asegurándose de este modo mínima potencia de pérdidas en el alimentador. 5.5.2.1.2.

Compensación automática en MT.

Su uso presenta una sustancial disminución de los costos del equipamiento de maniobra y regulación necesarios, y al mismo tiempo importantes innovaciones tecnológicas, que utilizan técnicas de interrupción en vacío con ventajas de una larga vida útil y un mantenimiento prácticamente nulo.

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Fig.5.50. Compensación automática en M.T. 1 - Capacitor. 2 - Armazón. 3 - Morseto de conexión. 4 - Conductor de cobre. 5-Seccionador fusible autodesconectador. 6 Cruceta del seccionador. 7 - Llave en aceite. 8 Caja de interconexión.

Ventajas: Permiten una adecuada compensación reactiva necesaria de acuerdo a la demanda, permaneciendo desconectadas en los valles nocturnos y eventualmente diurnos, pues pueden maniobrarse dos veces en el día sin inconvenientes. Están constituidas por capacitores conectados a la red, un juego controladores monopolares de maniobra de corte en aceite ó vacío con su caja de interconexión, y un relé de control programable todo montado en un bastidor metálico. Son de sencilla instalación y programación, en alimentadores o líneas aéreas. Se constituyen un insustituible método de mejoramiento de la calidad de servicio en cualquier momento del día, dado que el banco no incorpora potencia reactiva capacitiva en los valles. Desventajas: Al igual que los compensadores fijos solo se consigue un mejoramiento en M:T:, más no en los transformadores. Al costo del banco fijo, se deberá agregar el de los controladores por lo cual resultan más costosos, sin embargo sus ventajas compensan con creces esta mayor inversión inicial. Aplicación: Se emplean cuando se desea solucionar en forma sencilla y eficiente un problema de multas por bajo factor de potencia con restricciones de inyección de reactivo capacitivo de acuerdo a la banda horaria, reducción de pérdidas en alimentadores de MT, caídas de tensión excesivas, ó cuando implementar una compensación automática en BT, puede resultar laboriosa, excesiva, o inconveniente en función de la gran cantidad de bancos a instalar y mantener, o una potencia demasiado LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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pequeña de éstos, puesto que la potencia reactiva queda concentrada en un solo banco por alimentador.

5.5.2.2.

COMPENSACIÓN EN BT.

5.5.2.2.1.

Compensación fija en BT.

Fig.5.51.

Compensación fija en B.T.

Ventajas. Permiten disponer de la cantidad de KVARs prácticamente exactos puesto que tienen una concentración discreta de potencia, además de una sencilla instalación en redes aéreas y un casi nulo mantenimiento. Disponiéndola aproximadamente a las 2 / 3 partes de la longitud del alimentador troncal de BT se logra en él una aceptable reducción de pérdidas y caídas de tensión. Se libera potencia reactiva de los transformadores de distribución mejorando su capacidad de reserva, caída de tensión y capacidad de sobrecarga. Los capacitores no son de gran potencia, si uno de ellos sale fuera de servicio no se alterará el buen factor de potencia de la instalación. Desventajas: Los niveles de compensación con métodos en M.T. se incrementan de una manera considerable, aunque resultan ser más económicos que un equipo automático. El resultado es una gran cantidad de capacitores diseminados en la red de BT, lo cual en algunos casos puede llegar a dificultar su revisión. El cálculo resultante puede llegar a dar capacitores muy pequeños a instalar en las redes de BT, en esos casos puede recurrirse al empleo de uno o dos capacitores LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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trifásicos en los alimentadores mas cargados, o directamente (en el caso de transformadores rurales) un único capacitor al pié del transformador. Aplicación: Se emplean cuando se desea solucionar racionalmente un problema de bajo factor de potencia, liberar potencia de los transformadores de distribución y alimentadores de BT, y reducir pérdidas en los alimentadores de BT. Su empleo siempre debe tomarse como solución principal de la compensación fija, y su función es suministrar la potencia reactiva de base de la carga mas la potencia que aportan los elementos reactivos del sistema para ese estado de carga (principalmente potencia reactiva de vacío de transformadores de distribución). Su sistema de protección por sobrepresión interior, los hace no explosivos y sumamente seguros. 5.5.2.2.2.

Compensación automática en BT.

Ventajas. No existe ninguna limitación en la potencia reactiva a incorporar pues la regulación se encargará de conectar únicamente los pasos necesarios, proporcionando la exacta cantidad de potencia reactiva en KVARs y además variable en función de la necesidad de la carga. Al eliminar la potencia reactiva que debería entregar el transformador de distribución, este entrega solamente la potencia activa, en estas condiciones, el aprovechamiento de la maquina es optimo, su capacidad de reserva y sobrecargas máximas, y su caída de tensión interna prácticamente nula. Si existiese alguna falla en uno de los pasos el que le sigue toma automáticamente su lugar, haciendo que la compensación siga siendo óptima aún en las condiciones adversas. Desventajas: Su costo es superior con respecto a las instalaciones fijas, por lo tanto el periodo de recuperación de la inversión es más prolongado. Debe efectuarse mantenimiento en contactores y fusibles aunque ello resulta sencillo, rápido, de bajo costo y no se necesita personal especializado para realizarlo. Para lograr correcciones de gran envergadura puede presentarse un número importante de compensadores, puesto que presentan menores prestaciones en lo relacionado con potencia, esto puede complicar la supervisión. Aplicación: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Se utilizan para compensar transformadores de distribución de potencias importantes (mas de 100KVA), y casi siempre existe un tamaño mínimo técnico económico que está alrededor de los 60KVAR (por ejemplo en 4 escalones de 15KVAR cada uno). No es aconsejable su empleo en transformadores de pequeña potencia puesto que obliga al uso de bancos chicos de mayor costo específico ($/KVAR) y además se puede hacer complicado su control. Los bancos automáticos de B.T., son agrupamientos escalonados de capacitores operados por contactores y comandados por medio de relés o conmutadores de estado sólido, no existe limitación de potencia para estos equipos, los cuales se fabrican en una amplia gama de potencias y número de pasos. Su principal aplicación es cuando se desea, mediante compensación del factor de potencia, liberar capacidad de un transformador de distribución que ha llegado al límite, y mediante este método se evita su reemplazo, permitiendo una prolongación de su uso por varios años con el consiguiente ahorro, que implica en materiales y muy especialmente en mano de obra. 5.5.3.

DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA REACTIVA NECESARIA PARA COMPENSAR EL FACTOR DE POTENCIA.

En el diagrama de la figura 5.52 se observa la incidencia de aplicar una potencia reactiva capacitiva a la instalación de valor Qcap, produciéndose una disminución del ángulo 𝝋 y con él una disminución de la corriente y la potencia aparente.

Fig.5.52.

Diagrama fasorial de Potencias Eléctricas.

