Jordi Autonell Josep Balcells Vicente Barra Joan Brossa Francesc Fornieles Bernat Garcia Joan Ros Jordi erra Diseño y maquetación: Depto. Comunicación e imagen CIRCUTOR S.A. Datos catalográficos Balcells, Josep; et all. Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Primera Edición Alfaomega Grupo Editor, S.A. de C.V., México ISBN: 978-607-707-396-3 Formato: 17 x 23 cm Páginas: 336 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Josep Balcells Sendra (coord.) Jordi Autonell, Vicente Barra, Joan Brossa, Francesc Fornieles, Bernat García, Joan Ros, Jordi Serra. ISBN: 978-84-267-1695-8, edición en español publicada por MARCOMBO, S.A. Derechos reservados © 2011 MARCOMBO, S.A., Barcelona, España © 2011 CIRCUTOR, S.A., Vial Sant Jordi s/n, 08232, Viladecavalls (Barcelona, España) Primera edición: Alfaomega Grupo Editor, México, febrero 2016 © 2016 Alfaomega Grupo Editor, S.A. de C.V. Pitágoras 1139, Col. Del Valle, 03100, México D.F. Miembro de la Cámara Nacional de la Industria Editorial Mexicana Registro No. 2317 Pág. Web: http://www.alfaomega.com.mx E-mail: atencionalcliente@alfaomega.com.mx ISBN: 978-607-707-396-3 Derechos reservados: Esta obra es propiedad intelectual de su autor y los derechos de publicación en lengua española han sido legalmente transferidos al editor. Prohibida su reproducción parcial o total por cualquier medio sin permiso por escrito del propietario de los derechos del copyright. Nota importante: La información contenida en esta obra tiene un fin exclusivamente didáctico y, por lo tanto, no está previsto su aprovechamiento a nivel profesional o industrial. Las indicaciones técnicas y programas incluidos, han sido elaborados con gran cuidado por el autor y reproducidos bajo estrictas normas de control. ALFAOMEGA GRUPO EDITOR, S.A. de C.V. no será jurídicamente responsable por: errores u omisiones; daños y perjuicios que se pudieran atribuir al uso de la información comprendida en este libro, ni por la utilización indebida que pudiera dársele. Edición autorizada para venta en México y todo el continente americano. Impreso en México. Printed in Mexico. Empresas del grupo: México: Alfaomega Grupo Editor, S.A. de C.V. – Pitágoras 1139, Col. Del Valle, México, D.F. – C.P. 03100. Tel.: (52-55) 5575-5022 – Fax: (52-55) 5575-2420 / 2490. Sin costo: 01-800-020-4396 E-mail: atencionalcliente@alfaomega.com.mx Colombia: Alfaomega Colombiana S.A. – Calle 62 No. 20-46, Barrio San Luis, Bogotá, Colombia, Tels.: (57-1) 746 0102 / 210 0415 – E-mail: cliente@alfaomega.com.co Chile: Alfaomega Grupo Editor, S.A. – Av. Providencia 1443. 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Como resultado de esto, nuestra empresa se ha ganado un prestigio de sociedad con tecnología puntera entre los profesionales de los sectores industrial y de distribución y comercialización de energía eléctrica. En el año 2000, a raíz de las múltiples consultas de nuestros clientes se hizo la primera edición del libro titulado CALIDAD Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA, que trataba de los problemas de calidad y eficiencia energética con un punto de vista práctico y desde la perspectiva del cliente o usuario final. En los últimos diez años, éste ha sido un texto de referencia para muchos profesionales del sector, que en los últimos años nos animaban a hacer una nueva edición de aquella publicación. Dada la profunda transformación que ha sufrido el sector eléctrico en estos últimos diez años, CIRCUTOR pensó que no era suficiente con una reedición de aquella publicación, incluso realizando una revisión a fondo. En estos años los microprocesadores han multiplicado su potencia de cálculo por un factor aproximadamente de 1000. Este salto tecnológico ha permitido incorporar nuevas funciones a los instrumentos de medida y control de la red eléctrica, a los contadores de energía y a los equipos de mejora de la eficiencia energética. En particular todos estos equipos ya no pueden verse como equipos aislados, sino que están unidos por redes de comunicación, que les permiten un control global de la red a través de potentes programas SCADA, que se encargan de gestionar la eficiencia del sistema completo. Así pues, el equipo técnico de CIRCUTOR decidió recopilar en esta publicación un resumen de las técnicas de medida, control, optimización y uso racional de la energía eléctrica. Todo ello en un texto que combina conceptos de electrotecnia, de comunicaciones y de control de la eficiencia y la calidad de la energía eléctrica. Quisiéramos aprovechar la oportunidad en este prólogo para dar las gracias al editor y coautor del libro, Prof. Josep Balcells, profesor de la Universitat Politècnica de Catalunya, y colaborador habitual en los proyectos de mejora de eficiencia energética desarrollados por CIRCUTOR. El Prof. Balcells ha coordinado a un equipo de técnicos de las distintas divisiones de CIRCUTOR, que han volcado en el libro su dilatada experiencia en cada uno de los aspectos implicados en la eficiencia energética. Básicamente los siguientes: Medida, Control y Protección, Calidad y Gestión de la Energía y Mejora de Eficiencia (corrección de factor de potencia y filtrado de perturbaciones) Hemos intentado que el texto resultante diera respuesta de forma sencilla a los problemas habituales de nuestros clientes dedicados a proyectos de mejora de todos y cada uno de los aspectos indicados más arriba. Hemos creído que el objetivo común de todos ellos es la mejora de la eficiencia de los sistemas de distribución de energía eléctrica y por ello el título elegido para esta nueva publicación ha sido : EFICIENCIA EN EL USO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Nuestros lectores y amigos serán los que nos digan si hemos acertado en el enfoque de las distintas materias y si hemos conseguido el objetivo de crear una obra amena y útil. CIRCUTOR SA ÍNDICE 1 EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 Introduccion.......................................................................................................................... 13 Acciones básicas para alcanzar la eficiencia energética ...................................................... 16 La medida como parte esencial del control energético ........................................................ 19 La calidad de suministro ...................................................................................................... 22 Protección y seguridad del suministro eléctrico ................................................................... 24 Resumen .............................................................................................................................. 25 Referencias .......................................................................................................................... 26 2 CONCEPTOS BÁSICOS DE LOS CIRCUITOS DE C.A. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 Introducción.......................................................................................................................... 27 La red de alimentación ideal ................................................................................................ 27 Definiciones de magnitudes eléctricas ................................................................................. 28 Representación vectorial de las magnitudes eléctricas ....................................................... 31 Cargas lineales y no lineales en las redes de C.A. .............................................................. 33 Corrientes activa y reactiva en régimen sinusoidal .............................................................. 36 Potencias en los circuitos de C.A. sinusoidal ....................................................................... 38 Potencias en los sistemas trifásicos equilibrados ................................................................ 41 Sistemas trifásicos desequilibrados ..................................................................................... 44 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados .............................................................. 47 Potencias importadas y exportadas: cuadrantes ................................................................ 48 Sistema de distribución: esquema unifilar equivalente ....................................................... 49 Resonancias serie y paralelo ............................................................................................. 55 Herramientas de simulación de redes ................................................................................ 58 Resumen ............................................................................................................................ 61 Referencias ........................................................................................................................ 62 3 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN REDES NO DISTORSIONADAS 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 Introducción.......................................................................................................................... 63 Corrientes aparente, activa y reactiva .................................................................................. 63 Compensación de la potencia reactiva ................................................................................. 64 Cálculo de necesidades ....................................................................................................... 65 Ventajas de la compensación ............................................................................................... 70 Conceptos y definiciones relativas a la compensación del FP ............................................. 71 Elección del factor de potencia final ..................................................................................... 74 Equipos de compensación de reactiva ................................................................................. 75 Reguladores de potencia reactiva ........................................................................................ 79 Compensadores estáticos .................................................................................................. 82 Compensación fase-fase del FP ......................................................................................... 84 Compensación individual de cargas ................................................................................... 87 Beneficios de la compensación en MT ............................................................................... 91 ¿Dónde y cuándo compensar en MT? ............................................................................... 92 3.15 3.16 3.17 3.18 3.19 3.20 3.21 Definiciones de términos empleados en MT ....................................................................... 92 Regulación del FP en redes de media tensión ................................................................... 94 Condensadores para MT ................................................................................................ 100 Reactancias de choque para baterías de MT ................................................................... 102 Baterías de condensadores MT ...................................................................................... 103 Protección de las baterías de condensadores en MT....................................................... 108 Resumen .......................................................................................................................... 110 4 PERTURBACIONES EN LA RED 4.1 4.2 4.3 4.4 4.6 4.7 4.8 4.9 4.10 4.11 4.12 Introducción.........................................................................................................................111 Clasificación de las perturbaciones de red ......................................................................... 112 Variaciones de frecuencia ................................................................................................. 118 Perturbaciones de la amplitud ............................................................................................ 119 Interarmónicos ................................................................................................................... 124 Potencias en sistemas con armónicos ............................................................................... 126 Efectos de los armónicos ................................................................................................... 133 Flicker ................................................................................................................................ 137 Normas relativas a perturbaciones en la red .................................................................... 139 Resumen .......................................................................................................................... 143 Referencias ...................................................................................................................... 144 5 MEDIDA Y REGISTRO DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 Introducción........................................................................................................................ 145 Instrumentos de medida de parámetros eléctricos ............................................................. 146 Transductores de medida ................................................................................................... 153 Transformadores de corriente convencionales ................................................................... 155 Transformadores de corriente de efecto Hall ..................................................................... 160 Transformador tipo Rogowski ............................................................................................. 161 Instrumentación de proceso ............................................................................................... 162 Categorias de aislamiento y clasificación de seguridad ..................................................... 167 Errores en las medidas de potencia y factor de potencia................................................... 169 Analizadores de redes ...................................................................................................... 172 Resumen .......................................................................................................................... 182 Referencias ...................................................................................................................... 183 6 MEDIDA DE ENERGÍA Y CALIDAD DE SUMINISTRO 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 Introducción........................................................................................................................ 185 Mercado eléctrico ............................................................................................................... 185 Marco legal ........................................................................................................................ 189 Tipos de contador............................................................................................................... 193 Parámetros que mide un contador de energía ................................................................... 195 Contadores multifuncion ..................................................................................................... 200 Comunicaciones y protocolos............................................................................................. 203 Gestion de la demanda ...................................................................................................... 205 6.9 6.10 6.11 6.12 Funciones adicionales ........................................................................................................ 208 Calidad de suministro ....................................................................................................... 210 Resumen .......................................................................................................................... 213 Referencias ...................................................................................................................... 214 7 HERRAMIENTAS DE MEDIDA Y ANÁLISIS DE LA RED ELÉCTRICA 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 7.10 7.11 7.12 7.13 7.14 Introducción........................................................................................................................ 215 Conceptos básicos sobre instrumentos en red................................................................... 217 Niveles OSI de un sistema de comunicación ..................................................................... 219 Enlaces físicos ................................................................................................................... 222 Enlace Ethernet con protocolo IP ....................................................................................... 228 Redes de área local (LAN) BASADAS EN ethernet ........................................................... 231 Aplicaciones: Gestión energética, control de calidad y gestión de la demanda.................. 234 Prestaciones de una red controlada con Powerstudio ....................................................... 235 Sistemas de telegestión ..................................................................................................... 239 Redes de comunicaciones PLC: Arquitectura................................................................... 241 Características generales de una red de comunicación PLC ........................................... 242 Especificaciones funcionales del sistema de telegestion ................................................. 247 Capacidad de gestión de cargas ...................................................................................... 248 Resumen .......................................................................................................................... 249 8 SEGURIDAD EN LA RED : PROTECCIÓN DIFERENCIAL 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 8.10 8.11 8.12 8.13 8.14 Introducción........................................................................................................................ 