Sistemas Monofásicos

Sistemas Trifásicos

𝑷 = 𝑽. 𝑰. 𝒄𝒐𝒔(𝝋)

𝑷 = 𝟑. 𝑽. 𝑰. 𝒄𝒐𝒔(𝝋)

𝑸 = 𝑽. 𝑰. 𝒔𝒆𝒏(𝝋)

𝑸 = 𝟑. 𝑽. 𝑰. 𝒔𝒆𝒏(𝝋)

𝑺 = 𝑽. 𝑰 =

(𝑷𝟐 + 𝑸𝟐 )

𝑺 = 𝟑. 𝑽. 𝑰 =

(𝑷𝟐 + 𝑸𝟐 )

Tabla 6.3. Ecuaciones para potencias eléctricas LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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En muchos de los casos la información disponible corresponde a energía consumida por en un cierto período de tiempo, en estos casos se debe tener presente la debida conversión a términos de potencia. 𝐸 = 𝑃. 𝑡 𝐸 = 𝑃 𝐾𝑊 ∗ 𝑡(𝑕) Lo mismo se aplica al caso de energía reactiva. A continuación se presentan la metodología para determinar la potencia reactiva necesaria para corregir el factor de potencia. Conociendo las energías activa y reactiva consumidas en uno o varios períodos de medición, por ejemplo los estados mensuales de los medidores y las horas mensuales de utilización, puede calcularse el consumo de potencia y el factor de potencia promedio de la instalación. 𝑃 𝐾𝑊 = 𝑄 𝐾𝑉𝐴𝑅 =

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐴𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 (𝐾𝑊𝑕) 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 () 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑅𝑒𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 (𝐾𝑉𝐴𝑅𝑕) 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (𝑕)

Con respecto al tiempo de utilización se refiere a la cantidad de horas efectivas de trabajo dentro del período de facturación de energía. Las funciones trigonométricas relacionadas con el ángulo 𝝋 pueden calcularse fácilmente con las siguientes expresiones:

𝒕𝒈 𝝋 = 𝒄𝒐𝒔 𝝋 =

𝑸(𝑲𝑽𝑨𝑹) 𝑷(𝑲𝑾) 𝑷(𝑲𝑾)

𝑷 𝑲𝑾

𝟐

+ (𝑸 𝑲𝑽𝑨𝑹 )𝟐

Mediante la incorporación de un capacitor o banco de capacitores de potencia Qcap, el diagrama fasorial se altera y pasa a ser el de la figura 5.52, en este caso los nuevos valores del ángulo 𝝋 modificarán las ecuaciones anteriores: 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) =

𝑸−𝑸𝑪𝑨𝑷 (𝑲𝑽𝑨𝑹) 𝑷(𝑲𝑾)

=

𝑸(𝑲𝑽𝑨𝑹) 𝑷(𝑲𝑾)

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−

𝑸𝑪𝑨𝑷 (𝑲𝑽𝑨𝑹) 𝑷(𝑲𝑾)

= 𝒕𝒈 𝝋 −

𝑸𝑪𝑨𝑷 (𝑲𝑽𝑨𝑹) 𝑷(𝑲𝑾)

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Despejando la potencia reactiva requerida o potencia del grupo de compensación tenemos: 𝑸𝑪𝑨𝑷 𝑲𝑽𝑨𝑹 = 𝑷 𝑲𝑾 . 𝒕𝒈 𝝋 − 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) Habitualmente, no se dispone de los valores de 𝒕𝒈 𝝋 y, 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) es mas común disponer de los valores de factor de potencia 𝒄𝒐𝒔 𝝋 y 𝒄𝒐𝒔(𝝋𝑪) , por lo tanto, en la Tabla 6.4., se presentan los valores de en función de los 𝒕𝒈 𝝋 − 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) , de modo de poder calcular fácilmente el capacitor o banco de capacitores de potencia Qcap. Con el factor de potencia calculado y sabiendo cual es el que se quiere alcanzar se entra en la Tabla 6.4., y se obtiene el coeficiente por el cual hay que multiplicar la potencia activa promedio para obtener la potencia reactiva, necesaria a instalar. Es recomendable que este resultado sea obtenido de los valores de potencias reactivas y factor de potencia requeridos en diferentes momentos del día, por ejemplo a la hora pico, zona valle, condiciones de carga diaria.

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Tabla 6.4. Factor para determinar potencia reactiva de compensación.

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5.6

SOLUCIONES ESPECÍFICAS PARA SITUACIONES CRÍTICAS PRESENTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEACA.

Estudio de transformador T0529 Período de estudio: Intervalo:

28/07/2003 11:50

04/08/2003 11:40

10 min 0 s

DIRECCION VOLTAJE KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Limite permitido

BARRIO EL PARAISO UCHUPUCÚN 120 PROPIETARIO 25.0 MARCA MONOFASICO / 122 TRIFASICO 28 TAP 1 TIPO ±8% SECTOR

GENERALES

VOLTAJE

MÍNIMO MÁXIMO

0,264721 126,019

E.E.A. C.A. ECUATRAN M 5 C URBANO

FECHA / HORA 11.12.2003 18:00:00 14.12.2003 09:20:0

NUMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO NUMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

928 2016 46,03%

En lo referente a distorsión armónica se presenta un THD=100.194, El índice de severidad del Flicker Pst es de 24.51. Durante el período de medición el transformador a entregado un total de 625.12 Kwh de energía en mal estado. A pesar que el transformador está ubicado en una zona establecida como urbana dentro del ordenamiento territorial, al realizar la inspección se constata que se trata de un área de carácter rural, con consumidores en su totalidad del tipo residencial. Al realizar el análisis de datos en Excel se verifica que la mayoría de las mediciones presentan bajos niveles de tensión que no permitirían un normal funcionamiento de los equipos de los usuarios, sin embargo al consultar a los consumidores manifiestan no tener problemas con el suministro de energía, el servicio solo ha presentado molestias por operaciones de mantenimiento. De igual manera al revisar los datos referentes a flicker y THD estos presentan valores muy alejados de los límites que no permitirían tener una adecuada operación de los equipos utilizados por los usuarios; lo que se ha señalado hasta el momento nos permite emitir dos conclusiones Las inconsistencias en las mediciones, son el

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resultado de una inadecuada configuración e instalación del equipo de medición o se ha realizado un inadecuado análisis de los datos. Extrayendo los valores en Excel y procesándolos adecuadamente se obtiene que los siguientes resultados:  No se presentan variaciones de tensión fuera de los límites, valor máximo129.3 V, valor mínimo, 116.85V.  Valor de THD máximo de 7.7.  Flicker de corta duración Pst = 0.8176.

Estudio de transformador T0789. 14.12.2005 11:00:00 - 23.12.2005 09:30:00 Periodo de estudio: Intervalos de medición: 10 min 0 s DIRECCION VOLTAJE KVA

24 DE MAYO Y AURELIO JARAMILLO 127 PROPIETARIO E.E.A. C.A. 75.0 MARCA MAGNETRO MONOFASICO ALIMENTADOR 121 TRIFASICO T SECCIONADOR 37 TAP 5 FASES 3 TIPO C Limite permitido ±8% SECTOR URBANO

Análisis de Tensión: FASE A MÍNIMO 124,79 MÁXIMO 186,23 PROMEDIO 132,15

FASE B 47,45 136,19 130,72

FASE C 110,28 185,43 118,46

FASE A NÚMERO DE LECTURAS 27 FUERA DEL LÍMITE CUMPLE REGULACIÓN SI CONELEC 004/01

FASE B

FASE C

26

434

SI

NO

NUMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO 487 NUMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS 3016

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PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO 16,14%

Parámetro Urms Irms S Cosphi

Unidad [V] [A] [kVA] [1]

Fase A ***** ***** ***** *****

Fase B ***** ***** ***** *****

Fase C A+B+C ***** ***** ***** ***** ***** *****

Tensiones en T0789 durante período de medición. Como se pude apreciar en los resúmenes de variaciones de tensión, y en la gráfica la fase C es en la cual se presentan casi la totalidad de tensiones fuera de los límites permitidos por la regulación, esto nos indica que esta fase presenta mayor concentración de la carga instalada en el transformador, es por esto que resulta oportuno establecer un redistribución de la carga, si observamos la figura presentada a continuación en la cual se pueden apreciar simultáneamente las curvas de corriente y de tensión, estas presentan de igual manera valores mayores en la fase C.

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Tensiones y corrientes en T0789 durante período de medición. De igual manera es importante notar que durante el período de análisis se presentan las siguientes situaciones extremas:  

El 14-12-2005, se produce una interrupción de servicio entre las 18H00 y las 18H30. El 21-12-2005, se produce una sobretensión en las fases 1 y 3, esta sobre tensión inicia a las 02H30 extendiéndose hasta las 06H40, durante este período alcanza un valor máximo de 186 V para la fase A y 185 V en la fase C; simultáneamente con fenómeno antes señalado se produce una subtensión en la fase A, esta se presenta con el mismo período de duración y alcanza un mínimo de 47.45 V; analizando simultáneamente los valores de tensión y corriente, se puede apreciar que los valores de corriente no presentan características contrarias al comportamiento de la tensión.

Adicionalmente se presentan las curvas de potencia aparente demandada por el sistema, en estas se puede observar que en ningún momento el transformador supera su capacidad nominal (75 KVA), pero de igual manera es evidente que se tiene mayor concentración de carga en la fase C, registrándose 140 eventos relacionados con elevaciones súbitas en la corriente de línea, esto da como resultado las mayores variaciones de tensión en esta fase.

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Potencia aparente en T0789 durante período de medición. Al realizar una inspección de las instalaciones del transformador T0789, se observó que la red de baja tensión consta de dos radios los cuales en su mayoría sirven a usuarios del tipo residencial y comercial, como cargas contaminantes se identifican: Radio “Super S”, Tecnicentro “TEDASA”, Taller de Soldadura “Talleres Mejía”, de estos las instalaciones con mayor grado contaminante son TEDASA y Talleres Mejía, de los cuales a continuación se presentan los equipos cuyo funcionamiento se considera de mayor incidencia en la calidad de energía. TEDASA: En sus instalaciones se encontraron sistemas empleados para sus actividades diarias, de los cuales se presentan las características a continuación:  Equipo para montaje de neumáticos: Sistema de variación de velocidad para motor de inducción: 220V, 60Hz, 1Hp; se disponen dos de estos equipos cuyos tiempos de funcionamiento son intermitentes de acuerdo a los requerimientos en período semanal durante horas laborables.  Equipo para balanceo de neumáticos: Compuesto por un motor de inducción de 220V, 2.5A, 60Hz, 1 Hp, el motor tiene un controlador de velocidad integrado en un solo sistema; se dispone un solo equipo cuyos tiempos de funcionamiento son similares al anterior equipo.  Elevador eléctrico para vehículos: Compuesto por dos motores de 220/380V, 3.6A, 60Hz, 2 Hp, los cuales son controlados con un variador de

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

velocidad y sincronía. Los tiempos de funcionamiento son igualmente intermitentes en período laborable. Cargador de baterías: Características de entrada: 120V, 12A, 60Hz, 35A arranque; características de salida: 60A-6/12V, 40A-12V, 30A-24V.

TALLERES MEJÍA: Como elementos contaminantes presentes en este punto de carga, se encontraron los a continuación presentados.  Torno eléctrico: Accionado por un motor trifásico de 220/440V, 13.8/6.9A, 60Hz, 5Hp, 1735 rpm; se disponen dos de estos equipos.  Torno eléctrico: Accionado por un motor trifásico de 220V-Δ/440V-Y, 3.5/6.6A, 60Hz, 2Hp, cosφ= 0.73.  Torno eléctrico: Accionado por un motor de 230/115V, 5.5/10.6A, 60Hz, 3/4Hp, 1735 rpm.  Soldadora eléctrica trifásica: Características de entrada: 230/460V, 30.5A, 60Hz; Características de salida: 37 V, 250 A, se disponen dos de estos equipos.  Soldadora eléctrica trifásica: Características de entrada: 230/460V, 96/485A, 60Hz; Características de salida: 30V, 205A.  Cortadora Plasma: Características de entrada. Tensión (V) 220 480 220/480 3hp 600

FP 0,99 0,91

Corriente (A) Frecuencia(Hz) 37 60 16 60

0,94 0,8

22,9 8

60 60

Estos equipos presentan diferentes tiempos de funcionamiento, es importante aclarar que muchos de ellos a pesar de tener un régimen de funcionamiento aleatorio, presentan actuaciones simultáneas. Los dos puntos de carga que se han considerado, están conectados directamente a uno de los extremos de la red que alimenta el T0789, es indispensable aclara que en los dos casos únicamente se dispone del contador de energía instalado por la EEACA, no se cuenta con ningún sistema para control y mejoramiento de la calidad de energía, esta es la principal fuente de contaminación de la señal de tensión y sus constantes variaciones; además por la características de los equipos instalados en estos dos puntos, el transformador analizado presenta problemas de factor de potencia, que si bien este parámetro no es considerado por la regulación CONELEC 004/01 para el estudio de calidad de energía en transformadores de distribución, la empresa deberá realizar las mediciones correspondientes en estas cargas con la finalidad de determinar el nivel de afección que es provocado por estos puntos al factor de potencia, y así establecer LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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sanciones y responsabilidades. A continuación se presenta el comportamiento del factor de potencia durante el período de medición.

Factor de potencia en T0789 durante período de medición En el estudio de este transformador no se establece la instalación de ninguna clase de compensador de tensión para las variaciones de tensión, debido a que estas son causadas por los dos casos considerados como contaminantes y la sobrecarga existente sobre la fase C, además al revisar mediciones realizadas que se han realizado en el año 2002 y en enero del año 2006 se observa iguales comportamientos de los parámetros considerados dentro del estudio de calidad de energía, presentándose de igual manera que en las mediciones analizadas problemas con el factor de potencia. Es necesario que la EEACA analice la posibilidad de que los usuarios TEDASA y TALLERES MEJÍA sean servidos desde transformadores independientes debido al volumen de carga que representan, a las características de los equipos instalados y a su ubicación en la red de distribución.