251 Definiciones........................................................................................................................ 252 Efectos de la corriente eléctrica en las personas .............................................................. 254 Tensiones de seguridad .................................................................................................... 255 Envolventes y grados de protección de equipos de BT...................................................... 256 Regímenes de conexión de neutro y tierra......................................................................... 258 Protección diferencial ......................................................................................................... 261 Selectividad de la protección diferencial ............................................................................ 267 Disparos intempestivos en los relés diferenciales .............................................................. 269 Relés diferenciales de alta inmunidad a las perturbaciones ............................................ 271 Seguridad en centrales, parques de alta tensión y estaciones transformadoras .............. 273 Medida de las tensiones de paso y contacto.................................................................... 275 Medida de la resistencia de una toma de tierra .............................................................. 277 Resumen .......................................................................................................................... 278 9 TÉCNICAS DE COMPENSACIÓN Y FILTRADO DE PERTURBACIONES 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 Introducción........................................................................................................................ 279 Modelo de la red: armónicos de tensión ............................................................................ 279 Resonancias en las instalaciones industriales .................................................................. 281 Filtros ................................................................................................................................. 288 Filtros de rechazo o desintonizados ................................................................................... 288 Filtros de absorción parcial FAR-Q .................................................................................... 290 Filtros de absorción ............................................................................................................ 291 9.8 9.9 9.10 9.11 9.12 9.13 9.14 9.15 Armónicos múltiplos de 3 ................................................................................................... 297 Transformadores D-y separadores ..................................................................................... 298 Filtros de bloqueo en neutro ............................................................................................ 301 Filtros activos ................................................................................................................... 302 Compensadores estáticos con filtro ................................................................................. 304 Compensación de reactiva en sistemas desequilibrados ................................................. 308 Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación de suministro .................... 311 Resumen .......................................................................................................................... 313 10 FILTROS PARA CONVERTIDORES ESTÁTICOS 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 Introduccion...................................................................................................................... 315 Filtros para reducción de armónicos en el lado red de rectificadores .............................. 318 Filtros EMI para red de variadores de velocidad y SAI .................................................... 321 Filtros LCL para rectificadores activos ............................................................................. 324 Filtros para convertidores C.A.- C.A................................................................................ 326 Resumen .......................................................................................................................... 332 Referencias ...................................................................................................................... 333 1 EFICIENCIA ENERGÉTICA Y USO RACIONAL DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA 1.1 Introducción La Agencia Internacional de la Energía (AIE) advierte de que si no cambian las políticas energéticas de los países consumidores las necesidades energéticas creceran a un ritmo de un 1,5% anual entre 2007 y 2030 [1]. Concretamente las previsiones indican que el consumo energético crecerá un 40% entre estos años. Las proporciones actuales en cuanto a fuentes de energía se distribuyen de la siguiente forma: • 80% combustibles fósiles • 10% biomasa • 6% energía nuclear • 2% energía hidráulica • 2% energías renovables Por ello, la AIE, organismo dependiente de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) reclamó una "utilización más racional de la energía" y la sustitución de los combustibles fósiles por otros tipos de energía. Por otra parte, en cuanto al consumo, la electricidad es una de las formas de energía de mayor uso, de tal forma que su coste grava sobre todos y cada uno de los sectores de la industria, servicios y a la propia economía doméstica. A partir de este hecho, es fácil deducir que cualquier acción que tienda a mejorar la "Eficiencia Energética" de nuestras cargas y medios de distribución y todo lo que represente un "Uso Racional de la Energía" unas repercusiones importantes sobre la economía de todos y cada uno de los sectores implicados. Cabe preguntarse, sin embargo, qué debe entenderse por Energética y Uso Racional de la Energía Eléctrica rasgos , estos términos quieren decir obtener el máximo rendimiento de la energía consumida y de las instalaciones necesarias para su generación, transporte y utilización, garantizando un funcionamiento sin interferencias de todos los receptores conectados a la red de distribución. 1 La electricidad tiene, como se sabe, un grave inconveniente con respecto a otros tipos de energía y es que no permite su almacenamiento en cantidades significativas, lo cual implica que hay que generarla y transportarla en el preciso momento de su utilización. Esto obliga a dimensionar las instalaciones para prever la demanda máxima y por consiguiente implica la infrautilización de tales instalaciones en los momentos de menor demanda. Así pues, uno eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 14 de los aspectos fundamentales para el uso racional estriba en generar y transportar en todo momento sólo la energía útil (activa), compensando en las cargas otros tipos de energía fluctuantes como son la energía reactiva y la energía de distorsión, que se explican más adelante. Además, deben repartirse los consumos en el tiempo, evitando puntas innecesarias y aprovechando al máximo la infraestructura de generación y transporte en períodos valle. La fig. 1 muestra un perfil del consumo de energía eléctrica en España obtenido de [2]. Puede observarse claramente la ciclicidad del consumo y el mal aprovechamiento que representan para las infraestructuras de generación y transporte las grandes diferencias existentes entre los períodos punta y valle. Fig. 1.1 Perfil de demanda de electricidad según REE [2] Otro aspecto a considerar es que más de un 50% de la energía eléctrica consumida es procesada por algún tipo de convertidor electrónico (convertidores AC-DC, DC-DC o AC-AC). Estos equipos permiten modificar la tensión, la frecuencia y otros parámetros de las fuentes de alimentación, pero suelen provocar distorsión y ciertas perturbaciones en el sistema de distribución y transporte. Estas perturbaciones, denominadas genéricamente EMI, (Electromagnetic Interferences), ocasionan una pérdida de rendimiento en la mayor parte de cargas, una pérdida de eficiencia en el sistema de distribución de energía (sobrecarga innecesaria de las redes), un deterioro de la calidad de la onda de tensión y la posibilidad de fallo de algunos equipos electrónicos debida a las componentes de alta frecuencia. 1 Justamente las perturbaciones de alta frecuencia, conocidas a veces como "parásitos" ponen muchas veces en peligro el buen funcionamiento de una serie de equipos electrónicos, informáticos y de comunicaciones, originando un problema denominado de "COMPATIBILIDAD" entre los niveles de perturbación generados por unos y los niveles de inmunidad de otros. eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 15 La figura 1.2. Muestra esquemáticamente los factores que contribuyen al coste total del suministro de energía y deja entrever cuales son los conceptos sobre los que habrá que actuar para conseguir un uso racional. GENERACIÓN Y TRANSPORTE TÉRMINO DE POTENCIA ENERGÍA ACTIVA TÉRMINO DE ENERGÍA ENERGÍA REACTIVA PÉRDIDAS Y RECARGOS ENERGÍA DE DISTROSIÓN BAJA CALIDAD DE SUMINISTRO COSTES DE LA INFRAESTRUCTURA + COSTES DE LA ENERGÍA + COSTES DE LA NO CALIDAD PROBLEMAS DE COMPATIBILIDAD Fig. 1.2 Coste total del suministro de energía eléctrica 1 eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 16 1.2 Acciones básicas para alcanzar la eficiencia energética La optimización del suministro de energía eléctrica frente a toda la problemática comentada en el apartado anterior requiere varias acciones y distintas fases de ejecución, que se resumen en la figura 1.3. FASE DE PROYECTO SOFTWARE SIMULADORES INGENIERÍA PLANIFICACIÓN EQUIPOS DE MEDIDA PORTÁTILES OPTIMIZAR LA CONTRATACIÓN EQUIPOS DE MEDIDA COMUNICACIONES SCADA GESTIÓN DE LA DEMANDA EQUIPOS DE COMPENSACIÓN DE ENERGÍA FLUCTUANTE REDUCCIÓN DE CONSUMO Y PÉRDIDAS FASE DE EXPLOTACIÓN Fig. 1.3 Fases de optimización del consumo de energía eléctrica Para instalaciones de nueva creación, el proceso empieza en la fase de proyecto, donde mediante software de simulación y cálculos de ingeniería pueden preverse ya los equipos necesarios de medida y los equipos de compensación de energía fluctuante que deberán colocarse en la instalación. En esta fase podrá realizarse sólo una primera valoración, pero en cualquier caso puede preverse ya la colocación de determinados equipos y hacer las previsiones de espacio, cableado etc. Esta fase puede ahorrar que posteriormente se tengan dificultades de colocación de ciertos equipos o necesidades de ampliación de cableado o de separación de líneas, etc. Posteriormente se requiere una fase de planificación que permitirá optimizar la contratación más conveniente y prever los puntos de medida para poder realizar posteriormente una gestión del consumo. 1 Finalmente, una vez construido el sistema se pasa a una etapa de optimización, basada en la medida de los distintos parámetros eléctricos de la instalación. Cualquier acción que tienda a optimizar el consumo debe partir de un conocimiento a fondo del perfil de cargas y del factor de utilización de las instalaciones. En instalaciones ya existentes, las dos primeras fases deben suplirse por una fase de análisis y medida. Generalmente la primera fase de medida se realiza eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 17 con analizadores de redes portátiles, capaces de medir y registrar distintos parámetros eléctricos y distintos tipos de perturbaciones o defectos de calidad. Una vez detectados los centros de consumo y planificadas las acciones para su control y gestión, se podrán colocar instrumentos de medida fijos y controlar el conjunto mediante un programa SCADA. Tanto en el caso de instalaciones nuevas como en el caso de las ya existentes, una vez que se disponga regularmente de resultados de la medida, deberá hacerse una planificación de consumos y , en caso necesario , deberán aplicarse una serie de medidas correctoras, que en general tienden a compensar las energías fluctuantes y evitar los problemas de compatibilidad. Finalmente debe poderse controlar de forma automática que la planificación de consumos se cumple y actuar sobre el sistema para optimizarla si fuese necesario. Esto requiere una vez más equipos de medida y registro de las variables eléctricas y controladores programables, capaces de conectar o conmutar circuitos en caso necesario para optimizar el consumo. Para ello serán fundamentales los instrumentos de panel y el supervisor SCADA. Desde un punto de vista de gestión integral de la energía, es importante que los equipos de medida dispongan de canales de medida adicionales, mediante conversores de proceso, contadores de pulsos u otros medios que les permitan centralizar también los datos de consumos de agua y gas por ejemplo. Centrándonos en la gestión de la energía eléctrica, hay dos grandes bloques sobre los cuales podemos incidir para optimizar el sistema y obtener la máxima eficiencia: a) Gestión de la demanda En este bloque se incluyen todas las acciones dirigidas a suavizar el perfil de la curva de demanda. Normalmente esto se consigue automatizar con la colocación de equipos de control de la máxima demanda (maxímetros), que controlan la interrupción de cargas no críticas. En conjunto es lo que se llama gestión de la interrumpibilidad b) Reducción de consumos y pérdidas Este bloque se basa en la colocación de equipos de compensación de energía reactiva, de armónicos y equipos de filtrado para evitar las perturbaciones EMI y asegurar la continuidad de suministro 1 En cuanto a los equipos de compensación, estos tienen como misión global la mejora del factor de potencia. Nótese que el concepto de factor de potencia al que nos referimos aquí, tiene un sentido más general y más amplio que el que habitualmente se define en los textos de electrotecnia. En concreto el concepto factor de potencia (FP) lo entendemos aquí como la relación: eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica ENERGÍA ACTIVA MEDIDA TRABAJO ÚTIL + + ENERGÍA CONSUMIDA - PÉRDIDAS ENERGÍA REACTIVA COSTES ENERGÍA + ENERGÍA DE DISTORSIÓN 18 ENERGÍA FLUCTUANTE RECARGOS TRANSITORIOS INTERFERENCIAS PROBLEMAS DE EMI / EMC PAROS NO DESEADOS COMPENSACIÓN DE REACTIVA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS + + INFRAESTRUCTURA - PLANIFICACIÓN Y CORRECCIONES AHORRO DE ENERGÍA AHORRO FILTRADO DE ARMÓNICOS GESTIÓN DE LA DEMANDA ENERGÍA + MAXÍMETRO INTERRUMPIBILIDAD AHORRO EN INFRAESTRUCTURA INFRAESTRUCTURA Fig. 1.4 Factores que influyen sobre el coste y el ahorro de la energía eléctrica FP = Potencia útil Potencia t ransportad a Obsérvese que esta definición es más amplia que la clásica definición dada en electrotecnia que equiparaba el factor de potencia al cosφ de una instalación. Dentro de la potencia transportada incluiremos cualquier tipo de energía fluctuante; es decir, energía que se transporta y no se utiliza. Concretamente los tipos más frecuentes de energía fluctuante que encontramos en las instalaciones eléctricas son la energía reactiva y la debida a la distorsión armónica. La compensación de éstas permitirá mejorar el rendimiento y hacer un uso más racional de los medios de generación y transporte. Estos equipos pueden cumplir además una función de filtrado de determinadas perturbaciones, sobre todo armónicos y algunos transitorios de conmutación producidos por los convertidores de potencia, contribuyendo así a una mejora de la calidad del sistema de distribución. 1 A lo largo del texto daremos amplia información de todos los sistemas mencionados anteriormente, incidiendo en los aspectos prácticos y analizando los conceptos básicos que un técnico debe conocer para diseñar las instalaciones y contratar el suministro bajo el criterio de lo que hemos dado en llamar uso racional de la energía eléctrica o máxima eficiencia energética. La figura 1.4 muestra un esquema donde se resumen los conceptos explicados anteriormente y donde se refleja la incidencia de distintos factores sobre al ahorro energético. eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 19 1.3 La medida como parte esencial del control energético En los apartados anteriores hemos hecho hincapié en los aspectos técnicos que inciden en el coste de la energía y en las posibles vías de ahorro. Del análisis efectuado en dichos apartados deducimos que la medida de parámetros eléctricos en la instalación es uno de los puntos clave para poder realizar un posterior análisis y una planificación de las acciones a realizar para optimizar el consumo. El sistema de medida de un abonado empieza por el contador de energía que cualquier instalación tiene a la entrada de suministro. Para poder aprovechar todas las ventajas de la gestión energética ya no basta con los clásicos contadores Ferraris, puesto que estos no permiten realizar las funciones de control de demanda ni tienen posibilidad de comunicaciones y ofrecen una capacidad muy limitada de gestión y control de instalaciones que puedan importar y exportar energía en distintas franjas horarias y con distintas tarifas. Para poder realizar una correcta gestión de la demanda y aprovechar las ventajas tarifarias que se derivan de la nueva legislación para contratación en el mercado libre hace falta un cambio en profundidad de las funciones realizadas por el contador. En concreto las funciones que se requieren en los contadores modernos son: • Medida y registro de energía activa, tanto importada como exportada • Medida y registro de energía reactiva, tanto importada como exportada • Registro del perfil de carga: Diario, semanal, mensual • Gestión de diferentes franjas tarifarias • Gestión de interrumpibilidad en varios circuitos • Comunicación vía PLC • Monitorización de parámetros a través de un programa SCADA • Incorporar un sistema de medida de calidad de suministro 1 eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 20 Módem RTC Ethernet CIRWATT B Ethernet Módem GSM RS232 CIRWATT D conversor 232/485 Internet Módem GSM CIRWATT B RS485 CIRWATT B CIRWATT D CIRWATT B Figura 1.5.- Contadores electrónicos: Posibilidades de comunicación La fig. 1.5 muestra una red de distribución con contadores electrónicos e ilustra las posibilidades de comunicación. En plantas industriales muy grandes, con múltiples procesos, los parámetros obtenidos del contador, siendo importantes y tal vez los más relevantes, no permiten un estudio detallado de los consumos individuales de cada proceso. 