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Estudio de transformador T0461. Período de Estudio: Intervalo: DIRECCION TENSIÓN N. KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Limite permitido

23.01.2006 15:25:00 - 31.01.2006 10:25:00 10 min 0 s

ZHIZHIQUIN 120 PROPIETARIO 25.0 MARCA 122 MONOFASICO / TRIFASICO 118 TAP 1 TIPO ±8% SECTOR

E.E.A. C.A. ECUATRAN M 5 C URBANO

Análisis de Tensión: MINIMO MAXIMO PROMEDIO

FASE A 115,757 211,042 148,08502

FASE B 16,0845 118,055 83,518037

GENERALES VOLTAJE FECHA / HORA FASE MÍNIMO 16,0845 23.01.2006 15:30:00 B MÁXIMO 211,042 23.01.2006 15:30:00 C FASE A NÚMERO DE LECTURAS 594 FUERA DEL LÍMITE CUMPLE REGULACIÓN NO CONELEC 004/01

FASE B 775 NO

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO 1369 NÚMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS 2016 PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO 67,9067%

Los datos que presentados anteriormente revelan que durante el período de análisis el transformador presenta el 67,9067% de mediciones de tensión fuera de los límites permitidos, de la misma manera el valor máximo como el mínimo y sus correspondencias en tiempo y fase se observan en las tablas de resumen. Por medio de la utilización del software del equipo de medición se analizaron tanto los reportes gráficos como los datos en Excel, de los parámetros considerados para el análisis de calidad de energía obteniendo los siguientes resultados: LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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THD.- Durante todo el período de medición no sobrepasa el límite establecido como máximo permitido, de igual manera los valores individuales de cada componente tanto pares como impares no exceden el límite máximo. Flicker de corta duración.- El transformador cumple con lo establecido en la regulación presentando tan solo en la fase A seis mediciones, mientras que en la fase B se presentan 16 mediciones, que exceden los límites establecidos por la regulación CONELEC 004/01. Potencia aparente y Corrientes de fase.- En lo referente a potencia aparente el transformador no presenta condiciones de sobrecarga en ningún instante durante el período de mediciones; las corrientes registradas presentan un comportamiento característico de cargas domiciliarias, en estas no se presentan valores que puedan relacionarse con las variaciones de tensión presentes en la red, al contrario se adaptan a las exigencias de demanda observadas en las curvas de potencia. En lo referente a factor de potencia se observa que este parámetro mantiene sus valores fuera de los límites permitidos, a continuación se presentan las curvas de potencias conjuntamente con el comportamiento del factor de potencia. Cantidad medida

Unidad

A+B+C

P Q

[kW] [kVAr]

***** *****

S

[kVA]

*****

[1]

*****

Cos(φ)

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Realizada una inspección en el área de servicio del transformador T0461, se observa que en su totalidad alimenta a usuarios del tipo residencial dentro de una zona urbana, no se identifican consumidores como potenciales contaminantes (talleres, consumidores de mediana o alta potencia, etc.), de igual manera al consultar a los consumidores manifiestan no tener problemas con el suministro de energía, los únicos problemas que se han presentado han sido variaciones esporádicas en la iluminación y cortes de energía debidos a trabajos de mantenimiento por parte de la empresa o cortes por fallas, además manifiestan que los equipos eléctricos y electrónicos instalados no han sufrido daños.

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Tensión en T0461 durante período de estudio. En las curvas presentadas se observa las severas variaciones de tensión que se presentan a la salida del transformador, las cuales no corresponden de ninguna manera con los comportamientos de los parámetros como: armónicos, flicker, corrientes, potencias; incluso analizando los comportamientos de corriente y tensión en el neutro estos no presentan alteración alguna. Es importante notar que en los datos registrados durante el período de medición se encuentran tensiones en una tercera fase que de ninguna manera podrían corresponder al transformador analizado, esto nos da la idea de que el equipo de medición no fue debidamente configurado para estas mediciones o que sus sensores de tensión no tenían la calibración adecuada para cumplir estas funciones, de igual revisadas mediciones realizadas en mayo de 2006 presenta apenas un 0.49% de sus mediciones fuera de los límites permitidos. Sin embargo es importante notar que el factor de potencia de la instalación si tiene problemas a continuación se presenta el resumen del análisis realizado.

Total de mediciones realizadas mediciones fuera del límite en fase 1 mediciones fuera del límite en fase 2

Cumple con Cantidad Porcentaje regulación 1008 727

72.12% No

563

55.85% No

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VALORES DE FACTOR DE POTENCIA POR FASES

FASE A

FASE B

MÍNIMOS

0,7140

0,8174

MÁXIMOS

0,9968

0,9898

0,8835

0,9148

FP PROMEDIO POR FASE MÍNIMO GENERAL MÁIMO GENERAL PROMEDIO

0,7140 0,9968 0,8992

29.01.2006 03:50:00 27.01.2006 00:40:00

El análisis da como resultado que debido al desequilibrio existente entre las dos fases no se puede dar el mismo tratamiento, lo ideal sería realizar un estudio para cada fase e instalar un compensador automático en baja tensión, sin embargo se considera oportuna la instalación de compensación reactiva fija por dos razones:  

Menor costo que compensación automática. Se presenta mayor concentración de factores de potencia inferiores a los límites en la región de valle de la demanda diaria (00h00-06h00).

Compensación en fase 1. Cálculo de potencia reactiva para corregir factor de potencia de acuerdo a cosφ promedio durante período de medición. 𝐜𝐨𝐬 𝝋𝒑𝒓𝒐𝒎𝒆𝒅𝒊𝒐 = 𝟎. 𝟖𝟖𝟑𝟓 𝐜𝐨𝐬 𝝋𝒇𝒊𝒏𝒂𝒍 = 𝟏 Mediante el uso de datos en Excel se determina una potencia media de 4.25MW, en el inciso 6.5.3 se determino la ecuación para cálculo de potencia reactiva de compensación como: 𝑸𝑪𝑨𝑷 𝑲𝑽𝑨𝑹 = 𝑷 𝑲𝑾 . 𝒕𝒈 𝝋 − 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) Se obtiene el factor de corrección de la tabla 6.7, correspondiente para mejorar el factor de potencia desde 0.8 hasta 1 el cual es 0.538, reemplazando se obtiene: 𝑸𝑪𝑨𝑷 𝑲𝑽𝑨𝑹 = 𝟒. 𝟎𝟖𝟖 ∗ 𝟎. 𝟓𝟑𝟖 = 𝟐. 𝟐𝟖 𝑲𝑽𝑨𝑹. El valor determinado no supera el 10% de la capacidad del transformador, por lo cual es factible realizar este tipo de compensación.

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Comportamiento de factor de potencia, Potencias activa y reactiva durante los dos días más críticos. Para verificar la efectividad de la compensación se adiciono el valor de la compensación reactiva (capacitiva), a los valores de potencia registrada en las mediciones y se calculó los nuevos factores de potencia para el período de medición obteniendo los siguientes resultados.

Total de mediciones realizadas mediciones fuera del límite en fase 1 VALORES DE FACTOR DE POTENCIA POR FASES

Cumple con Cantidad Porcentaje regulación 1008 13 FASE A

MÍNIMO

0,8639

MÁXIMO

1.141

FP PROMEDIO

1.28% Si

1.03

Compensación en fase 2.

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Cálculo de potencia reactiva para corregir factor de potencia de acuerdo a cosφ promedio durante período de medición. 𝐜𝐨𝐬 𝝋𝒑𝒓𝒐𝒎𝒆𝒅𝒊𝒐 = 𝟎. 𝟗𝟏 𝐜𝐨𝐬 𝝋𝒇𝒊𝒏𝒂𝒍 = 𝟏 𝑷𝑷𝒓𝒐𝒎𝒆𝒅𝒊𝒐 𝑲𝑾 = 𝟒. 𝟎𝟓𝟐 𝑲𝑾 𝑸𝑪𝑨𝑷 𝑲𝑽𝑨𝑹 = 𝑷 𝑲𝑾 . 𝒕𝒈 𝝋 − 𝒕𝒈(𝝋𝑪 ) Se obtiene el factor de corrección de la tabla 6.7, correspondiente para mejorar el factor de potencia desde 0.91 hasta 1 el cual es 0,456 reemplazando se obtiene: 𝑸𝑪𝑨𝑷 𝑲𝑽𝑨𝑹 = 𝟒. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝟎. 𝟒𝟓𝟔 = 𝟏. 𝟖𝟓 𝑲𝑽𝑨𝑹. De igual manera que en la fase uno no supera en 10% de la capacidad nominal del transformador, se verifica la efectividad de la compensación y se obtiene los siguientes resultados

Total de mediciones realizadas mediciones fuera del límite en fase 1 VALORES DE FACTOR DE POTENCIA POR FASES

Cumple con Cantidad Porcentaje regulación 1008 8 FASE A

MÍNIMO

0,9414

MÁXIMO

1.088

FP PROMEDIO

0.79% Si

1.03

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Estudio de transformador T527 Período de estudio: Intervalo: DIRECCIÓN TENSIÓN KVA

28/07/2003 11:50 10 min 0 s

04/08/2003 11:40

CALLE SANTA MARIA 120 PROPIETARIO 25.0 MARCA MONOFASICO / 122 TRIFASICO 28 TAP 1 TIPO ±8% SECTOR

ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Límite permitido

E.E.A. C.A. ECUATRAN M 5 C AZOGUES SECTOR URBANO

Análisis de tensión: FASE A MÍNIMO MÁXIMO PROMEDIO

GENERALES

MÍNIMO MÁXIMO

FASE B

106,683 107,051 113,179 113,63 110,06263 110,57321

TENSIÓN

FECHA / HORA

FASE

106,683

26.08.2007 20:30:00 A

113,63

23.08.2007 05:30:00 B

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL LIMITE CUMPLE REGULACION CONELEC 004/01

FASE A

FASE B

676

498

NO

NO

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO NÚMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

1174 2016 58,2341%

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Parámetro de estudio Urms. (V), THD(%), Pst, S(KVA)

Fase A

Fase B

Fase C

A+B+C

*****

*****

*****

*****

Niveles de tensión durante el período de análisis T0527.

Nivele de armónicos durante el período de análisis T0527.

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Nivele de flicker durante el período de análisis T0527.

Potencias durante el período de análisis T0527

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Tensión y Corriente durante período de estudio T529. Todas las gráficas que se presentaron anteriormente demuestran que el único parámetro que incumple con la regulación CONELEC 004/01, son las variaciones de tensión, es importante notar que este transformador se encuentra dentro de una zona establecida como urbana por el ordenamiento territorial de el área de concesión, sin embargo de acuerdo a la inspección realizada se observa que en la rede del transformador no encuentran contaminantes del servicio de mayor consideración, en su totalidad los usuarios son del tipo residencial que pueden tener un efecto acumulativo que puede afectar a la calidad de producto, la red es del tipo aérea construida en conductor Al SCR 2x1/0+2, según se pude observar en la grafica de potencia aparente la demanda de presenta un comportamiento característico de consumidores residenciales con mayores consumos en el período diario comprendido desde las 17h00 hasta las 23h00. Sin embargo al revisar los resultados de las mediciones y los datos del transformador se observa que los valores de tensión durante el período de análisis presenta consumos valores muy cercanos a los 110V, en ninguno de los casos alcanza su tensión nominal de 120V a pesar de que el TAP se encuentra en 5, por esta razón se realiza un análisis comparativo de las mediciones cambiando la tensión nominal del transformador a 110 V y se obtienen los presentados a continuación es los cuales se observa que el punto en estudio cumple con la regulación vigente. NUMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO NUMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

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78 2016 3,8690%

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Análisis con Vn = 110 V. De lo observado anteriormente y con los resultados que se manifiestan observaron durante la inspección, se puede manifestar que los porcentajes variación de tensión obtenidos en el análisis de los datos, son el resultado de error al procesar los resultados de las mediciones comparándolos con un valor tensión nominal que no corresponde al del transformador estudiado.

se de un de

Estudio del transformador T481 DIRECCIÓN TENSIÓN KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Límite permitido + / -

ENTRADA A GUAPAN (BANCO) 120 PROPIETARIO 45.0 MARCA MONOFASICO / 121 TRIFASICO 59 TAP 3 TIPO 8% SECTOR

MÍNIMO MÁXIMO PROMEDIO NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL LÍMITE CUMPLE REGULACIÓN CONELEC 004/01

E.E.A. C.A. ECUATRAN B 5 C AZOGUES SECTOR URBANO

FASE A

FASE B

119,892 126,948 123,97068

120,409 126,792 123,96964

0

0

SI

SI

FASE C

FLICKER DE CORTA DURACIÓN: FASE A

FASE B

FASE C

Valores fuera del límite por fase

389

15

9

Cumple Regulación Conelec

NO

SI

SI

FASE A

FASE B

FASE C

Valor Máximo Pst Valor Mínimo Pst Valor Promedio Pst

3.342,4600 16,6292

2,6784 0,1035 0,2480

GENERAL

3,2738 3.342,4600 0,0852 0,2060 5,6944

DISTORSIÓN ARMÓNICA. FASE A

LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

FASE B

FASE C

224

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NÚMERO DE MEDICIONES FUERA DEL LÍMITE MÁXIMOS MÍNIMOS PROMEDIO

66 21,4997 1,079 4,0489

0 3,6608 1,1728 2,3906

0 3,3266 0,8977 2,2073

El punto en estudio se trata de un banco de transformadores conformado por tres unidades monofásicas de 15 KVA cada uno, los problemas presentes se relacionan con el nivel de flicker de corta duración y distorsión armónica; estos dos problemas se presentan únicamente en la fase A debido a un malfuncionamiento del transformador correspondiente a esta fase, en la actualidad el banco ha sido reemplazado por un transformador trifásico (T1292) de 30 KVA, realizadas las mediciones pertinentes se ha comprobado que los problemas anteriormente existentes han sido eliminados.