3x 3x a subcuadro de oficinas a subcuadro de producción a subcuadro de clima a subcuadro de salida SAI 4x SAI 1 3x 3x 3x a HUB Subcuadro de oficinas a HUB 3x 3x Subcuadro de producción Subcuadro de climatización a HUB a HUB Fig. 1.6 Esquema general de la medida en una planta industrial eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 21 Por tanto las posibles faltas de eficiencia pueden quedar diluidas en un promedio de consumos y resultar indetectables. Así pues, aparte del contador general, la gestión energética completa requiere otros muchos puntos de medición y registro de parámetros, que deberán elegirse convenientemente en la fase de planificación, para poder luego obtener consumos parciales, vigilancia de ciertos procesos y en definitiva para poder hacer una gestión energética a nivel de secciones de un proceso productivo. La fig. 1.6 muestra un diagrama unifilar de una gran instalación e ilustra este concepto. En caso de requerir, de forma puntual, medidas y registro de parámetros de alguna línea en particular, podemos recurrir a instrumentos de medida portátiles, que ofrecen prestaciones similares a los instrumentos de panel y permiten su colocación temporal para hacer el seguimiento de determinados procesos. La fig. 1.7 muestra uno de estos instrumentos portátiles Fig. 1.7.- Instrumento de medida portátil con capacidad de registro de más de 1 mes 1 En los esquemas anteriores podemos observar que los antiguos instrumentos de aguja han sido substituidos por modernos instrumentos electrónicos, con posibilidad de mostrar en una misma pantalla y con un solo instrumento las corrientes, tensiones, potencias, armónicos, etc., tanto en forma numérica como en forma gráfica. Además, todos ellos son capaces de registrar en memoria estos parámetros de forma periódica. Obsérvese que esto implica que un instrumento electrónico es capaz de proporcionar una gran cantidad de datos, pero para sacarle partido a esto se requiere un sistema de comunicación capaz de enlazar estos instrumentos a un ordenador, que recogerá los datos de todas y cada una de las líneas y permitirá ver la evolución de cualquiera de las magnitudes medidas. Este ordenador central suele estar equipado con un programa SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition), que se encarga de interrogar periódicamente a los instrumentos y de mostrar en forma gráfica o numérica los distintos parámetros y sus gráficos de evolución en el tiempo. La fig. 1.8 muestra un ejemplo de pantallas obtenidas con el programa SCADA eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 22 Fig. 1.8.- Distintas pantallas obtenidas con el software SCADA 1.4 La calidad de suministro 1 Uno de los aspectos que se han mencionado a lo largo de este capítulo y que preocupa a muchos usuarios y a las propias compañías suministradoras es el concepto de “calidad de suministro de la energía eléctrica”. El término “calidad” es entendido de muy distinta manera por distintos usuarios y por las propias compañías suministradoras. eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 23 Los problemas de “no calidad” son un factor más dentro del coste de la energía eléctrica ("costes ocultos") y como tal deben ser considerados dentro del concepto de eficiencia y uso racional de la energía que nos ocupa. Es frecuente cuantificar el ahorro obtenido con una mejora del factor de potencia o con un cambio de tarifa, pero nos olvidamos a veces de imputar como factor de coste el derivado de una interrupción de servicio, o el ocasionado por un disparo intempestivo de algunas protecciones. Para poder juzgar sobre dicha calidad debemos definir previamente un modelo ideal de red. En el caso de las redes industriales trifásicas con neutro, este VARIACIONES DE FRECUENCIA FRECUENCIA TRANSITORIAS DURACIÓN > 1 CICLO PERIÓDICAS VARIACIONES LENTAS DE U SOBRETENSIONES HUECOS Generadores aislados 42,5 ... 57,5 Hz -10 ... 10% +10 ... 25% -10 ... 10% FLUCTUACONES FLICKER modulación 0,5 a 30 Hz VARIACIONES RÁPIDAS DE U TRANSITORIOS Picos y huecos Escalón alto dU/dt AMPLITUD TRANSITORIAS DURACIÓN < 1 CICLO PERIÓDICAS ARMÓNICOS DESEQUILIBRIOS FUGAS SIMETRIA CONDUCIDAS ALTA FRECUENCIA EMI RADIADAS BANDA A BANDA B Pulso(s) Alto dU/dt amplitud < 100% 1000 ... 2500 Hz secuencia inversa homopolar 30 mA, 500 mA 10 ... 150 kHZ 150 kHz ... 30 MHz 30 ... 80 MHz 80 MHz ... 2 GHz Fig. 1.9.- Clasificicación de las principales NO idealidades de la red 1 modelo ideal consistiría en tres fuentes de tensión alterna, perfectamente senoidal, sin impedancia interna, perfectamente iguales y desfasadas entre sí 120º. Las principales desviaciones de este modelo pueden clasificarse en tres grandes grupos, según afecten a la frecuencia, a la amplitud o a la simetría del sistema trifásico. La figura 1.9 muestra una clasificación de dichas desviaciones. eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 24 Obsérvese que las posibles perturbaciones pueden ser transitorias o periódicas y en este último caso pueden tener variación muy lenta o muy rápida. Un buen diagnóstico del tipo de perturbación que se desea corregir es básico para acertar en la solución más idónea desde el punto de vista energético y de Compatibilidad Electromagnética (EMC). En el capítulo 4 se hará un estudio exhaustivo de este tema y en el capítulo 9 se indicarán los medios de compensación más habituales 1.5 Protección y seguridad del suministro eléctrico Una de las principales preocupaciones que aparecen durante el funcionamiento de una instalación eléctrica es sin duda la seguridad, tanto de la propia instalación como de las personas y bienes relacionados con dicha instalación. La seguridad de una instalación es un factor de calidad de la misma y como tal hay que preverla en la fase de proyecto, implementarla en la fase de construcción y controlarla en la fase de explotación. Este control en la fase de explotación requiere la instalación de elementos de protección, que una vez más se basan en sistemas de medida asociados al disparo de ciertos relés o salidas digitales, que actúan sobre el sistema aislando el defecto. Los defectos más comunes que se controlan dentro del concepto de seguridad y protección son los siguientes: a) Protección contra defectos de aislamiento en condiciones normales de uso de la instalación. (Protección diferencial, vigilancia de aislamiento) b) Protección en caso de condiciones accidentales o anómalas: Básicamente sobretensiones y cortocircuitos. (Dispositivos de corte asociados a medida de máxima o mínima tensión, máxima corriente, etc.) En el capítulo 8 se hará un estudio exhaustivo de este tema centrándose básicamente en el primero de estos aspectos, es decir, el aspecto de aislamiento entre partes conductoras de una instalación sometidas a tensión de fases distintas o entre éstas , masa y tierra. Estos defectos de aislamiento pueden producir dos tipos de problemas: 1 • Peligro de electrocución para las personas, por contacto directo con partes conductoras del propio sistema eléctrico o por contacto indirecto a través de las envolventes. Corrientes del orden de 5 a 10 mA pueden ser suficientes para provocar una fibrilación cardiaca si en el camino de paso de la corriente se ven afectados los músculos del corazón. • Peligro de incendio en caso de corrientes de fuga importantes a través de caminos resistivos con resistencias relativamente grandes o por cortocircuito a través del conductor de tierra. De hecho, se ha comprobado que corrientes del orden de 300 mA, eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 25 circulando entre piezas conductoras con elevada resistividad, como puede ser el caso de hierro oxidado, pueden llegar a producir pérdidas suficientes para poner el óxido incandescente e iniciar un incendio. Las medidas de protección para evitar este tipo de problemas son esencialmente de dos tipos: • Aislamiento entre partes envolventes y partes sometidas a tensión. Esto significa que las envolventes de los equipos eléctricos deben diseñarse de tal forma que cualquier parte conductora accesible al tacto esté debidamente aislada de las partes sometidas a tensión. • Conexión de las envolventes a tierra y protección de las instalaciones en caso de fuga mediante relés diferenciales o relés de vigilancia de aislamiento. En los capítulos sucesivos se da una descripción más detallada de todos estos fenómenos y de los elementos de protección para evitar los daños sobre las personas, la instalación eléctrica o incidencias de suministro. 1.6 Resumen En esta introducción hemos indicado cuales son las bases para poder efectuar una buena planificación y gestión de una instalación eléctrica, con vistas a la obtención de la máxima "Eficiencia Energética" y a la eliminación de problemas de "Compatibilidad Electromagnética" (EMC). Hemos indicado también la necesidad de disponer de equipos capaces de evitar el transporte de energía fluctuante y hemos anunciado los posibles métodos para eliminar determinadas perturbaciones que penalizan la eficiencia y hacen peligrar la seguridad de las instalaciones. Una vez más debemos destacar la necesidad de disponer de elementos de medida y registro, conectados a elementos de protección y control y gestionados por un sistema SCADA inteligente. El conjunto de estas tres cosas permite obtener la máxima eficiencia energética y permite garantizar la máxima calidad de servicio. 1 Puede parecer que algunas de las soluciones comentadas contribuyen sólo a una reducción de la tarifa y que no aportan un verdadero ahorro de energía. En lo que se refiere a reducción de pérdidas, es evidente que esto no es así y que se obtiene un verdadero ahorro. En otros aspectos como las penalizaciones por consumo de reactiva, maxímetro, períodos punta y estacionalidad es evidente que el principal beneficio para el usuario es la reducción de tarifa. En muchos casos lo que se obtiene es un mejor aprovechamiento del sistema de distribución y transporte existente, lo cual evita tener que hacer ampliaciones y por tanto representa un ahorro en coste de infraestructura. Un tercer aspecto que no debemos olvidar, que son los problemas de "compatibilidad". Si bien es cierto que el filtrado de armónicos y la eliminación de otras perturbaciones no repercute eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 26 en una disminución de la tarifa, sí contribuye a eliminar una serie de problemas derivados de la distorsión, que tienen un elevado coste en interrupciones, mantenimiento, degradación prematura de componentes y mala utilización de los medios de transporte. 1.7 Referencias [1] World Energy Outlook 2009, Agencia Internacional de la Energía; http:// www.iea.org/ [2] Red Eléctrica Española. Demanda de energía en tiempo real, http://www. ree.es/operacion/curvas_demanda.asp 1 eficiencia energética y uso racional de la energía eléctrica 2 CONCEPTOS BÁSICOS DE LOS CIRCUITOS DE C.A. 2.1 Introducción En este capítulo se dan una serie de conceptos sobre circuitos de corriente alterna (C.A.). No pretendemos que éste sea un texto de teoría de circuitos, sino una introducción que sirva para centrar los temas de aplicación que se verán en capítulos sucesivos. Para ampliar conocimientos sobre este tema recomendamos al lector que consulte las referencias [1] y [2]. En este capítulo consideraremos el caso más normal de redes de C.A. de baja y media tensión, casi ideales, es decir, con bajo nivel de distorsión. En capítulos sucesivos se irán introduciendo los problemas de las redes distorsionadas y las posibles formas de solucionarlos. 2.2 La red de alimentación ideal Lo que denominamos “red de alimentación industrial” o simplemente “red industrial”, en el caso ideal está constituida por un sistema trifásico de conductores, alimentados por tensiones sinusoidales desfasadas 120º entre cada una de las fases. La Fig. 2.1. muestra la forma de onda de las tensiones U1, U2, U3, de cada una de las fases respecto al neutro. Una red no ideal sería aquella que tuviera alguna desviación con respecto a este modelo (fases de distinta amplitud, forma de onda no sinusoidal, etc.) Fig. 2.1 - Sistema trifásico de tensiones 2 Así pues, en condiciones ideales la red trifásica debería comportarse como un conjunto de tres fuentes de tensión perfectamente sinusoidales, sin impedancia interna (por tanto sin caídas de tensión), con frecuencia constante y con equilibrio perfecto de las tres fases (120º de desfase entre fase y fase). En la práctica, veremos que estas condiciones no siempre se cumplen, debido básicamente a dos tipos de causas, a saber: concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 28 • Los generadores y el sistema de distribución tienen una cierta impedancia interna. Esto origina caídas de tensión y pérdidas en el sistema de distribución. • Las cargas absorben corrientes transitorias (sobre todo en arranques) y algunas de ellas consumen corrientes no sinusoidales y desequilibradas, perturbando la forma de onda y el equilibrio del sistema. Antes de entrar a describir las posibles desviaciones de la red con respecto al comportamiento ideal, dedicamos este capítulo al estudio de los parámetros y ecuaciones que rigen en dicha red ideal y para empezar damos las definiciones de los principales parámetros que la definen. 2.3 Definiciones de magnitudes eléctricas A continuación se dan las definiciones de una serie de parámetros eléctricos que habitualmente manejamos para caracterizar la red de alimentación. Daremos también en este apartado las ecuaciones básicas que los relacionan y que nos permitirán realizar cálculos sencillos en instalaciones de BT. 2.3.1 Definiciones de magnitudes sinusoidales Cualquier magnitud de tipo sinusoidal, tensión o corriente, queda caracterizada por los parámetros indicados en la tabla 2.1. En la Fig. 2.2 se ilustran de forma gráfica algunos de estos parámetros para una tensión y una corriente sinusoidales. Tabla 2. 1.- Parámetros básicos de magnitudes alternas 2 Valor instantáneo Valor en un instante determinado de tiempo, u(t) para la tensión e i(t) para la corriente Amplitud (A) Máximo valor instantáneo de tensión o corriente Uo, Io Periodo (T) Duración de un ciclo completo, T Frecuencia (f) Número de ciclos por segundo. f = 1/T Pulsacion (ω) Se define como ω = 2pf Desfase (j) El desfase entre dos magnitudes sinusoidales es el retraso de una respecto a la otra. (Ver Fig. 2.2) concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 29 Fig. 2.2 - Tensión y corriente en un sistema monofásico: Parámetros fundamentales. Las expresiones analíticas de la tensión y corriente de un circuito cualquiera con onda sinusoidal, como las dibujadas en la Fig. 2.2 son las siguientes: u(t ) = U 0 . sin ( t) (2.1) i (t ) = I 0 . sin( t + ) (2.2) 2.3.2 Medida de magnitudes sinusoidales Para la medida de tensiones y corrientes sinusoidales se utiliza normalmente el valor eficaz. Cuando decimos que en una red hay 230 V ó 400 V nos referimos siempre a un valor eficaz. El valor eficaz se obtiene a partir de los valores instantáneos tal como se explica a continuación: VALOR EFICAZ: El valor eficaz de una función periódica es la media cuadrática de la función a lo largo de un período. (Raíz cuadrada del promedio de cuadrados de los valores instantáneos). La ecuación es la (2.3). La Fig. 2.3. da una representación geométrica de (u(t))2. El valor eficaz se obtiene sumando las áreas S1 y S2, dividiendo por el período y extrayendo raíz cuadrada. (2.3) 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 30 Fig. 2.3 - Valor eficaz de una onda de tensión o corriente La importancia del valor eficaz radica en el hecho de que la potencia disipada sobre una carga depende precisamente del cuadrado de la tensión o de la corriente. Por tanto podemos decir que en promedio la potencia entregada a una carga resulta proporcional a los valores eficaces de la tensión o de la corriente que circula por dicha carga. PR = U ef2 R = RI ef2 (2.4) VALOR MEDIO: En circuitos de corriente continua o rectificada conviene a veces medir el valor medio. Éste se calcula como la media aritmética de los valores instantáneos a lo largo de un período, como indica la ecuación (2.5). La representación geométrica para una onda rectificada es la indicada en la Fig. 2.4. El valor medio se obtiene sumando las superficies indicadas y dividiendo por el período, según indica la propia ecuación (2.5). (2.5) Nótese que según esto la onda sinusoidal sin rectificar tiene valor medio nulo, ya que el semiciclo positivo tiene la misma área que el negativo ; en cambio la onda que resulta de rectificar una tensión sinusoidal sí tiene un valor medio no nulo. Este valor nos da precisamente la componente continua obtenida de la rectificación. En general, cuando el valor medio de una onda no es nulo indica que dicha onda tiene una cierta componente continua. 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 31 Fig. 2.4 - Valor medio de una onda sinusoidal rectificada INSTRUMENTOS DE MEDIDA: El tipo de instrumentos adecuados para medir valores eficaces son los electromagnéticos de hierro móvil o los electrónicos denominados de “verdadero valor eficaz”. Los instrumentos de bobina móvil y algunos de tipo electrónico con rectificador de entrada, miden en realidad el valor medio de la onda rectificada, aunque su escala puede estar graduada en valor eficaz. En tales instrumentos, la indicación de valor eficaz sólo será correcta para onda puramente sinusoidal, pues en ésta la relación valor eficaz/valor medio, denominada “factor de forma”, es fija e igual a 1,1. Para ondas distorsionadas esta relación no se mantiene y por tanto la indicación de valor eficaz de los instrumentos que miden en valor medio sería errónea. 2.4 Representación vectorial de las magnitudes eléctricas Es frecuente representar las magnitudes sinusoidales mediante vectores giratorios. Este tipo de representación se deduce del hecho de que un vector de módulo Uo, girando con una velocidad angular ω proyecta sobre el eje vertical un segmento cuya longitud es: u = U 0 sin ( t ), según se muestra en la Fig. 2.5. El período de la señal sinusoidal resultante es T = 2p / ω y por tanto la relación entre frecuencia y pulsación de la magnitud sinusoidal es la indicada en (2.6): = 2 =2 f T 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna (2.6) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 32 Fig. 2.5 - Representación vectorial de una magnitud alterna Por convenio se elige el eje x como origen de ángulos para la representación vectorial y se considera sentido de rotación positivo el contrario a las agujas del reloj. De esta forma, el valor instantáneo u(t) del vector de módulo Uo y fase inicial = t 0, representado en la Fig. 2.5, viene dado por la expresión (2.7): u(t ) = U o sin ( t + ) (2.7) Dos magnitudes sinusoidales retrasadas una respecto a otra en el tiempo, por ejemplo una tensión y una corriente, pueden representarse como vectores giratorios con un cierto ángulo de desfase entre ellos, tal como se ha hecho en la Fig. 2.6. Fig. 2.6 - Representación vectorial de dos magnitudes sinusoidales desfasadas En el caso de redes industriales se suele trabajar con magnitudes sinusoidales de igual frecuencia (no consideramos por el momento los armónicos) y no se está interesado en los valores instantáneos sino en la amplitud y fase de las mismas. En tal caso se suelen representar dichas magnitudes en diagramas vectoriales, considerando los vectores fijos en vez de giratorios, obteniéndose lo que denominamos diagrama vectorial de “fasores” La Fig. 2.7.a muestra uno de tales diagramas para representar una tensión u , que se toma como origen de fases y una corriente i, retrasada un ángulo j (desfase) . 2 Hay que resaltar que en un diagrama vectorial de fasores solo se pueden representar magnitudes sinusoidales de igual frecuencia y que por lo tanto mantienen la misma posición relativa en todo momento. En consecuencia el concepto de desfase solo es concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 33 aplicable a magnitudes de igual frecuencia. Por convenio se toma como origen de fases el eje x, denominado también eje real y se consideran positivos los desfases en sentido antihorario y negativos los de sentido horario. u i i u a) Desfase negativo de I0 respecto a U0 b) Desfase positivo de I0 respecto a U0 Fig. 2.7 - Diagrama de fasores representando una tensión y una corriente con desfase j La Fig. 2.7 muestra dos diagramas de fasores, el a), donde la corriente tiene un desfase negativo respecto a la tensión (se dice también que la corriente va retrasada con respecto a la tensión) y el b), en el que la corriente tiene un desfase positivo respecto a la tensión (se dice que la corriente va adelantada con respecto a la tensión). 2.5 Cargas lineales y no lineales en las redes de C.A. Desde un punto de vista muy general podemos distinguir dos tipos de cargas susceptibles de ser alimentadas por una red de C.A.: cargas lineales y cargas no lineales. En términos muy simples, diremos que una carga es lineal si al alimentarla con una tensión sinusoidal da lugar a una corriente sinusoidal de igual frecuencia, aunque se admite que pueda existir un desfase entre la corriente de carga y la tensión que la ha producido. Así pues, en una carga lineal, la tensión aplicada y la corriente están relacionadas por un factor constante, bien entendido que, dicho factor puede ser un número real o un número complejo, dependiente de la frecuencia. Es decir, las inductancias y los condensadores se consideran elementos lineales, aunque provocan un desfase entre tensión y corriente. 2 Por contra, diremos que una carga es no lineal cuando la relación tensión/ corriente no es una constante real ni compleja, sino que depende del punto de trabajo (u,i). Si para una carga determinada alimentada por una fuente de C.C. o de muy baja frecuencia, representamos los pares de valores instantáneos (u,i) en un gráfico, los elementos lineales quedan representados por una recta, mientras que los no lineales presentan una relación curvilínea. A título de ejemplo la Fig. 2.8 muestra los gráficos (u,i) para un elemento lineal y uno no lineal. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 34 a) Lineal b) No lineal Fig. 2.8 - Curvas (U,I) para un elemento lineal y uno no lineal Las cargas lineales están formadas por combinaciones de tres tipos de elementos básicos, que se describen a continuación: • Fuentes de tensión. • Fuentes de corriente. • Elementos pasivos R, L, C. (Resistencias, inductancias o condensadores) Una fuente de tensión es un dispositivo cuya tensión en bornes se mantiene constante con independencia de la corriente que lo atraviesa. Un elemento se comporta como fuente de tensión cuando su impedancia interna es despreciable frente al resto de impedancias del circuito. Una fuente de corriente es un dispositivo que suministra o absorbe una corriente constante, con independencia de la tensión que tenga en bornes. Un elemento se comporta como fuente de corriente cuando su impedancia interna es mucho mayor que el resto de impedancias del circuito. Obsérvese que los conceptos de fuente de tensión y fuente de corriente son aplicables tanto a generadores como a receptores. En cuanto a los elementos pasivos R, L, C , mantienen una relación constante entre su tensión en bornes (U) y la corriente (I) que los atraviesa. Cada uno de estos elementos se caracteriza por su relación U/I , conocida como impedancia, designada por Z. Los valores de impedancia para cada uno de los citados elementos son: R, ωL y 1/ωC , respectivamente. En la Fig. 2.9 hemos representado la relación U-I, para cada uno de los componentes de los circuitos lineales antes mencionados. 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica a) Fuente de tensión b) Fuente de corriente 35 c) Carga R-L-C Fig. 2.9 - Característica U-I de los diversos componentes lineales 2.5.1 Impedancias de las cargas lineales En el apartado 2.4. hemos visto que las magnitudes sinusoidales podían representarse mediante vectores y esto permitía manejar simultáneamente la amplitud y fase de dichas magnitudes. Las leyes básicas de Ohm y leyes de Kirchoff son aplicables al circuito de corriente alterna siempre que esté formado por elementos lineales. No obstante la corriente en dichos circuitos no tiene en general la misma fase que la tensión, sino que dependiendo del tipo de carga existe un desfase entre ambas magnitudes. Así pues la impedancia, como relación entre dos vectores, será otro vector, con su módulo y su fase. Para un circuito serie genérico formado por R, L, y C (ver la Fig. 2.10) la relación entre tensión y corriente es la que indican las ecuaciones (2.8) a (2.14). Estas ecuaciones permiten calcular el módulo (magnitud) y la fase de la impedancia y en consecuencia el módulo de la corriente y su desfase con respecto a la tensión. 2 a) Circuito R-L-C: Diagrama vectorial b) Diagrama de impedancias Fig. 2.10 - Impedancia de un circuito serie y sus componentes concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 36 Impedancia: Z = R + j( L Forma cartesiana 1 ) C Módulo Z = R 2 + ( L 1/ C )2 Fase Z = arc tan Forma fasorial Corriente: Forma fasorial (2.10) Z=Z Módulo I =U /Z Fase I = (2.9) ( L 1/ C ) R U U I = = Z Z U (2.8) (2.11) ( U Z ) (2.12) (2.13) Z (2.14) Las reglas para obtener la impedancia de componentes en serie y paralelo, trabajando con sus expresiones vectoriales, son las clásicas, aunque las operaciones deben realizarse ahora con vectores, o si se prefiere en modo analítico, con números complejos, según las ecuaciones (2.15) y (2.16). (2.15) Serie Paralelo Z1Z 2 Zp = Z1 + Z 2 (2.16) 2.6 Corrientes activa y reactiva en régimen sinusoidal 2 Según se desprende de los apartados anteriores, la corriente en un circuito lineal alimentado por una tensión alterna sinusoidal, es una corriente también sinusoidal, de igual frecuencia que la tensión y con un cierto ángulo de retraso concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 37 o adelanto con respecto a dicha tensión, dependiendo de que predominen las cargas de tipo inductivo o capacitivo. En la Fig. 2.11, se representan los diagramas vectoriales de tensión y corriente, tomando como origen de fases la tensión, para dos casos: • Con carga inductiva (R-L) • Con carga capacitiva (R-C) a) Circuito inductivo b) Circuito capacitivo Fig. 2.11 - Corriente total y sus componentes activa y reactiva En cualquiera de los casos el vector corriente puede descomponerse en dos componentes: • Corriente activa, I a , en fase con la tensión. • Corriente reactiva, I r , desfasada 90º con respecto a la tensión. Según el convenio de signos adoptado en la Fig. 2.7, el desfase es negativo (retraso) para cargas inductivas y positivo (adelanto) para cargas capacitivas. Las relaciones entre la corriente total componentes son las siguientes: I a = I . cos Componente Activa (2.17) I r = I . sin Componente Reactiva (2.18) I = I a + jI r I = I a2 + I r2 2 I , llamada corriente aparente y sus Corriente Aparente, forma vectorial (2.19) Corriente Aparente, módulo (2.20) Es interesante comentar los significados físicos de cada una de estas corrientes: Por un lado la corriente total, denominada aparente, es la que mediríamos en el circuito con un amperímetro. En definitiva es el valor que debe tomarse para dimensionar los conductores. Sin embargo, como se verá más adelante, la componente activa es la única que produce trabajo útil, mientras que la concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 38 componente reactiva se consume tan solo en la creación de campos eléctricos y magnéticos. Se puede reducir la corriente total, sin pérdida de prestaciones, si se compensa la corriente reactiva tal como se estudiará en el capítulo siguiente. 2.7 Potencias en los circuitos de C.A. sinusoidal Hemos recalcado el concepto de circuitos de C.A. sinusoidal porque el tema de potencias en circuitos perturbados por armónicos es distinto y será estudiado más adelante, en el capítulo 4. La potencia eléctrica de un circuito se obtiene del producto de la tensión por la corriente. Esta expresión resulta simple de aplicar a los circuitos de corriente continua, ya que los valores de U e I son constantes, pero en los circuitos de alterna U e I varían en cada instante y por tanto la potencia varía también. La expresión de la potencia instantánea para tensión y corriente sinusoidales es: p = U 0 sin t. I 0 sin( t + ) (2.21) Desarrollando esta expresión, puede ponerse en una forma más conveniente: p = UI cos + UI cos(2 t + ) (2.22) donde U e I son los valores eficaces de la tensión y corriente respectivamente: U = U0 / 2 ; I = I0 / 2 (2.23) Obsérvese que la expresión (2.22) tiene un término constante o valor medio de la potencia UIcosj, que se denomina potencia activa (P ) y otro término variable en forma periódica, de amplitud UI y pulsación 2ω, doble de la fundamental. Este término pulsante UIcos(2ωt+j), tiene intervalos positivos, que representan un consumo de energía y otros negativos, que representan una devolución de energía de carga a red. Su valor medio es nulo, como corresponde a cualquier función de tipo seno o coseno, lo cual significa que al cabo de un período completo la energía consumida y la devuelta son iguales. Sin embargo es energía que circula por la red y como tal produce pérdidas en las líneas y en los transformadores y hay que tenerla en cuenta para el dimensionado del sistema de distribución. A la amplitud UI de la potencia instantánea se le denomina potencia aparente (S) y está relacionada con la potencia activa por la siguiente expresión: P = UI cos = S cos 2 Resulta interesante representar gráficamente la potencia instantánea para distintos tipos de carga, tal como se ha hecho en las figuras 2.12 a 2.14. Para carga resistiva, U e I están en fase. Sus valores instantáneos coinciden siempre concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 39 en signo (ambos son positivos o ambos negativos) y por tanto la potencia instantánea es siempre positiva como muestra la Fig. 2.12, aunque llega a anularse. El valor medio o potencia activa es, en este caso, igual a la potencia aparente UI, ya que el factor cosj es igual a la unidad. Tal como puede verse en las figuras 2.13 y 2.14, para cargas inductivas o capacitivas puras, la potencia instantánea es pulsante y de valor medio nulo. Por tanto, en tales casos, la potencia activa es nula (cosφ = 0 ), pero el término pulsante o potencia aparente, sigue teniendo amplitud UI. Obsérvese además que los valores instantáneos de la potencia reactiva son de signo contrario según se trate de carga inductiva o capacitiva. Fig. 2.12 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga R Fig. 2.13 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga L pura 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 40 Fig. 2.14 - Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga C pura En la Fig. 2.15 se ha representado otro caso de potencia instantánea con carga R-L, que es el caso más frecuente en cargas industriales. Según puede observarse, para este caso, los valores instantáneos tienen intervalos positivos y otros negativos. La amplitud del término pulsante es siempre UI , pero el valor medio depende del desfase entre U e I. a) Potencia instantánea y potencia media en el caso de carga R-L b) Flujos de potencia entre generador y receptor Fig. 2.15 - Potencias activa y reactiva en cargas R-L 2.7.1 Triángulo de potencias 2 Recordando la descomposición de corriente estudiada en el apartado 2.6, vemos que la potencia activa es precisamente la que se produce como consecuencia de la corriente activa (Icos j , en fase con la tensión). Podemos por tanto concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 41 descomponer la potencia aparente en dos componentes, al igual que se hizo para la corriente y construir un triángulo de potencias, separando las potencias producidas por la componente activa y la reactiva, como se indica en la Fig. 2.16. Las relaciones que se desprenden de dicho triángulo son las siguientes: P = S cos = UIa (2. 25) Q = S sen = UI r (2. 26) S = P 2 + Q 2 = UI (2. 27) Fig. 2.16 - Triángulo de potencias A la relación entre la potencia activa y la potencia aparente se le denomina factor de potencia (FP) y en régimen sinusoidal sin armónicos, coincide con el coseno del ángulo de desfase entre tensión y corriente (FP=cosj). Como se ha dicho, la potencia activa es la única componente que produce trabajo útil, mientras que la potencia reactiva es pulsante, con valor medio nulo y se utiliza sólo en la creación de campos eléctricos y magnéticos en algunos receptores. Así por ejemplo, la creación de campos magnéticos es imprescindible para el funcionamiento de diversos receptores industriales como: motores, transformadores y otros. Esto exige que haya una determinada potencia reactiva, que habrá que transportar y que contribuirá por tanto a empeorar el factor de potencia. La potencia reactiva tiene distinto signo según la corriente vaya retrasada o adelantada con respecto a la tensión. Para cargas inductivas (motores, transformadores, etc.), sinj es negativo, lo cual se suele interpretar como un consumo de potencia reactiva (aunque por lo que hemos dicho el consumo medio es nulo). Para cargas capacitivas en cambio, sinj es positivo, lo cual significa que el condensador es un generador de potencia reactiva, por lo cual se emplea para compensar la potencia reactiva consumida por diversos receptores industriales, que suelen ser de tipo inductivo. Para distinguir las tres componentes de la potencia, se miden con unidades distintas. La potencia aparente se mide en V·A (voltamperios), la activa en W (vatios) y la reactiva en var (voltampérios reactivos). Existen también los múltiplos o submúltiplos, de forma que en instalaciones industriales se suelen manejar los kV·A, kW y kvar. 2.8 Potencias en los sistemas trifásicos equilibrados 2 En este apartado nos referiremos a sistemas trifásicos en general de tres o cuatro hilos, es decir sin neutro o con neutro y siempre con tensiones y corrientes equilibradas. El diagrama vectorial de tensiones y corrientes para este caso es concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 42 el representado en la Fig. 2.17. En apartados posteriores consideraremos el caso de tensiones y/o corrientes desequilibradas. En este apartado, seguiremos considerando que las tensiones y corrientes están poco distorsionadas, es decir son prácticamente sinusoidales. Fig. 2.17 - Tensiones y corrientes del sistema trifásico equilibrado A efectos de cálculo de la potencia aparente y de las componentes activa y reactiva, los sistemas equilibrados pueden tratarse como tres sistemas monofásicos. Designando las fases como L1, L2, L3, la definición de la potencia aparente es la indicada en la ecuación (2.28). S = S L1+ S L2+ SL3 = UL1 I L1+ UL2 I L2+ UL3 I L3 (2.28) En la ecuación anterior, S, tiene carácter escalar y por tanto las sumas son siempre sumas entre escalares. No obstante, imaginemos una instalación donde puedan existir generadores y receptores y donde haya cargas inductivas y cargas capacitivas. No parece lógico sumar las componentes activa y reactiva de las potencias como escalares, sino que las potencias activas de un generador y de un receptor se restan y por tanto, a efectos de potencia aparente, la potencia a transportar es la diferencia entre ellas. De igual forma las potencias reactivas de una inductancia y de un condensador se restan y hay que transportar solo la diferencia. Por otro lado una potencia activa no puede compensar una reactiva y viceversa. Esto sugiere pues que en el computo de potencias aparentes, activas y reactivas, las sumas y restas deben hacerse a nivel de cada fase, con lo cual las componentes activas y reactivas de los sistemas trifásicos se tratan como tres sistemas monofásicos de forma análoga a lo explicado en los apartados anteriores. 2 Así pues, las ecuaciones para la potencia activa y la potencia reactiva del sistema trifásico total son: P = PR + PS + PT = U R I R cosj R + U S I S cosj S + U T I T cosj T concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna (2.29) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Q = QR + QS + QT = U R I R senj R + U S I S senj S + U T I T senj T 43 (2.30) Para sistemas equilibrados, como el caso que tratamos en este apartado, se puede demostrar que las potencias S, P y Q del sistema trifásico se pueden calcular también a partir del módulo de las tensiones compuestas U L y de la corriente de línea IL. Las ecuaciones que dan la potencia trifásica total en este caso son (2.31) a (2.33): (2.31) (2.32) (2.33) donde UC es el módulo de la tensión compuesta (entre fases), (2.34) U C = UL1L2 = UL2L3 = UL3L1 (2. 