Estudio del transformador T0151 Período de estudio: 14.10.2004 10:10:00 - 25.10.2004 09:20:00 10 min 0 s Intervalo: DIRECCIÓN TENSIÓN KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Límite permitido ±

QUISQUIS 120 PROPIETARIO 10.0 MARCA 122 MONOFÁSICO / TRIFÁSICO 11 TAP 1 TIPO 8% SECTOR

E.E.A. C.A. ECUATRAN M 5 C AZOGUES SECTOR URBANO

Análisis de tensión: NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO NÚMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL LÍMITE CUMPLE REGULACIÓN CONELEC 004/01

88 2016 4,3651% FASE A

FASE B

0

88

SI

NO

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225

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GENERALES MÍNIMO MÁXIMO

TENSIÓN

FECHA / HORA

FASE

1,87306 02:30:00 B FASE16.10.2004 A FASE B GENERAL 122,943 20.10.2004 22:40:00 A

Valor Máximo Pst Valor Mínimo Pst Valor Promedio Pst

2,5516 0,0580

4.080,74 0,0575

4.080,74 0,0575

0,1641

33,2307

16,6974

Cantidad medida Pst

Unit [1]

FASE A *****

Análisis de Flicker de Corta Duración (Pst).

FASE B *****

Análisis de Distorsión Armónica. FASE A

FASE B

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MÁXIMOS 3,03011 26,8026 MÍNIMOS 1,18839 1,17152 PROMEDIO 2,26769258 2,89290375 MÁXIMO 26,8026

Los problemas encontrados en la red de baja tensión del transformador en estudio se relacionan con la presencia de componentes armónicas, este problema se encuentra únicamente en la fase B; a continuación se presenta un diagrama unificado de tensión, THD y Pst en la fase B durante el período de medición: Cantidad medida Pst Urms THD U

Unit [1] [V] [%]

Fase B ***** ***** *****

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Al analizar el comportamiento de las diferentes componentes armónicas se encuentra que las componentes de orden 3 y 5, son las que presentan mayores valores de amplitud y porcentaje respecto de la componente fundamental, dando como resultado una mayor desviación de los límites permitidos.

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El transformador en estudio se encuentra instalado al final del alimentador, dentro de una zona rural, con usuarios tipo residencial de bajo consumo los cuales se encuentran muy dispersos, analizadas las curvas de demanda el transformador presenta únicamente pequeños intervalos de sobrecarga durante horas pico diarias estas sobrecargas no coinciden con los efectos de flicker y armónicos, lo antes señalado denota que los problemas presentes son introducidos en otro punto, por lo cual para mitigar esta problemática se plantea la instalación de filtros pasivos en paralelo sintonizados con los armónicos de orden 3 y 5, esto solucionaría los efectos de manera local, una solución con mejores resultados consiste en analizar las instalaciones del alimentador de manera que permita determinar las cargas contaminantes a ser aisladas, o en su defecto determinar los correctivos para filtrar la señal de modo que se consiga una corrección que involucre a más de uno de los transformadores afectados.

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Estudio de transformador T0195. Período: Intervalo de medición: DIRECCIÓN

17.11.2003 15:30:00 - 24.11.2003 14:40:00 10 min 0 s

SANTA MARTHA

TENSIÓN

120

PROPIETARIO

E.E.A. C.A.

KVA

10.0

MARCA

ECUATRAN

ALIMENTADOR

122

MONOFÁSICO / TRIFÁSICO

M

SECCIONADOR

15

TAP

5

FASES

1

TIPO

C

Límite permitido

±8%

SECTOR

AZOGUES SECTOR URBANO

Análisis de tensión. FASE A MÍNIMO

FASE B 0

0

MÁXIMO

126,739

126,694

PROMEDIO

122,406

112,366

GENERALES

VOLTAJE

FASE

MÍNIMO

0

A

MÁXIMO

122,406

B

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO

342

NÚMERO DE MEDICIONES REALIZADAS

3024

PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

11,3095%

Análisis de distorsión Armónica. FASE A MÁXIMOS HORA MÍNIMOS PROMEDIO

FASE B 3,64451

9,59233

24.11.2003 14:40:00

24.11.2003 14:40:00

0

0

2,760889873

2,916781293

MÁXIMO

9,59233

Análisis de Flicker de Corta Duración (Pst). FASE A

FASE B

Valor Máximo Pst

4,126

3570,3

Valor Promedio Pst

0,143

4,614

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El comportamiento del THD, alcanza sus valores máximos los cuales provocan una aparente interrupción de servicio por un lapso de 19 horas. Sin embargo el inicio de la alteración de THD se registra las 06H30, en la fase B presentándose simultáneamente una brusca disminución de tensión en esta fase, a las 15H00 se tiene un restablecimiento de la tensión en la base B que termina sacando de servicio al transformador. Los problemas de flicker igualmente se asocian con la prefalla puesto que este instante se presenta un Pst de 2570. Durante el período de estudio excluyendo los momentos de prefalla e interrupción de servicio, el transformador presenta un comportamiento normal en lo referente a corrientes y tensiones de línea y neutro, de igual manera no se registran sobrecargas, al contrario el comportamiento de la demanda es normal con un pico diario de consumo entre las 11h00 y 12h00 este igual no supera la capacidad nominal, a continuación se presenta el comportamiento de la tensión, y THD durante el período de prefalla, falla y restitución de servicio. Cantidad medida

Unit

FASE A

FASE B

THD U

[%]

*****

*****

Vrms

[V]

*****

*****

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El análisis de resultados de las mediciones no facilitan la determinación de las posibles causas de las alteraciones en los indicadores de calidad de producto, sin embargo al consultar con el personal encargado del control de calidad se manifiesta que durante el período de estudio se presentaron problemas en la instalación del cable de alimentación del equipo, el cual al final resulto en una desconexión; como resultado de estos problemas se obtiene que tanto antes como después de la desconexión del equipo no se presentan inconvenientes en el punto de medición, por ello no es necesario implementar ningún método para mejorar la calidad en el transformador estudiado.