34) IL es el módulo de la corriente de línea (2.35) I L = IL1 = IL2 = IL3 (2. 35) j es el desfase de las corrientes con respecto a las tensiones fase-neutro UL1, UL2, UL3 2.8.1 Potencias en sistemas trifásicos equilibrados sin neutro En las redes trifásicas equilibradas y sin neutro, no tiene sentido hablar de las potencias individuales de cada fase, ya que al no disponer de neutro, las tensiones entre fase y neutro no son medibles y por tanto el cálculo del sistema trifásico como tres sistemas monofásicos, en principio, no es factible. Para este caso, debemos tratar con la potencia del sistema trifásico completo y las ecuaciones que dan las potencias aparente, activa y reactiva son respectivamente las (2.31) a (2.33). La pregunta que podemos hacernos es: ¿cómo podemos medir el desfase, si las tensiones simples no son accesibles? o si se quiere, ¿cómo hará el instrumento de medida para medir en esta condición? Pues bien, de hecho la potencia aparente no depende del ángulo y se puede demostrar que las potencias totales, activa y reactiva se pueden calcular como si se tratase de tres sistemas monofásicos, eligiendo un neutro arbitrario y empleando (2.29) y (2.30). 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 44 Fig. 2.18 - Distintas descomposiciones de un sistema de tensiones compuestas en tensiones simples En definitiva, lo que estamos diciendo es que para el cálculo podemos emplear unas tensiones simples arbitrarias, con la única condición de que tengan sus extremos en los vértices del sistema de vectores de tensiones compuestas, como muestra la Fig. 2.18. De hecho los instrumentos de medida lo que hacen es crear internamente un neutro artificial, medir las tensiones con respecto a este neutro y hacer el computo total sumando potencias de los tres sistemas monofásicos empleando las ecuaciones (2.29) y (2.30). En tal caso, hay que tener en cuenta que las potencias por fase no tienen sentido, pero la potencia trifásica total es la misma sea cual sea el neutro artificial, N1 ó N2 en el caso del sistema representado en la Fig. 2.18. Las relaciones entre potencia activa, reactiva y aparente, ecuaciones (2.25) a (2.27), así como el triángulo de potencias de la Fig. 2.16, siguen siendo válidos para sistemas trifásicos equilibrados en régimen sinusoidal. A continuación veremos que para sistemas desequilibrados también es válido el cálculo fase a fase, pero en cambio para sistemas con armónicos estas expresiones no son válidas. Una explicación más detallada de las potencias en caso de existencia de armónicos se dará en el capítulo 4. 2.9 Sistemas trifásicos desequilibrados 2 En el apartado 2.2 hemos definido la red trifásica ideal como un sistema alimentado por tres tensiones de igual módulo y desfasadas entre sí 120º. Este sistema perfectamente equilibrado, puede representarse por tres fasores, tal como muestra la Fig. 2.19 a). Si las cargas son también equilibradas, esto daría lugar a un sistema de tres corrientes, también desfasadas 120º, igualmente representables por un trío de fasores análogo al de la Fig. 2.19 a). concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 45 En origen, las tensiones del sistema de alimentación trifásico pueden considerarse equilibradas, pero debido a un reparto desigual de cargas en las distintas fases (impedancias desequilibradas), se generan corrientes desequilibradas y debido a las caídas de tensión en el sistema de distribución, se originan desequilibrios, también en las tensiones del punto de recepción. Si hacemos la representación vectorial de un sistema desequilibrado de tensiones o de corrientes, encontraremos tres fasores que pueden tener módulos distintos y desfases distintos de 120°, como se muestra en la Fig. 2.19.b. a) Sistema equilibrado b) Sistema desequilibrado Fig. 2.19 - Sistemas de tensiones equilibrado y desequilibrado Para el análisis de sistemas desequilibrados, Fortescue y Stokvis, idearon un método conocido como método de las componentes simétricas. Dicho método dice esencialmente que cualquier sistema trifásico desequilibrado puede ser descompuesto en suma de tres sistemas: Uno de secuencia directa, otro de secuencia inversa y otro de secuencia cero, llamado también homopolar. Entendemos por sistema de secuencia directa un sistema simétrico de vectores iguales entre sí, desfasados 120°, en el que la sucesión de fases es L1-L2-L3, por secuencia inversa aquel sistema de vectores iguales entre sí, con desfase de 120° y secuencia R T S y por secuencia cero aquel sistema formado por tres vectores iguales entre sí y en fase. La Fig. 2.20 muestra los tres sistemas. Fig. 2.20 - Sistemas de secuencias directa, inversa y homopolar 2 El método de descomposición es válido para sistemas trifásicos cualesquiera, de tres hilos o de cuatro hilos, es decir con o sin neutro y sirve tanto para el estudio de tensiones como para corrientes. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 46 En la descomposición de Fortescue, las componentes directa, inversa y homopolar son valores que deben calcularse mediante un cálculo vectorial a partir de los vectores, V a , Vb ,Vc, del sistema original desequilibrado (ver Fig. 2.19.b), tal como se indica en las ecuaciones siguientes: 1 U d = ( Ua + a .Ub + a 2 .Uc ) 3 (2.36) 1 U d = ( Ua + a .Ub + a 2 .Uc ) 3 (2.37) 1 U 0 = ( Ua + Ub + Uc ) 3 donde a es un vector de módulo (2.38) unidad y fase 120° y U d ,U i ,U 0 , son los “vectores base” (de la fase L1) de secuencia directa, inversa y homopolar. Los vectores de las otras fases, al tratarse de sistemas simétricos, se derivan de los “vectores base” desfasando 120º en retraso o en avance respectivamente para los sistemas directo e inverso y sin desfasar en el caso del sistema homopolar. En la Fig. 2.21 hemos representado los vectores unitarios 2 de la descomposición de Fortescue-Stokvis, el vector unidad, el vector a y el vector a . Para 2 el tratamiento analítico de los sistemas desequilibrados, los vectores a y a se expresan en forma de números complejos con los valores indicados en las ecuaciones (2.39) y (2.40). 2 1 3 a =− + j = 1|120° 2 2 (2.39) 3 1 = 1|240° a2 = − − j 2 2 (2.40) Fig. 2.21 - Vectores unitarios del sistema trifásico concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 47 Obsérvese por la ecuación (2.38) que si los módulos de las tres tensiones suman cero no hay componente homopolar. Tal es el caso de los sistemas de tres hilos, sin neutro, donde la suma vectorial de las tres tensiones compuestas y la de las tres corrientes es siempre cero. En tal caso el sistema se descompone solo en uno de secuencia directa y uno de secuencia inversa y el sistema homopolar es nulo. Fig. 2.22 - Composición de los sistemas directo, inverso y homopolar y sistema desequilibrado resultante La Fig. 2.22 muestra la composición de corrientes en un sistema desequilibrado y en ella podemos ver claramente los tres sistemas directo, inverso y homopolar y su suma, que resulta ser un sistema de vectores desequilibrado (de trazo más grueso). Para indicar el grado de desequilibrio de un sistema se usan dos coeficientes: • Coeficiente de desequilibrio, Kd: Relación entre las amplitudes de las componentes inversa y directa (2.41). • Coeficiente de asimetría Ka: Relación entre las amplitudes de las componentes homopolar y directa (2.42). Kd % = Ui Ud .100 (2. 41) Ka % = U0 Ud .100 (2. 42) A título de ejemplo, la red de distribución en MT es generalmente una red de tres hilos (sin neutro) y según lo dicho la componente homopolar es siempre nula. Por ello, la simetría de la red de distribución suele medirse únicamente por el coeficiente de desequilibrio. Según la norma EN-50.160, para las tres tensiones de red, dicho coeficiente medido en promedios de 10 segundos, debe ser menor del 2% durante el 95% del tiempo. 2.10 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados 2 En primer lugar podríamos distinguir entre sistemas con neutro y sistemas sin neutro, y en cada uno de estos podemos distinguir: • Tipo A. Sistemas con tensiones equilibradas y corrientes desequilibradas • Tipo B. Sistemas con tensiones y corrientes desequilibradas. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 48 2.10.1 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados con neutro Para el cálculo de potencias, tanto en sistemas tipo A) como en sistemas tipo B) podemos seguir empleando las ecuaciones (2.28) (2.29) y (2.30), tomando como referencia en neutro de la instalación. Puesto que se dispone de las tensiones y de las corrientes individuales de cada fase, se computa la potencia individual de cada fase y por tanto el hecho de que el sistema sea desequilibrado o no, no tiene importancia. Fig. 2.23 - Distintas descomposiciones de un sistema de tensiones compuestas desequilibradas en tensiones simples 2.10.2 Potencias en sistemas trifásicos equilibrados sin neutro Para el cálculo de potencias en sistemas sin neutro, tanto del tipo A) como del tipo B) podemos seguir empleando las ecuaciones (2.28) (2.29) y (2.30), tomando un neutro cualquiera arbitrario. De hecho, se demuestra que las potencias totales P, Q y S no dependen del punto donde se tome el neutro, mientras los extremos de los vectores simples coincidan con los vértices L1, L2, L3 del sistema compuesto, tal como muestra la Fig. 2.23. Así pues se computan unas potencias individuales por fase, que no tienen validez, pero su suma es la misma sea cual sea el neutro de referencia. Así pues, la medida se puede hacer creando un neutro artificial en el instrumento y las potencias trifásicas serán correctas. 2.11 Potencias importadas y exportadas: cuadrantes 2 Al hacer el computo de potencias transferidas entre redes podemos contemplar dos sentidos de flujo: de fuente a carga o de carga a fuente. No obstante, con el aumento de los sistemas de generación distribuida, combinando centrales convencionales con sistemas de generación basados en fuentes de energía renovables, los conceptos de fuente y carga se deben considerar reversibles. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 49 Así pues, un conjunto de dos redes, 1 y 2 (ver Fig. 2.24), pueden intercambiar energía en los dos sentidos, es decir, actuando 1 de fuente y 2 de carga o actuando 2 de fuente y 1 de carga. Este concepto de reversibilidad puede aplicarse además tanto a las potencias activas como a las reactivas, dando lugar a 4 posibles formas de funcionamiento, según se importe o se exporte potencia activa y según se importe o exporte potencia reactiva. Las cuatro posibles combinaciones se representan por los denominados 4 cuadrantes del gráfico de potencias. En la Fig. 2.24.b, se han representado estos 4 cuadrantes, indicando las denominaciones y los signos de las potencias, según IEC-61557-12, [3]. a) Estructura de las redes b) Signos de las potencias en los 4 cuadrantes Fig. 2.24 - Cuadrantes y signos de las potencias 2.12 Sistema de distribución: esquema unifilar equivalente Para determinados estudios de circuitos de distribución, compensación de reactiva, cálculo de filtros, etc., es necesario conocer un esquema de la red con determinados datos. En tales casos, suele considerarse que la red trifásica es equilibrada y se representa únicamente un conductor. Los diagramas resultantes se denominan esquemas unifilares. La Fig. 2.25, muestra uno de dichos diagramas y el correspondiente circuito equivalente a efectos de propagación de armónicos. 2 En el circuito equivalente se representan básicamente tres tipos de elementos: líneas, transformadores y cargas (o grupos de cargas). Cada uno de los grupos se sustituye por su impedancia y se obtiene por tanto un circuito monofásico equivalente, que permite estudiar la red equilibrada. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 50 Fig. 2.25 - Esquema unifilar y circuito equivalente de una red Al tratarse de esquemas unifilares se supone que el circuito representado es el de una fase y las impedancias son impedancias fase – neutro. En general, una carga cualquiera con distorsión se desdobla en una parte resistiva R P proporcional a la potencia activa, una parte XQ, proporcional a la potencia reactiva debida al desfase U-I y una serie de fuentes de corriente Ih, que representan los armónicos generados por las cargas no lineales. A efectos de cálculo debe considerarse un circuito distinto para cada armónico (para cada frecuencia). En los párrafos siguientes se indica la forma de calcular impedancias de generadores, transformadores, cables y cargas en general, con tal de conocer los valores del esquema unifilar a partir de las potencias de las cargas. 2.12.1 Circuito equivalente en un punto de la acometida: Impedancia de cortocircuito. Al punto de conexión de una instalación a la red pública se le denomina punto de conexión común, símbolo PCC. Es prácticamente imposible conocer cuál es la configuración exacta de la red que alimenta el PCC, pero aún así se puede obtener un circuito unifilar equivalente de la misma, formado por un generador ideal (con valor nominal de la tensión y sin impedancia interna) y una impedancia serie (ver la Fig. 2.26). La impedancia serie puede calcularse a partir de la potencia de cortocircuito, S cc, de la impedancia de cortocircuito, Z cc, o de la tensión de cortocircuito, ucc% . 2 Fig. 2.26 - Circuito equivalente en PCC concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 51 Las ecuaciones que relacionan la impedancia de cortocircuito, la potencia de cortocircuito y otros parámetros del circuito equivalente son las siguientes: S cc = 100.S N u cc % 2 cc Z cc = R + X (2.43) 2 cc U c2 U c2 .u cc % = = S cc 100.S N (2.44) I cc = Uc Z cc (2.45) u cc = u cc % 2 = u Rcc + u 2Xcc 100 (2.46) Rcc = U c2 .u Rcc SN (2.47) X cc = U c2 .u Xcc SN (2.48) donde U C representa la tensión compuesta en circuitos trifásicos (las fórmulas son válidas también para circuitos monofásicos tomando U C la tensión del circuito monofásico), Z cc la impedancia de cortocircuito, Rcc y X cc la resistencia y reactancia de cortocircuito, S cc la potencia de cortocircuito S N la potencia aparente nominal, I cc la corriente de cortocircuito, ucc % la tensión de cortocircuito expresada en tanto por ciento y ucc la misma tensión de cortocircuito en tanto por uno. Nota: Todas estas magnitudes se evalúan a la frecuencia nominal (50 ó 60 Hz). Para hacer cálculos con armónicos hay que tener en cuenta que Xcch = Xcc · h, siendo h el orden del armónico. En primera aproximación se suele suponer que toda la impedancia de cortocircuito es inductiva, la parte resistiva suele considerarse despreciable, es decir Rcc ≅ 0, o lo que es lo mismo Z cc ≅ X cc . 2 Ejemplo: Una red a 400 V tiene una potencia de cortocircuito en el punto de acometida de 2 MV·A. Calcular la impedancia de cortocircuito y la corriente de cortocircuito. concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Solución: Z cc ≅ X cc = 52 Uc 400 U c2 400 2 = = 5000 A = = 0,08Ω ; I cc = 6 Z cc 0 ,08 S cc 2.10 2.12.2 Circuito equivalente de un transformador Las impedancias más significativas de un transformador son dos: La reactancia magnetizante, X m , en paralelo con la red y la reactancia de dispersión, Xd, en serie con la red (véase la Fig. 2.27). Existe asimismo una componente de impedancia de tipo resistivo en serie, debida a la resistencia de los arrollamientos primario y secundario, pero suele despreciarse para el tipo de cálculos aproximados que nos proponemos en este texto. Fig. 2.27. Esquema equivalente del transformador. Las ecuaciones que se emplean para el cálculo de la impedancia de cortocircuito del transformador son las mismas que hemos dado en el apartado anterior, (2.43) a (2.48). Habitualmente el dato ucc % suele encontrarse en la propia placa de características del transformador. En cuanto a la inductancia magnetizante, ésta suele tomarse del orden de 1,8% a 2% de la potencia aparente. En realidad si se dispone de datos del ensayo de vacío del transformador, la corriente de vacío es prácticamente la corriente magnetizante, Im, entonces Xm se puede calcular por la ecuación (2.49), donde (Im)pu es el tanto por uno de corriente magnetizante. Xm = Uc / 3 Uc / 3 U c2 = = Im ( I m ) pu .S N / 3U c ( I m )pu .S N (2.49) El esquema equivalente puede tomarse desde secundario o desde primario. Para los estudios de resonancias y flujos de carga en baja tensión, siempre tomaremos el equivalente visto desde secundario. Ejemplo: Un transformador de 630 kV·A, con una relación de transformación 15 kV / 400 V, con ucc % = 6%, corriente de vacío de 1,8% de la nominal, se alimenta de una red de primario con 8 MV·A de potencia de cortocircuito. Calcular el esquema equivalente del conjunto visto desde secundario. 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 53 El esquema equivalente es el representado en la Fig. 2.20, donde se ha supuesto que todas las impedancias de cortocircuito son inductivas, tanto en el generador como en el transformador. Fig. 2.28. Esquema equivalente visto desde secundario. X ccg U c2 400 2 = = = 0 ,05Ω S cc 8.10 6 ; X cct = 400 2.6 U c2 U c2 .ucc % = = = 0,0152Ω; 100.S N S cc 100.630.103 Xm = U c2 400 2 = = 14 ,1Ω ( I m )pu .S N 0 ,018.630.10 3 Obsérvese que si hubiera flujo de armónicos del lado carga hacia red, se podría estudiar con este circuito, sustituyendo el generador por un cortocircuito como ya se hizo en la Fig. 2.25. (se trata de un generador ideal). En tal caso la corriente que circularía por la reactancia Xm sería despreciable comparada con la que va a red, ya que Xm >> Xccg, por ello, en estudios de armónicos se suele prescindir de Xm en el esquema unifilar. 2.12.3 Impedancia de los cables En instalaciones industriales las impedancias de los cables pueden ser significativas, por ello deben tomarse en consideración en los esquemas equivalentes. Dichas impedancias dependen de la configuración geométrica de los cables de ida y retorno y del material constructivo. Los datos más fiables se encuentran en los catálogos de los propios fabricantes. 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 54 A título de ejemplo, la tabla 2.2 muestra las impedancias de algunos cables de 4 conductores, de distintas secciones, a distintas frecuencias. Obsérvese que a 50 Hz domina la parte resistiva de la impedancia, salvo en secciones muy grandes, pero para frecuencias crecientes (armónicos 11 y 13 por ejemplo, de frecuencias 550 Hz y 650 Hz) la parte inductiva tiene un peso importante. Tabla 2. 2. Impedancias de cables de 4 conductores tipo “Protodur” para tensión hasta 1kV. Número y sección de los conductores 2 R a 70°C Ω / km X a 50 Hz Ω / km Z a 50 Hz Ω / km Z a 250 Hz Z a 350 Hz Z a 550 Hz Z a 650 Hz Ω / km Ω / km Ω / km Ω / km 4x1,5 mm2 14.47 0.115 14.47 14.48 14.49 14.53 14.55 4x2,5 mm2 8.71 0.11 8.71 8.73 8.74 8.79 8.83 4x4 mm2 5.45 0.107 5.45 5.48 5.50 5.58 5.62 4x6 mm2 3.62 0.1 3.62 3.65 3.69 3.78 3.85 4x10 mm2 2.16 0.094 2.16 2.21 2.26 2.39 2.48 4x16 mm2 1.36 0.09 1.36 1.43 1.50 1.68 1.79 4x25 mm2 0.863 0.086 0.87 0.96 1.05 1.28 1.41 4x35 mm2 0.627 0.083 0.63 0.75 0.85 1.11 1.25 4x50 mm2 0.463 0.083 0.47 0.62 0.74 1.02 1.17 4x70 mm2 0.321 0.082 0.33 0.52 0.66 0.96 1.11 4x95 mm2 0.231 0.082 0.25 0.47 0.62 0.93 1.09 4x120 mm2 0.183 0.08 0.20 0.44 0.59 0.90 1.06 4x150 mm2 0.149 0.08 0.17 0.43 0.58 0.89 1.05 4x185 mm2 0.118 0.08 0.14 0.42 0.57 0.89 1.05 4x240 mm2 0.09 0.079 0.12 0.41 0.56 0.87 1.03 4x300 mm2 0.071 0.079 0.11 0.40 0.56 0.87 1.03 Téngase en cuenta además, que la componente inductiva depende de la disposición geométrica de los cables. Si los cables de las distintas fases se encuentran muy separados entre sí, la parte inductiva aumenta muy considerablemente. Concretamente para líneas largas, tendidas con cables unipolares, a veces cables múltiples por fase, y discurriendo por bandejas metálicas, debe procurarse trenzar los cables de las tres fases, de forma que el área entre ida y retorno sea la mínima posible. Caso de no respetar esta forma de tendido, la inductancia del cable alcanza fácilmente valores entre 0,8 y 1 µH /m, concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 55 Fig. 2. 29. Disposición de cables para minimizar la inductancia por metro con lo cual la impedancia crece considerablemente y la caída de tensión supera los límites aceptables, haciendo inútil el aumento de sección de cables. La Fig. 2.29 ilustra las formas correcta e incorrecta de disponer los cables de las fases y la tabla 2.2 da las reactancias orientativas de diversas disposiciones de cables y barras. Tabla 2. 3. Reactancias en W/km de distintas disposiciones de cables y barras Barras Cable Trifásico 3 cables unipolares en triangulo 3 cables unipolares en línea cables en línea d=D cables en línea d=2D Ω/km 0,15 0,075 0,15 0,1 0,145 0,19 Valores extremos 0,1 a 0,2 0,05 a 0,1 0,1 a 0,2 0,08 a 0,12 0,14 a 0,15 0,18 a 0,2 Esquema Reactancia 2.13 Resonancias serie y paralelo La impedancia de las bobinas y de los condensadores depende, según se ha dicho, de la frecuencia, pero además, los componentes reales, tienen ciertas imperfecciones. Las inductancias suelen tener una cierta resistencia en serie RL y los condensadores suelen presentar una resistencia en serie RS (a veces denominada ESR, equivalent series resistance) y otra en paralelo o de fugas R f . Los esquemas equivalentes de estos componentes reales y sus impedancias en 2 Fig. 2. 30 - Impedancia de una bobina no ideal concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Fig. 2. 31 - Impedancia de un condensador no ideal Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 56 función de la frecuencia se han dibujado en las figuras 2.30 y 2.31. En dichas figuras hemos dibujado los esquemas equivalentes considerando las imperfecciones perceptibles a bajas frecuencias ( f < 2 kHz ) de dichos componentes (RL , RS, R f ). La conexión en serie o en paralelo de inductancias y condensadores da lugar a situaciones singulares, denominadas de resonancia, en las cuales la impedancia se hace mínima o máxima. Estas condiciones de resonancia son precisamente las que se controlan para obtener distintos tipos de filtros. 2.13.1 Resonancia serie La conexión en serie de una bobina y un condensador da como resultado un circuito cuya impedancia puede calcularse de la ecuación (2.50). El módulo de dicha impedancia varía con la frecuencia según se indica en la Fig. 2.32. y la ecuación (2.51) Z = ( R L + R s ) + j( X L − X C ) Z = ( R + R ) 2 + ( ωL − 1 / ωC ) 2 L s (2.50) (2.51) Obsérvese que las impedancias de la bobina y del condensador se restan, según se vio en el apartado 2.6. Existe una frecuencia, llamada frecuencia de resonancia, ω R , para la cual coincidan los valores de X L y X C. La impedancia a dicha frecuencia es mínima, quedando reducida a la suma de resistencias RL + Rs, cuyo valor es generalmente muy bajo. • Condición de resonancia: X • Frecuencia de resonancia: 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna L =X ω R C = 1 ⇒ ω L= R ω C R 1 LC (2. 52) (2. 53) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 57 Fig. 2. 32.- Impedancia en función de la frecuencia en un circuito L-C serie. Fig. 2.33 - Diagrama vectorial en condiciones de resonancia serie. , con la El comportamiento del circuito LC serie es capacitivo para , con la corriente adelantada respecto a la tensión e inductivo para corriente retrasada respecto a la tensión. Para la frecuencia de resonancia, el diagrama vectorial es el de la Fig. 6.5. La corriente y la tensión están en fase y puede observarse que las tensiones en la bobina y en el condensador se contrarrestan, pudiéndose dar el caso de que éstas son varias veces superiores a la tensión de red. En consecuencia una resonancia serie provoca fuertes sobretensiones sobre los condensadores y sobre las bobinas. 2.13.2 Resonancia paralelo La conexión en paralelo de una bobina y un condensador da como resultado un circuito cuya impedancia puede calcularse de la ecuación (2.54). Obsérvese el valor de la impedancia se hace máximo y adquiere un que para y . El módulo de dicha valor muy grande, tanto más cuanto menores sean impedancia varía con la frecuencia según se indica en la Fig. 2.34. (2.54) 2 Condición de resonancia: (2.55) Frecuencia de resonancia: (2.56) El comportamiento del circuito LC paralelo es inductivo para la corriente retrasada respecto a la tensión y capacitivo para concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna , con , con la Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 58 corriente adelantada respecto a la tensión. Para la frecuencia de resonancia, el diagrama vectorial es el de la Fig. 2.35. Las corrientes por cada una de las ramas de bobina y condensador son iguales y de signo contrario, de forma que la corriente total es prácticamente cero (impedancia muy grande). Las corrientes de cada rama pueden tomar valores extremadamente altos, existiendo por tanto un peligro de destrucción del condensador o de la bobina si no actúan las protecciones adecuadas. Fig. 2.34 - Impedancia en función de la frecuencia en un circuito L-C paralelo Fig. 2.35 - Diagrama vectorial en condiciones de resonancia paralelo 2.14 Herramientas de simulación de redes 2 Actualmente el análisis de circuitos se ha simplificado mucho gracias a diversas herramientas que permiten la resolución de circuitos mediante simulación por computador. Existen varios paquetes de software profesionales, con excelentes prestaciones, que permiten hacer predicciones de comportamiento de redes con cualquier tipo de cargas. Algunos de estos paquetes ofrecen versiones de concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 59 demostración, que permiten probar el simulador y pueden resultar útiles para obtener una primera aproximación del comportamiento de una determinada red. Las funciones que permiten estos simuladores empiezan con un primer paso que permite dibujar el circuito y luego permiten hacer una simulación por métodos temporales y/o frecuenciales. No vamos a tratar aquí de ningún simulador en particular, pero los más conocidos son el PSpice-Orcad y el PSIM. Ambos permiten descargar versiones demo de [4] y [5] respectivamente. Cualquiera de estas demos puede resultar útiles para hacer cálculos de algún filtro sencillo, ver su respuesta en frecuencia o las formas de onda. A título de ejemplo la fig. 2.36 muestra un esquemático de un filtro LCL para un rectificador dibujado con el simulador PSpice y las figuras 2.37 a 2.39 muestran distintos gráficos y tablas que se han obtenido de la simulación con la versión demo del mismo. Fig. 2.37 - Formas de onda obtenidas con el simulador 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna 60 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 61 Ratio de amplitud Fase Fig. 2.38 - Respuesta frecuencial obtenida con el simulador Fig. 2.39 - Respuesta frecuencial obtenida con el simulador 2.15 Resumen En este capítulo hemos introducido los conceptos básicos de los circuitos de corriente alterna y más concretamente se ha centrado el interés en los conceptos relacionados con la potencia eléctrica. 2 Del estudio se ha deducido que la potencia instantánea en un circuito de alterna es fluctuante y que la potencia activa, no es otra cosa que el valor promedio de dicha potencia instantánea. Se ha visto también que la potencia instantánea puede tener valores positivos y negativos, es decir, durante ciertas partes del concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 62 ciclo se toma potencia de la red y en otros instantes se devuelve una parte de dicha potencia. En casos extremos (cargas L o C puras) puede incluso devolverse toda la potencia absorbida, con lo cual el valor medio o potencia activa sería nulo. No obstante sigue existiendo una potencia fluctuante que hay que transportar y que por tanto nos obliga a un dimensionado mayor de los sistemas de generación y transporte (generadores, transformadores, líneas, etc.) Se ha visto también que las energías fluctuantes consumidas por cargas de tipo inductivo y de tipo capacitivo son de signo contrario, lo cual permite decir que la potencia fluctuante de las cargas inductivas puede ser compensada mediante cargas capacitivas o condensadores. Esta potencia fluctuante se denomina potencia reactiva y la afirmación anterior puede formularse entonces diciendo que: la energía reactiva de las cargas inductivas puede ser compensada mediante condensadores. Esta compensación tiene como principal beneficio el no tener que transportar la energía fluctuante y permite por tanto reducir pérdidas y reducir el dimensionado de los medios de generación y transporte. El estudio más detallado de este tema se dará en el capítulo 4. A lo largo del capítulo hemos visto también la forma de obtener los esquemas equivalentes de una red, concepto que utilizaremos en los capítulos sucesivos para deducir el comportamiento de dicha red al introducir los condensadores de compensación de reactiva o los filtros de armónicos. 2.16 Referencias [1] Ortega Jimenez, J. ; Parra Prieto, V.M. ; Pastor Gutierrez, A. ; Perez-Coyto, A. ; ”Teoria de Circuitos”, Ed. UNED, 7ª edición (2000), ISBN: 9788436219494 [2] R. E. Thomas, A. J. Rosa. “Circuitos y señales: Introducción a los circuitos lineales y de acoplamiento”. Ed. Reverté (1991), ISBN: 978842913458-2 [3] IEC-61557-12, Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000 Vac and 1500 Vdc- Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures - Part 12: Performance measuring and monitoring devices (PMD) [4] http://www.cadence.com/products/orcad/downloads/orcad_demo/index.aspx [5] http://www.powersys.fr/ 2 concePtos BÁsicos de los circuitos de corriente alterna 3 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN REDES NO DISTORSIONADAS 3.1 Introducción En este capítulo trataremos de la compensación del factor de potencia en redes no distorsionadas, es decir en ausencia de armónicos. Así pues, consideramos solo las potencias relacionadas con la componente fundamental de 50 ó 60 Hz. La potencia reactiva que consideramos en este capítulo es en definitiva la que miden la mayoría de contadores instalados actualmente, basados en el sistema Ferranti. No obstante, este tipo de contadores tiene los días contados, pues la mayoría de compañías los están sustituyendo por contadores electrónicos, que permiten lectura remota y gestión de la demanda y que distinguen entre y Factor de Potencia (FP), conceptos que veremos en el capítulo 4 que son diferentes si la corriente tiene tasas de distorsión elevada. Así pues, para iniciarnos en el tema, en el resto de este capítulo hablaremos , como indistintamente de compensación del factor de potencia o mejora de términos sinónimos. La mayor parte de cargas industriales (motores, transformadores, alumbrado fluorescente y otras) absorben potencia activa y, en general, potencia reactiva de tipo inductivo. Como se ha visto en el capítulo anterior, la potencia reactiva es una potencia puramente fluctuante que absorben momentáneamente los receptores durante una parte del ciclo y que devuelven a la red a lo largo del ciclo, de forma que no supone un consumo neto. Esto implica, sin embargo, un consumo de corriente extra (corriente reactiva) y por tanto una corriente total mayor que la estrictamente necesaria para obtener el trabajo útil, produciendo pérdidas innecesarias en la instalación y obligando a un mayor dimensionado de los generadores y líneas de transporte. 3.2 Corrientes aparente, activa y reactiva La corriente total absorbida por un receptor se denomina corriente aparente, I. Pero solo una parte de esta corriente aparente produce trabajo útil, la . Ambas corrientes, denominada corriente activa, cuyo valor es aparente y activa, están relacionadas por el factor de potencia de la instalación y pueden representarse en un triángulo, según muestra la Fig. 3.1. En dicho triángulo aparece una tercera componente de corriente, denominada corriente . reactiva , cuyo valor es 3 Fig. 3.1.- Triángulos de corrientes y de potencias comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 64 Como se ha dicho, la corriente reactiva absorbida por la mayoría de receptores industriales es corriente de tipo inductivo, es decir, retrasada con respecto a la tensión. No obstante en los triángulos de corrientes y de potencias (Fig. 3.1) se suele representar gráficamente la corriente reactiva de tipo inductivo, , y la debida a dicha corriente, en el sentido del eje de ordenadas potencia reactiva positivo. Es decir, que convencionalmente se asigna signo positivo a la potencia reactiva de tipo inductivo y en consecuencia debe asignarse signo negativo a la . Siguiendo con el corriente reactiva y a la potencia reactiva de tipo capacitivo convenio de signos, esto implica que el ángulo , se considera positivo cuando la corriente esté retrasada con respecto a la tensión y negativo en caso contrario. 3.3 Compensación de la potencia reactiva El consumo de potencia reactiva obliga a prever unos medios de generación y transporte más dimensionados. Es por ello que hay un doble interés en su compensación: Por un lado el propio usuario se interesa en la compensación de reactiva porque esto supone transformadores y líneas menos dimensionadas. Por otro lado, la compañía suministradora, tiene también interés en eliminar la reactiva por los mismos motivos y por ello suele establecer algún tipo de recargo sobre los términos de potencia y energía, en función del factor de potencia acumulado al final del período de facturación. Puede evitarse el consumo de reactiva, y por tanto el recargo, si se compensa la potencia reactiva inductiva mediante condensadores. En efecto, la potencia reactiva de tipo inductivo puede ser compensada aprovechando la propiedad de los condensadores de suministrar una corriente reactiva de signo contrario a la que consumen las cargas inductivas. Dicha compensación, se denomina . El generalmente compensación del factor de potencia o corrección del total, de la carga más los condensadores, lo más objetivo es alcanzar un próximo posible a la unidad, con lo cual se obtienen los máximos beneficios en términos de reducción de pérdidas y bonificación en la energía facturada por parte de la compañía. Contadores P&Q 345678 P Generación Transporte Acometida Carga Distribución 3 0,99 Equipo de compensación de Reactiva S C Fig. 3.2.- Diagrama esquemático de la compensación de reactiva comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 65 La Fig. 3.2 muestra esquemáticamente los efectos de dicha compensación. La potencia reactiva, Q, consumida por las cargas es compensada por los condensadores y en consecuencia la corriente aparente transportada se reduce. Tal como sugiere la Fig. 3.2 pueden dejarse cantidades residuales sin compensar, que tienen que ser transportadas por la red. La potencia total a compensar se suele fraccionar en varios condensadores que se conectan en función de las necesidades de las cargas, bajo el control de un regulador de factor de potencia, tal como se explica en los apartados siguientes. 3.4 Cálculo de necesidades En este apartado tratamos de responder a la pregunta: ¿Cuál es la potencia total de condensadores necesaria para compensar una instalación, con un determinado factor de potencia inicial? Para ello es preciso conocer los datos de la instalación que se indican a continuación, datos que pueden obtenerse de distintas maneras, según vemos: Datos: - Potencia activa consumida. - Factor de potencia inicial de la instalación no compensada, - Factor de potencia deseado después de la compensación, Para garantizar que la instalación no consuma energía reactiva incluso con la máxima carga, debe dimensionarse el equipo de compensación para la máxima potencia reactiva consumida. No obstante, si el consumo máximo se da solamente durante períodos cortos, puede preverse una compensación con una potencia mucho menor que la máxima y aún así obtener un valor promedio muy próximo a la unidad. Para conocer estos detalles y dimensionar correctamente la batería de condensadores es aconsejable tomar datos mediante un analizador de red (véase capítulo 5). En el caso de que el consumo pueda considerarse regular (relativamente constante durante períodos conocidos) basta con conocer las lecturas de los contadores de activa y reactiva para poder deducir la potencia de condensadores necesaria. Los métodos de cálculo para diversos casos se detallan a continuación: 3.4.1 Cálculo de la compensación a partir de datos de un analizador de red 3 El analizador de red permite obtener un perfil de la potencia reactiva consumida durante un día o una semana de funcionamiento normal de una determinada instalación. La Fig. 3.3 muestra un gráfico obtenido a lo largo de varios días, comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 66 incluyendo un fin de semana, que nos sirve de ejemplo. Puede observarse que para satisfacer la máxima demanda, el dato obtenido por el analizador es de 147 kvar (consumo en punta). En este caso no es necesario dimensionar para el valor máximo tal como comprobaremos. Lo habitual es quedarse con un valor inferior que cubra las necesidades en un 90% del tiempo, por ejemplo a la vista del gráfico puede tomarse un valor de unos 100 kvar. Para comprobar que esto no comporta factores de potencia muy desfavorables, incluso en las condiciones de máxima demanda de reactiva podemos hacer un cálculo del factor de potencia en el peor caso, tal como se indica a continuación. Para ello debemos conocer la potencia activa en el momento de máxima demanda de reactiva, dato que se obtiene del propio analizador de redes. En el caso del ejemplo que nos ocupa la medida era de 304 kW. Fig. 3.3.