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Estudio de transformador T0236. Período de estudio: Intervalo: DIRECCIÓN TENSIÓN KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Límite permitido + / -

12/04/2006 12:00 - 19/04/2006 10:40 10 min 0 s BORRERO SECTOR INGALOMA 127 PROPIETARIO 10.0 MARCA 122 MONOFÁSICO / TRIFÁSICO 6 TAP 1 TIPO 8% SECTOR

FLORANDES ECUATRAN M 5 C AZOGUES SECTOR URBANO

Análisis de distorsión Armónica (THD). FASE A FASE B MÁXIMOS 3,16 30,86 MÍNIMOS 0,31 0 PROMEDIO 1,82992008 2,04835165 MÁXIMO 30,86

Durante el período de estudio se registra un valor máximo de THD= 30,86; si bien este valor se encuentra muy por encima del límite permitido, al analizar los datos registrados se observa que tan solo 17 mediciones de un total de 2016 realizadas, se encuentran fuera de los límites permitidos, estos valores se registran el período 18:30:00 17/04/2006 - 21:00:00 17/04/2006, fuera de este lapso no se presenta problemas relacionados con distorsión armónica, los comportamientos de los demás parámetros considerados en el estudio de calidad no presentan anomalías, por lo cual no se considera necesario la implementación de un método correctivo para la presencia de armónicos, ya que los mismos solo se presentaron eventualmente por el funcionamiento de alguna carga contaminante que no presenta un funcionamiento periódico durante el tiempo de estudio.

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35 30 25 20 15 10 5 0

FASE A FASE B

Estudio de transformador T0890. Período de estudio: 17.12.2007 10:45:00 - 26.12.2007 10:15:00 15 min 0 s Intervalo: DIRECCIÓN TENSIÓN KVA ALIMENTADOR SECCIONADOR FASES Límite permitido + / -

ZHAPACAL 127 PROPIETARIO 30.0 MARCA 122 MONOFÁSICO / TRIFÁSICO 24 TAP 3 TIPO 8% SECTOR

E.E.A. C.A. SIEMENS T 0 C AZOGUES SECTOR URBANO

Análisis de Tensión: MÍNIMO MÁXIMO PROMEDIO GENERALE S MÍNIMO MÁXIMO

FASE A 102,781 123,389 112,491 TENSIÓ N 102,781 126,548

FASE B 116,89 126,548 122,391

FASE C 116,035 125,738 121,370

FECHA / HORA

FAS E

18.12.2007 07:50:00 20.12.2007 04:10:00

A B

NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL RANGO

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824

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NÚMERO TOTAL DE MEDICIONES REALIZADAS PORCENTAJE DE LECTURAS FUERA DE RANGO

3016 27,32%

FASE FASE FASE A B C NÚMERO DE LECTURAS FUERA DEL LÍMITE CUMPLE REGULACIÓN CONELEC 004/01

Cantidad medida Urms

820

0

4

NO

SI

SI

Unidad

FASE A

FASE B

FASE C

[V]

*****

*****

*****

En los resultados obtenidos de los datos numéricos como en la gráfica se puede observar que los problemas relacionados con las variaciones de tensión únicamente se localizan en la fase A, analizando los demás parámetros considerados no se encuentran problemas de flicker ni distorsión armónica; el LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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comportamiento de la demanda es normal para cada fase y el transformador no presenta sobrecarga en ningún instante del período de estudio, sin embargo si se tiene una mayor demanda en las fase B y C las cuales presentan valores ampliamente superiores a los registrados en la fase A; los comportamientos de corriente y tensión en el neutro no registran valores que pudieran relacionarse con las variaciones de tensión, al inspeccionar la zona del servicio se este transformador no se encuentran posibles contaminantes significativos, la mayoría usuarios son del tipo residencial con dos pequeños talleres de carpintería; estos indicadores denotan que el problema es en la misma máquina estática, la cual posiblemente presente un cortocircuito interno en las espiras de alguno de los devanados relacionados con la fase A, para solucionar el problema se recomienda realizar una medición de resistencia de los devanados para lo cual se deberá realizar la desconexión del transformador en sus niveles de media y baja tensión, de igual manera se recomienda una redistribución de la carga con la finalidad de obtener un equilibrio entre fases.

CAPÍTULO VI OBSERVACIONES, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 7.4.

OBSERVACIONES:

En el presente estudio se ha podido observar que existe una marcada deficiencia en lo referente al número de mediciones realizadas para el control de calidad de energía, las principales deficiencias presentan una mayor diferencia con lo establecido en la regulación vigente, en lo que respecta a control en subestaciones y mediciones de de factor de potencia en usuario de media y baja tensión. Además de las deficiencias en las mediciones requeridas, se presentan inconsistencias en los resultados, lo cual afecta a los indicadores de calidad de producto; esto ha sido resultado de una mala configuración del equipo de medición, fallas en las instalaciones del equipo de medición, errores en el análisis de los resultados. El control de nivel de flicker de corta duración únicamente se ha realizado comparando los niveles máximos registrados durante el período de estudio para cada punto de medición, y no se ha considerado el porcentaje máximo (5 % de mediciones fuera del límite) permitido por la regulación vigente. Algunos de los puntos estudiados presentan sus indicadores fuera de los límites permitidos, sin embargo en sus instalaciones no presentan problemas que puedan relacionarse con los niveles de los indicadores, es decir existen problemas de LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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Swells, Sags, armónicos, etc., que se reflejan en otro puntos de la red, los cuales al ser tratados de forma local beneficiarían mas allá de su punto directo de incidencia. Al analizar los resultados de las mediciones realizadas durante los cinco años, se observa mayores problemas relacionados con variaciones en los niveles de tensión y armónicos, en lo que respecta a niveles de tensión se relacionan con usuarios de baja tensión ubicados en finales de ramal, en el caso de zonas rurales afectados por las longitudes de vano, mientras que en el caso de zonas urbanas de igual manera afectados por la longitud de vano potencia de transformador considerable. El crecimiento de cargas electrónicas de uso domestico sin importar lo pequeña que esta represente es muy importante en cuanto al efecto causado en los indicadores de distorsión armónica. Existen ciertos casos en los cuales los datos reportados al CONELEC, difieren con los resultados del procesamiento de los registros de medición.

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7.5.