- Perfil de consumo de potencia reactiva obtenido con un analizador de redes y el software POWER VISION P = Potencia activa Qi = Potencia reactiva inicial Qc = Potencia reactiva compensada Qr = Potencia reactiva resultante = Ángulo de fase inicial Fig. 3.4.- Triángulo de potencias del ejemplo 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas = Ángulo de fase resultante Si = Potencia aparente inicial Sr = Potencia aparente resultante Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 67 El factor de potencia resultante en caso de demanda de Q i = 147 kvar y compensación parcial de Qc=100 kvar puede obtenerse mediante la ecuación (3.1), que se deduce a partir de los triángulos de potencias de la Fig. 3.4. (3.1) Para el ejemplo que nos ocupa, resulta un factor de potencia de 0,98, aún en el peor caso de consumo de 147 kvar y compensación solo de 100 kvar. Así pues, el equipo de 100 kvar ha de considerarse del todo aceptable. 3.4.2 Cálculo de la compensación a partir de la potencia activa y los factores de potencia inicial y final Podemos plantearnos el problema anterior fijando de antemano el valor del factor de potencia deseado. En general, conocida la potencia activa, P, el coseno o el ángulo de fase inicial, y el coseno o el ángulo final, , el valor deseado de potencia a compensar puede calcularse por la ecuación (3.2). (3.2) El término suele darse en forma de tabla con doble entrada como la que muestra la Tabla 3.1 a continuación. Los números de la tabla dan los kvar necesarios por cada kW, para compensar una instalación desde el ) al final ( ). inicial ( Tabla 3.1.- Valores de 0.95 0.9 0.85 0.8 0.75 0.7 0.65 0.6 0.55 0.5 0.45 0.4 0.35 conocidos y 0.9 0.92 0.94 0.96 0.98 1 0.00 0.14 0.27 0.40 0.54 0.68 0.85 1.03 1.25 1.50 1.81 2.19 0.06 0.19 0.32 0.46 0.59 0.74 0.91 1.09 1.31 1.56 1.87 2.25 0.12 0.26 0.39 0.52 0.66 0.81 0.97 1.16 1.37 1.62 1.93 2.31 0.04 0.19 0.33 0.46 0.59 0.73 0.88 1.04 1.23 1.44 1.69 2.00 2.38 0.13 0.28 0.42 0.55 0.68 0.82 0.97 1.13 1.32 1.53 1.78 2.09 2.47 0.33 0.48 0.62 0.75 0.88 1.02 1.17 1.33 1.52 1.73 1.98 2.29 2.68 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 68 Ejemplo 1: Supóngase una instalación que consume 150 kW de potencia activa, con un inicial de 0,65, que queremos pasar a 0,96. De la tabla, para =0,65 y = 0,96 obtenemos un factor de 0,88. Qc(kvar) = 150 kW · 0,88 kvar/kW= 132 kvar Ejemplo 2: Para la instalación del apartado anterior con 147 kvar y 304 kW, el factor de potencia inicial es: = cos tan-1(147/304)=0,9 si se quisiera mejorar a 0,96 por ejemplo en el peor caso, el factor, según la Tabla 3.1 es 0,19, es decir la potencia reactiva necesaria sería: Qc(kvar) = P·(factor tabla) = 304 (kW) · 0,19 = 57,75 kvar 3.4.3 Cálculo de la compensación a partir de las lecturas de contadores Cuando los consumos son muy regulares pueden utilizarse como base-cálculo las lecturas de los contadores de energía activa y reactiva durante un día de trabajo por ejemplo. Para ello se toman los siguientes datos. Datos: kW·hi = Lectura del contador de activa al principio del día kvar·hi = Lectura del contador de reactiva al principio del día kW·hf = Lectura del contador de activa al final del día kvar·hf = Lectura del contador de reactiva al final del día h = Número de horas transcurrido entre lecturas inicial y final A partir de estos datos se obtienen: 3 Potencia activa (en kW): (3.3) Potencia reactiva (en kvar): (3.4) comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Factor de potencia inicial ( ): Basta entonces con elegir el factor de potencia final deseado, fórmulas del apartado 3.4.2, ecuación (3.2). 69 (3.5) y aplicar las Ejemplo: En una instalación las lecturas de contadores en un período de 8 horas de trabajo dieron los siguientes consumos: Contador de activa: kW·hf - kW·hi = 1280 kW·h Contador de reactiva: kvar·hf - kvar·hi = 1200 kvar·h Calculemos la potencia de condensadores necesaria para compensar la = 0,95 instalación a De estos datos deducimos: Potencia activa (kW) : Potencia reactiva (kW) : Factor de potencia inicial ( ): De la Tabla 3.1 deducimos un factor de 0,63 kvar por kW. Como la instalación es de 160 kW se obtiene: Qc( kvar) = 160 (kW) · 0,63 = 100 kvar 3.4.4 Cálculo de la compensación a partir de datos de la factura de suministro 3 Puede hacerse un cálculo aproximado de necesidades a partir de las energías activa y reactiva facturadas por la compañía suministradora durante un determinado período. El cálculo será tanto más exacto cuanto más constante sea el consumo, y suponiendo que se conoce el número de horas total de consumo en el período facturado. Debe considerarse la factura con mayor recargo en el importe y se toman los siguientes datos: comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 70 Datos: kW·h = Energía activa facturada en kW·h. kvar·h = Energía reactiva facturada en kvar·h. h = Número de horas de funcionamiento de la instalación en el período facturado (Este parámetro deberá ser estimado de la forma más precisa posible) A partir de dichos datos se pueden obtener : Potencia activa (en kW) : (3.6) Potencia reactiva (en kvar) : (3.7) Factor de potencia inicial ( ): Basta entonces con elegir el factor de potencia final deseado, fórmulas y procedimiento de cálculo del apartado 3.4.2. (3.8) y aplicar las 3.5 Ventajas de la compensación La compensación de energía reactiva comporta ventajas de dos tipos: • Ventajas técnicas Aumento de la capacidad de las líneas y transformadores Mejora de la tensión de red Disminución de pérdidas • Ventajas económicas Reducción del precio de los términos de potencia y de energía 3.5.1 Aumento de la capacidad de las instalaciones 3 Es frecuente que las líneas, interruptores y otros medios de distribución alcancen el límite de carga y hagan necesaria su ampliación. Una forma de aumentar la capacidad de la instalación es corregir el factor de potencia, descargando las líneas de potencia reactiva, con lo cual aumenta su comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 71 capacidad de transporte de energía activa. En la Fig. 3.5 se da un gráfico que permite calcular la potencia activa adicional que puede obtenerse de una a . instalación si se mejora el factor de potencia de 100.00 90.00 P activa adicional referida a P1 80.00 70.00 60.00 50.00 40.00 30.00 20.00 10.00 0.00 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 Factor de potencia inicial Fig. 3.5.- Potencia activa adicional que puede obtenerse al compensar reactiva 3.6 Conceptos y definiciones relativas a la compensación del FP Tal como hemos dicho, en muchos casos se realiza una regulación del total de potencia reactiva a compensar por grupos o escalones. El número de escalones y la potencia de cada uno suelen escogerse en la fase de diseño del equipo de compensación y pueden darse diversas combinaciones. En primer lugar daremos algunas definiciones que nos ayudarán a centrar el problema: 3.6.1 Definiciones: Número de Escalones ( N E) : Entendemos como tal el número de grupos en que se ha fraccionado la potencia total de un equipo de compensación de reactiva. Estos grupos pueden ser de igual potencia o no, tal como se explica a continuación. 3 Programa de regulación: Las potencias de los distintos grupos o escalones suelen seguir ciertos patrones denominados “programas”. El programa indica la relación que existe entre las potencias de los distintos escalones. A continuación se indican los programas más frecuentes, aunque los sistemas de regulación comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 72 trifásicos actuales permiten establecer pasos totalmente independientes: • Programa 1:1:1 . Todos los escalones tienen la misma potencia. Por ejemplo, un equipo de 100 kvar y 5 pasos está formado por 5 escalones iguales de 20 kvar y se describe como equipo de (5 x 20) kvar. Obsérvese que la potencia del primer escalón (regulación mínima), P1, y el número de escalones, NE, están relacionados por la relación: P1=Ptot / NE (3.9) • Programa 1:2:2 . Todos los escalones a partir del segundo tienen doble potencia que el primero. Por ejemplo, un equipo de 180 kvar y 5 escalones está formado por un primer escalón de 20 kvar y 4 escalones iguales de 40 kvar y se describe como equipo de (20 + 4 x 40) kvar. Obsérvese que la potencia del escalón menor de regulación, P1, y el número de escalones, NE, están relacionados por la relación: P1=Ptot / (2NE-1) (3.10) • Programa 1:2:4 . La potencia del segundo escalón es doble de la del primero y la del resto de escalones a partir del tercero es 4 veces la potencia del primero. Por ejemplo, un equipo de 300 kvar y 5 escalones está formado por un primer escalón de 20 kvar, un segundo de 40 kvar y 3 escalones iguales de 80 kvar y se describe como equipo de (20 + 40 + 3 x 80) kvar. Obsérvese que la potencia del escalón menor de regulación, P1, y el número de escalones, NE, están relacionados por la relación. P1=Ptot / (4NE-5) (3.11) • Otros Programas. Pueden utilizarse otros programas, como el 1:2:2:4 o el 1:1:2:2, etc. El significado de los números, como se habrá deducido de los casos anteriores da la proporción de las potencias entre el primer escalón, al que se asigna valor 1 y los siguientes (2 significa doble potencia, 4 significa 4 veces más, etc.). • Número de pasos ( N p). El término número de pasos significa el número de valores intermedios en que está fraccionada la potencia total. A veces se confunde el número de pasos con el número de escalones, pero en realidad solo coinciden en el programa 1:1:1. En general el número de pasos se obtiene de la siguiente fórmula: (3.12) 3 Así por ejemplo en una batería de 5 escalones con programa 1:2:2, el número total de pasos es de 4 escalones x peso 2 + 1 escalón x peso 1 = (4 x 2 + 1) pasos = 9 pasos comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 73 3.6.2 Elección del número de pasos Es frecuente que para regular un equipo de reactiva, se conecten y desconecten pasos que pueden representar un 20 ó un 25% de la potencia total. Puede parecer que estos pasos tan grandes dan lugar a una regulación pobre o a un mal comportamiento del sistema, haciendo que la corriente total sufra grandes variaciones, pero el ejemplo siguiente pone de manifiesto que esto no es cierto y que cuatro o cinco pasos suelen ser suficientes para obtener una buena regulación. El aumentar excesivamente el número de pasos puede por contra generar inconvenientes por el elevado número de maniobras que debe hacer el equipo de compensación, causando como consecuencia un envejecimiento más rápido de los contactores. El ejemplo siguiente permite tener una idea cuantificada de los saltos que comporta la regulación por escalones. = 0,707, Ejemplo: Para un conjunto de cargas que consumen 141 A con un y de la corriente total al ir compensando calcular cuáles son los valores de con un equipo dividido en 5 escalones. La solución se da en la Tabla 3.2 y está basada en simples cálculos geométricos de los triángulos de potencias dibujados en la Fig. 3.6 La corriente reactiva, Ir, es de 100 A inicialmente y se compensa en 5 escalones, por tanto cada vez que introducimos un escalón la Ir desciende en 20 A (100 A/5). Una vez conocida Ir y y la corriente puesto que Ia es fija, también de 100 A, se puede obtener el total Itot por las ecuaciones (3.13) y (3.14). Tabla 3.2.- Resultados con Ir Ia = 100 A y distintos valores de Ir Escalones conectados Ir (A) 0 100 0.707 141 60 A 1 80 0.781 128 40 A 2 60 0.857 117 20 A 3 40 0.928 108 4 20 0.981 102 5 0 1.000 100 100 A 80 A Itot = 141 A = 0,707 Ia = 100 A 0A Fig. 3.6.- Ejemplo de regulación por escalones Itot (A) (3.13) 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas (3.14) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 74 Obsérvese por ejemplo, que entre conectar 4 ó 5 escalones, la diferencia en la resultante varía solo de 1 a 0,98. En corriente total es solo de 2 A, y el términos porcentuales, estas proporciones se mantienen para cualquier potencia, dependiendo solo del número de pasos. Es decir, al fraccionar la potencia en 5 de pasos, el último paso solo hace variar la corriente total en un 2% y el 1 a 0,98 . Es por esto que un excesivo fraccionamiento del número de pasos no aporta ventajas y en cambio comporta un mayor número de maniobras y consecuentemente mayor desgaste del equipo. 3.7 Elección del factor de potencia final En todos los cálculos del apartado anterior hay que fijar el factor de potencia final deseado (cos jf,). El valor óptimo para este factor de potencia es la unidad, pero, como se ha dicho en el apartado 3.4.1 algunas veces cabe cuestionarse si interesa económicamente alcanzar dicho valor. Este interés puede depender de la tarifa eléctrica vigente en cada momento, que podrá fijar recargos más o menos importantes en cada país o en cada momento. Para poner de relieve esto vamos a desarrollar un ejemplo: Supóngase una instalación con un consumo de 100 kW durante 200 h al mes y un cos ji, inicial de 0,707. Con las tarifas vigentes en 2009, esto hubiera supuesto un consumo de 20000 kvarh y un recargo en la facturación de 340 €. En dichas tarifas, los recargos prácticamente desaparecían a partir de un cos j promedio mensual de 0,9. Suponiendo un consumo regular, la potencia de condensadores necesaria para alcanzar dicho factor de potencia final de 0,9 sería de 53 kvar. Con ello se hubiera reducido la corriente promedio total de 204 A a 160 A, se hubiera conseguido una reducción de pérdidas de transporte de un 38,5% aproximadamente [(2042-1602)/ 2042] y se hubiera eliminado totalmente el recargo de 340 €. En la tarifa de 2010, la situación sería la siguiente. La misma instalación anterior con un factor de potencia inicial de 0,7 hubiera tenido un recargo de 1246 €. Pero además, en dicha tarifa de 2010 el límite exento se subió de cos j 0,9 a 0,95, por lo que la misma instalación corregida a cos j de 0,9 tendría todavía un exceso de 3114 kvarh y supondría un recargo de 130 € aproximadamente. Para evitar este recargo haría falta ahora instalar una potencia de condensadores de aproximadamente 67 kvar, es decir , 14 kvar más que antes para evitar la penalización por tarifa. Con estos condensadores se consigue rebajar la corriente de los 204 A iniciales a 152 A aproximadamente, con lo que las pérdidas se reducen un 44,5% [(2042-1522)/ 2042] y el recargo se elimina totalmente. 3 Si en la misma instalación nos proponemos alcanzar un factor de potencia final de 1, la potencia de condensadores necesaria sería de 100 kvar, obteniéndose la exención de recargo y una corriente final de 144,3 A, y una reducción de las pérdidas de un 50% Como se ve en el ejemplo, conviene siempre llevar el cos j al valor límite a partir comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 75 del cual no hay recargo, lo cual supondría, en el caso de la tarifa 2010 colocar un condensador de 67 kvar. Obsérvese que resulta difícil de justificar económicamente la solución de compensar a factor de potencia cos j=1. En nuestro caso supondría poner la diferencia entre 67 kvar y 100 kvar y el beneficio sería sólo la reducción de pérdidas y la mayor disponibilidad de potencia. No obstante, para consumos grandes, esta reducción de pérdidas puede justificar la inversión en condensadores en un período de tiempo de unos años. 3.8 Equipos de compensación de reactiva Para la compensación de la energía reactiva se emplean condensadores conectados en paralelo con las cargas que generan dicha energía. Existen varias posibles soluciones en cuanto a la forma de implantación, dependiendo del entorno de que se trate. Desde el punto de vista de eficiencia, los condensadores de compensación deben conectarse lo más próximos posible a las cargas que generan reactiva, pero en general se suele agrupar la compensación de varias cargas. La Tabla 3.3 ofrece un resumen de las formas de aplicación más frecuentes. • A nivel residencial (P<15 kW) no existen recargos ni bonificaciones por el consumo de reactiva en contratos de tipo doméstico, pero en determinados casos sigue siendo interesante la compensación para reducir la corriente consumida por los receptores. Esto permite mayor carga sin rebasar el tope impuesto por el limitador ICP. • A nivel industrial, debemos distinguir entre usuarios con transformador propio e instalaciones donde el transformador es compartido por más de un usuario. En el primer caso se suele implementar la compensación de forma global a nivel de embarrado de BT del transformador, pero existe aún la disyuntiva de si compensar en baja tensión o en media o alta tensión. En caso de transformador compartido por varios usuarios, la compensación suele hacerse a nivel global, para cada usuario. Tabla 3.3.- Soluciones para la compensación de energía reactiva TIPO DE COMPENSACIÓN APLICACIONES • Alumbrado fluorescente ENTORNO Compensación • Electrodomésticos DOMÉSTICO individual • Ascensores 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas • Sistemas de climatización/bombeo Eficiencia en el uso de la energía eléctrica ENTORNO INDUSTRIAL AT (Alta Tensión) MT (Media Tensión) 76 Compensación • Cargas de potencias muy altas individual en AT-MT • Cargas muy alejadas de la acometida Compensación global en AT Compensación individual en BT BT (Baja Tensión) Compensación global en BT y MT • Pocos receptores de gran potencia • Compensación basta combinada con otra más fina en BT • Cargas de potencias medias y altas • Transformadores de distribución • Cargas muy alejadas de la acometida • En BT se aplica a la mayoría de los casos a nivel de cada abonado • En MT o grandes consumidores se aplica a nivel de subestación La compensación individual se realiza con un mínimo de componentes, prácticamente colocando el condensador o condensadores individuales, sus protecciones y maniobra en los propios armarios de control o de distribución de la carga a compensar. Las Figs. 3.7 y 3.8 muestran la forma de los condensadores de potencia, tanto para baja tensión como para alta tensión. En general, todos ellos son condensadores de dieléctrico seco (polipropileno; sin PCB) que da muy buenas prestaciones en cuanto a bajas pérdidas (menos de 0,5 W por kvar). Fig. 3.7.