CONCLUSIONES:

Las actividades de control de calidad de energía dentro de la EEACA se han constituido como actividades complementarias del Departamento de Operación Mantenimiento y no se ha conformado un equipo destinado a cumplir directamente las responsabilidades de control de calidad de energía ya que estas deben ser esenciales para el cumplimiento de las políticas empresariales, claramente dentro del marco institucional de la Empresa establece como primera política: Suministrar el servicio de energía eléctrica al cliente en términos de calidad y confiabilidad de acuerdo a lo que dispone el Art. 13 literal e) de la ley de Régimen del sector Eléctrico en vigencia y según las regulaciones que para el efecto emite el CONELEC. Además dentro de su marco institucional la EEACA plantea proporcionar a sus usuarios un servicio eléctrico de alta calidad para garantizar su desarrollo económico y social, dentro de competitividad en el mercado, para lo cual, se promoverán las riesgo por parte de la empresa.

como objetivo y confiabilidad, un marco de inversiones de

Con las deficiencias y limitaciones que se han podido observar el cumplimiento de esta política y el objetivo institucional planteado no se han podido plasmar, si bien las mayores deficiencias son la falta de mediciones se puede decir que el proceso de medición, no implica únicamente a los equipos de medición, al contrario es una tarea que involucra aspectos de planificación, la cual se relacionan desde la selección de puntos de medición, definición de objetivos de las mediciones hasta el procesamiento de la información recopilada como producto final de la tarea de medición, lo cual concluye con la implementación de correctivos en busca de un servicio de calidad. Si bien se han encontrado varios problemas puntuales en los puntos estudiados, se puede decir que el problema de la empresa es un problema global enmarcado en deficiencias en las mediciones y errores en el procesamiento de la información recopilada, el cual radica en que las actividades de control de calidad son complementarias del departamento de Operación y Mantenimiento. Hasta que el sistema de registro de la calidad no esté en marcha, las ventajas que van a suponer para el usuario el nuevo tratamiento de la calidad existirán sólo en el papel, es decir, la situación del usuario frente a la calidad será la misma que hasta ahora, una situación deficiente frente a lo establecido en las regulaciones vigentes. La propia empresa eléctrica ha de intentar reducir en lo posible el impacto de las alteraciones existentes, asesorando a sus clientes sobre la forma más correcta de utilizar la energía eléctrica, especialmente en receptores que generen perturbaciones. Los propios usuarios tienen que preparar y optimizar sus LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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instalaciones, teniendo en cuenta las características de la red a la que se van a conectar, su entorno electromagnético y los requerimientos de inmunidad de sus propias instalaciones. Finalmente, las administraciones públicas competentes deberán organizar el marco legal adecuado que regule las relaciones entre todos ellos.

La no observación de los indicadores de calidad de energía eléctrica implica el crecimiento de averías, daños y pérdidas económicas que, por significativo en unos casos y continuados en otros, representan una pérdida general para la economía en todas las actividades relacionadas con el consumo de energía, lo cual finalmente afecta al país que requiere de acciones planificadas y controles permanentes. La calidad del suministro de la energía eléctrica es una responsabilidad, en primer lugar; de las empresas del servicio público en este sector, quienes son gestoras de este servicio y, por tanto, de la calidad del mismo. Sin embargo, por la incidencia que tienen en los consumidores y por ser estos los que tienen una incidencia prioritaria en la contaminación de la red, resulta para ellos también una responsabilidad importante a observar, la que se refrenda en un marco regulatorio y se realiza a través de los contratos de compra venta del servicio. La calidad de servicio eléctrico es un tema de gran relevancia, en el cual se encuentran involucrados tanto las empresas proveedoras de energía eléctrica como a los consumidores o usuarios finales de este servicio, dada la diversidad de aspectos técnicos y comerciales involucrados en el suministro. 

Una insuficiente calidad en el suministro de la energía eléctrica afecta, en mayor o menor grado, a otras tecnologías y procesos industriales, donde las pérdidas económicas que se generan por este concepto pueden llegar a ser importantes.



La deficiente calidad en el suministro provoca una operación ineficiente e impropia, entre otros, en las redes eléctricas, conducen a averías o incremento en los costos de operación, los que al final redundan en pérdidas para las empresas proveedoras del servicio eléctrico.



Las cargas cada día son más sensibles a las variaciones de ciertos parámetros o cantidades en sistemas del suministro de energía eléctrica, estas pueden sufrir afecciones que pueden llevar a tener problemas que involucren desde funcionamientos erróneos en equipos de uso doméstico hasta posibles pérdidas humanas.

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Como resumen, estamos ante un mercado de gran interés de cara al futuro, pero ni mucho menos maduro en la actualidad, en el que se necesita como primer paso concientizar a proveedores y consumidores de que posiblemente sus instalaciones y equipos no estén rindiendo lo que deberían debido al consumo de una onda de tensión de baja calidad. Es necesario mentalizar al mercado que estamos ante una situación que afecta a todos, grandes y pequeños consumidores. Que todo problema tiene su solución, y que pequeñas soluciones de bajo costo pueden aportar importantes ahorros a corto plazo. No importa cómo se llame la perturbación (hueco de tensión, armónicos, desequilibrio o flicker) todas son importantes en la medida que haya un equipo o instalación que no funcione a pleno rendimiento, y cuyo rendimiento pueda mejorarse con costes muy inferiores a los derivados del propio malfuncionamiento. 7.6.

RECOMENDACIONES:

Las actividades relacionadas con el control de calidad de energía no deben estar constituidas como un complementarias para el departamento de Operación y Mantenimiento de la Empresa Eléctrica Azogues C. A., al contrario la Empresa debe contar con el personal que oriente sus actividades a un verdadero control de calidad, para lo cual se deberá dotar a este personal con todos los recursos que estas actividades demandan. Los requerimientos para el control de calidad no solo deberán involucrar al personal y equipos necesarios, se deberá contar con la debida capacitación tanto en los niveles de medición, procesamiento de información y determinación de correctivos, sin embargo la capacitación no solo deberá orientarse al personal encargado del control de calidad al contrario se debe tener una capacitación integral en lo referente a calidad de energía, solo de esta manera se podrá contrarrestar la problemática actual y obtener un verdadero cumplimiento de las políticas empresariales orientando de esta manera a la consecución de los objetivos planteados dentro del marco institucional. Brindar un servicio da calidad es responsabilidad de las empresas de distribución , por lo cual la EEACA deberá realizar las inversiones que esto conlleve, orientándose al cumplimiento de leyes, reglamentos y regulaciones vigentes con esta finalidad; sin embargo la empresa también deberá exigir a los entes de control y a los usuarios el cumplimiento de lo establecido en los contratos de concesión y servicio, especialmente en lo referente a consumidores contaminante, el esfuerzo por prestar y ser beneficiario de un servicio de calidad deberá ser un esfuerzo conjunto. El mejoramiento de la calidad de energía no solo involucra inversiones dirigidas hacia soluciones técnicas que deberá implementar la empresa distribuidora, se debe considerar como un aspecto relevante la concientización de los usuarios sobre un uso adecuado del servicio, de igual manera se recomienda coordinar con las entidades locales para tener un mejor ordenamiento de los consumidores, el LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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casco urbano de la ciudad de Azogues así como las zonas aledañas al mismo presentan un alto nivel de consumidores contaminantes, los cuales desempeñan sus actividades diarias en zonas residenciales, afectando de esta manera las instalaciones y poniendo en riesgos las mismas así como los equipos de los usuarios. Se debe fomentar de mejor manera la metodología de tesis y pasantías con estudiantes de las instituciones educativas locales y regionales, abordando temas de interés para la empresa y el estudiante, con lo cual se aporta al desarrollo del futuro profesional y se optimiza los conocimiento disponibles por el mismo enfocando todo esfuerzo hacia un mejor desarrollo de la sociedad.

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LUIS PATRICIO GONZÁLEZ SAN MARTIN

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