- Condensadores para la compensación de reactiva en MT Fig. 3.8.- Condensadores para la compensación de reactiva en BT En el caso de equipos de compensación globales, la potencia reactiva total se suele fraccionar en varios escalones formados por condensadores de potencias adecuadas, de forma que la suma sea el total de la potencia reactiva a compensar y en caso de desconectar cargas pueden desconectarse también grupos de condensadores para adaptar la compensación a la demanda en cada momento. Los distintos escalones se conectan y desconectan mediante contactores o interruptores estáticos, bajo el control de un regulador automático tipo computer. Las Figs. 3.9 y 3.10 muestran sendas fotografías de equipos de compensación de media tensión y de baja tensión respectivamente. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 3.9.- Equipo de compensación de reactiva de MT 77 Fig. 3.10.- Equipo de compensación de reactiva de BT La configuración típica de un equipo de BT con contactores de varios pasos puede verse en la figura 3.12. La única parte exterior al equipo es el transformador de corriente TI, cuya colocación debe hacerse de forma que mida el conjunto de corriente de carga más los condensadores de compensación. La Fig. 3.11 indica la forma correcta de colocación. a) Conexión correcta b) Conexión incorrecta c) Conexión incorrecta Fig. 3.11.- Conexión del transformador de medida de corriente en equipos de compensación 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas φ Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 3.12.- Esquema tipo de un equipo automático de compensación de reactiva 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas 78 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 79 3.9 Reguladores de potencia reactiva Los reguladores de potencia o de energía reactiva miden el factor de potencia de una determinada instalación y controlan la conexión y desconexión de grupos de próximo a la unidad. condensadores de la red con objeto de mantener el Actualmente la mayor parte de reguladores están basados en un microprocesador, lo cual permite, además de la función básica de regular el , factor de potencia, otra serie de funciones adicionales, como lectura del tensiones y corrientes de línea, potencias, THD, establecer alarmas respecto a diferentes condiciones de seguridad, monitorización a distancia, etc. A continuación se dan las definiciones de una serie de conceptos básicos para comprender el funcionamiento y ajustes necesarios en los reguladores de reactiva. A título de ejemplo, en el apartado 3.9.1. se indican las prestaciones de los reguladores de la serie MAGIC y computer. 3.9.1 Definiciones • Sistema FCP (FAST Computerized Program): Sistema que controla la secuencia de conexión de los distintos escalones, de forma que, para llegar a una determinada potencia final demandada, tiende a minimizar el número de maniobras y a igualar los tiempos de uso de los distintos escalones. Las maniobras se realizan de forma que, para los escalones de igual potencia, cuando hay demanda se conecta el que lleva más tiempo desconectado y cuando hay exceso se desconecta el que lleva más tiempo conectado. • Regulador de cuatro cuadrantes: Este término significa que el regulador es capaz de medir y regular, tanto si la potencia activa va de red a cargas (caso habitual de instalación consumidora) como si va de carga a red (caso de instalaciones que incluyan generadores y por tanto permiten tanto el consumo como la exportación o venta de energía). • Relación del transformador de corriente, K: Los reguladores de reactiva necesitan medir la corriente de red a través de un transformador de corriente (ver Fig. 3.12). La corriente de primario de éste se elige con un valor nominal algo superior a la corriente máxima a medir y habitualmente el secundario estándar es de 5 A a nominal. La relación entre la corriente nominal de primario y los 5 A de secundario se denomina factor K . Así por ejemplo para una instalación que tenga un consumo de 180 A se puede elegir un transformador de 250/5, cuyo factor K sería 250 dividido por 5, es decir K=50. 3 • Corriente del primer paso IC1, y factor C/K: En el regulador debe prefijarse el programa de regulación (ver apartado 3.7.1) y la corriente absorbida por el primer escalón. Este último dato puede darse de dos formas: - Programando independientemente dos parámetros: La corriente del primer comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 80 escalón, IC1, y la corriente primaria del transformador de corriente Ip, (se da por supuesto que el secundario es de 5 A) - Programando un único factor llamado C/K. Este factor se obtiene dividiendo la corriente del primer escalón, IC1, por el factor K definido en el párrafo anterior. Por ejemplo, para un equipo cuyo primer escalón absorbe 30 A, con un transformador 300/5 (K=60), el factor C/K es K= 30 / 60 = 0,5. • Número de pasos y programas de regulación: (ver apartado 3.6.1) , los reguladores • Fase de referencia de tensión. Para determinar el necesitan medir el desfase entre tensión y corriente. En sistemas trifásicos equilibrados, la medida se hace midiendo tensión entre dos fases y corriente en una de ellas, pero esto admite múltiples combinaciones, por lo que debe programarse en el regulador cuál es la disposición del circuito de medida. La Tabla 3.4. muestra todas las combinaciones posibles y cuál es la opción que debe programarse en los reguladores de la serie MAGIC y computer 8d, 14d y PLUS. • Tiempo de conexión: La conexión y desconexión de escalones no puede ser instantánea para evitar fuertes transitorios en la red. Por ello el regulador retarda la conexión o desconexión entre distintos escalones, durante un tiempo llamado tiempo de conexión. En equipos convencionales maniobrados con contactores, este tiempo suele ser de unos pocos segundos. En caso de requerir maniobras más rápidas debe recurrirse al empleo de baterías estáticas, donde los contactores se han sustituido por tiristores, lo cual permite eliminar los transitorios de conexión y desconexión y por tanto maniobrar todo lo rápido que se quiera. En tal caso el tiempo de conexión suele ser de unos pocos milisegundos. (ver apartado 3.9.) • Tiempo de reconexión: De acuerdo con las normas, entre el instante de desconexión de un condensador y el instante de una nueva conexión debe transcurrir un tiempo mínimo que permita descargarse al condensador hasta un 5% de la tensión nominal de cresta. Para evitar una reconexión demasiado rápida, los reguladores permiten ajustar el tiempo de reconexión. El ajuste debe hacerse en general a un tiempo unas 10 veces superior al tiempo de conexión. • Alarmas: 3 1. Factor de distorsión: Los reguladores modernos suelen medir el valor de la distorsión armónica total en la red (ver capítulo 4). Si se detectan valores excesivamente altos de este parámetro es síntoma de que existen sobrecargas en los condensadores o incluso de que se produce una resonancia en el sistema. El valor de ajuste suele tomarse 15 puntos por encima del % que se mida antes de conectar ningún condensador con un tope del 50%. comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 81 2. Pérdida de capacidad: Sistema preventivo ante la pérdida de capacidad de los condensadores. Se recomienda este tipo de alarma a partir de una reducción de capacidad de un 30% del valor de origen. Para ello se requiere medir en las tres fases de entrada de la batería de condensadores. 3. Control de niveles de tensión: Supervisar los niveles de tensión de red si se mantienen dentro de los valores tolerables por los condensadores. 4. Temperatura: El control de temperatura dentro de la batería es vital para mantener el correcto funcionamiento de los condensadores, fundamentalmente. Los condensadores no deben superar temperaturas superiores a los 40 ºC, siendo recomendado mantener una temperatura de 30 ºC. 5. Vigilancia de fugas: Incorporación de sistema de vigilancia de las fugas que se producen en cada paso, con lo cual podemos deshabilitar y avisar de los pasos que están teniendo mayor fuga. Tabla 3.4.- Fase de referencia de tensión para las distintas conexiones posibles. Fases de medida Corriente en L3 Tensión en L2-L3 o Corriente en L1 Tensión en L3-L1 o Corriente en L2 Tensión en L1-L2 Conexión de TI directo Programa Desfase U-I computer con =1 t-1 30º invertido t-4 210º directo t-3 150º invertido t-6 330º directo t-2 90º invertido t-5 270º o Corriente en L3 Tensión en L3-L1 o Corriente en L1 Tensión en L1-L2 Corriente en L1 Tensión en L2-L3 ó Corriente en L2 3 Tensión en L3-L1 ó 1 2 3 4 5 6 7 8 9 L1 Corriente en L2 Tensión en L2-L3 Esquema Tipo Corriente en L3 Tensión en L1-L2 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas L3 S2 P2 S1 P1 L2 L3 N Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 82 3.10 Compensadores estáticos En las instalaciones donde las fluctuaciones de carga son importantes y rápidas, la conexión y desconexión de escalones a base de contactores no permiten actuar lo suficientemente rápido como para tener en cada momento la compensación necesaria. En tales casos la solución idónea consiste en aplicar contactores estáticos, a base de tiristores, para la conexión y desconexión de los condensadores. Las ventajas obtenidas con ello son las siguientes: • Conexión del condensador sin transitorio de arranque. La conexión se produce en el preciso momento que la tensión de red coincide con la del condensador, incluso cuando éste se encuentra total o parcialmente cargado. Por este motivo se elimina cualquier transitorio de conexión y desaparecen los huecos u otras perturbaciones, que en muchos casos provocan interferencias sobre equipos electrónicos. • Desconexión del condensador sin transitorio. La desconexión se produce al paso por cero de la corriente) • Cadencia de maniobras ilimitada. Las dos condiciones anteriores hacen que los tiempos entre conexiones y desconexiones sucesivas pueda llegar a ser de un ciclo de red si la carga lo requiere (16,6 ms en el caso de red a 60 Hz). • Respuesta inmediata a la demanda de compensación. Esta condición es inalcanzable con los equipos convencionales con contactores y resulta imprescindible para cargas tales como: máquinas de soldar por puntos o pequeños cordones, ascensores, grúas, hornos y en general aquellas que presenten ciclos cortos de carga. • Menor desgaste de los condensadores y de los interruptores de maniobra. Esta es una consecuencia inmediata de la eliminación de transitorios y de la total ausencia de partes mecánicas móviles. La vida útil del equipo en su conjunto se incrementa notablemente con respecto a los equipos convencionales con contactores. La Fig. 3.13 muestra la evolución de la tensión y corriente en el condensador, UC e IC. Obsérvese que en un equipo estático no existe punta de corriente de conexión, mientras que en un equipo convencional con contactores dicha punta puede alcanzar valores de 50 veces la corriente nominal de cresta. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica UC IC a) Conexión estática 83 UC IC b) Conexión con contactor Fig. 3.13 .- Comparación de los transitorios de conexión con batería estática y con contactor (A: Tensión en los condensadores; B: Corriente en los condensadores) CIRCUTOR ha desarrollado una serie de equipos que incorporan el contactor estático, con un sistema propio patentado. Las Figs. 3.14 y 3.15 muestran un equipo modular EMK y el anterior de un módulo estático individual EMF. Fig. 3.14 .- Equipo tipo EMK 3 Fig. 3.15 .- Vista interior de un módulo estático Fig. 3.16 .- Esquema de principio de un paso de batería estática comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 84 Para el mando de los equipos estáticos es preciso recurrir a reguladores rápidos como el FastComp o computer PLUS, que permiten medir las necesidades de reactiva de red y compensar en un tiempo inferior a 20 ms. Obsérvese que pueden hacerse maniobras más rápidas por lo que al interruptor estático se refiere, pero no es conveniente si no se ha medido como mínimo un ciclo completo del sistema trifásico (60 ms). No obstante, en algunos casos pueden utilizarse módulos estáticos accionados directamente por un contacto del equipo de que controla la conexión y desconexión de las cargas fluctuantes (en general autómatas o equipos de control de soldadura, hornos de inducción, etc.) . La Fig. 3.16 muestra un esquema simplificado de un paso de un equipo estático, con los principales bloques. Los equipos estáticos se llaman también a veces TSC (Thyristor Switched Capacitors) Los equipos estáticos pueden también utilizarse para aplicaciones donde se requiera filtro de armónicos, es decir, para maniobrar conjunto L+C previstos para evitar sobrecargas y resonancias (véase el capítulo 9). 3.11 Compensación fase-fase del FP En las instalaciones eléctricas es cada vez más frecuente encontrar consumos fuertemente desequilibrados. Contribuyen a dicho desequilibrio dos tipos de cargas: Por un lado las cargas entre fase y neutro y por otro lado cargas monofásicas entre fase y fase. Estas últimas están proliferando con potencias considerables en plantas industriales con algunos tipos de hornos, sistemas de calentamiento por inducción y/o equipos de soldadura. Los efectos más importantes de dichos desequilibrios son de dos tipos: • Corrientes de neutro elevadas (Corriente homopolar) • Corrientes en las fases desiguales, con desfases desiguales (Componente inversa) 3 El aumento de la corriente de neutro por desequilibrio es un tema muy conocido, pero los efectos del desequilibrio de las corrientes de fase han sido menos estudiados. Dicho desequilibrio disminuye significativamente la eficiencia de los sistemas de distribución y transporte. A título de ejemplo, consideremos un transformador de 1000 kV·A. El diseño se ha hecho considerando que esta potencia estará repartida entre las tres fases. Si pretendiéramos alimentar con él un sistema cuyas cargas estuvieran todas ellas entre una fase y neutro o cargas entre dos fases, evidentemente no podríamos obtener 1000 kW, aunque + reducción el factor de potencia de las cargas fuese la unidad (incluyendo por armónicos). Así pues, la potencia que podemos obtener de un transformador depende de alguna forma del grado de desequilibrio de las cargas. Obsérvese que el problema tiene un cierto paralelismo con el del factor de potencia. En efecto, si conectamos a un transformador, como el del ejemplo anterior, de 1000 kV·A, cargas con un factor de potencia inferior a la unidad, tampoco podemos obtener los 1000 kW. El ejemplo anterior sirve para poner de relieve que el desequilibrio de las comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 85 corrientes de carga, al igual que un factor de potencia inferior a la unidad, comportan un uso ineficiente del sistema de distribución y transporte. 3.11.1 ¿Cómo afecta el desequilibrio a los sistemas de compensación del FP? La “compensación de factor de potencia”, juega un papel primordial en optimización de los sistemas de distribución y la minimización de pérdidas en las instalaciones eléctricas. Cuando hablamos de compensación de factor de potencia en este contexto debemos entenderla en su forma más general, que ), el filtrado de engloba la compensación de desfase tensión corriente ( armónicos y la corrección de desequilibrio. Las baterías de condensadores y los filtros pasivos estándar ofrecidos actualmente en el mercado son siempre equipos trifásicos equilibrados lo cual hace que sean muy ineficientes para redes con un alto grado de desequilibrio. En los párrafos siguientes se indican las nuevas tendencias en equipos de compensación basados en condensadores o grupos L-C. 3.11.2 Nuevas técnicas de compensación para sistemas desequilibrados Como se ha dicho, el sistema clásico de compensación de reactiva y filtrado de armónicos se basa en equipos que conectan pasos trifásicos equilibrados. Es frecuente incluso que el regulador de FP mida corriente solo en una fase y regula la compensación suponiendo que el sistema es equilibrado. La conexión del circuito de potencia se hace mediante contactores (baterías convencionales) o mediante tiristores (baterías estáticas) en el caso de cargas con un perfil de corriente muy variable en el tiempo. Para sistemas con cargas muy desequilibradas el método clásico no consigue una buena regulación del FP y puede producir una compensación errónea por varios motivos: El primero y más importante es que la compensación depende de la fase donde se mide la corriente. Según sea la más cargada o la menos cargada el sistema puede crear sobrecompensación o falta de compensación a nivel global, generando en ambos casos pérdidas innecesarias y causando un consumo de energía reactiva que luego será motivo de un recargo en la factura del suministro eléctrico. Supuesto que se mida en tres fases y se compense según un valor promedio de la energía reactiva medida en las tres fases, se consigue alguna mejora, pero el sistema de compensación sigue siendo imperfecto, ya que se carga con una reactiva innecesaria algunas fases y no se llega a compensar completamente otras. 3 Para solucionar estos problemas y aumentar la eficiencia de los sistemas de compensación del factor de potencia CIRCUTOR ha desarrollado una nueva serie de reguladores, denominada computer PLUS, capaces de medir y comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 86 realizar la compensación individual de cada fase, tanto para sistemas donde dominan las cargas en estrella (fase – neutro) como para sistemas en los que dominan las cargas en triángulo (trifásicas o monofásicas entre fase y fase). La Fig. 3.17 muestra un esquema para un paso de un filtro, controlado por tiristores, en configuración triángulo, de forma que puede compensarse cada fase individualmente. Nótese que esta compensación debe hacerse siempre con interruptores estáticos. No podría hacerse con contactores, puesto que éstos conectan las tres fases a la vez. L1 L2 L3 400V AC SUPPLY 1K2 1G2 1K1 1G1 2K2 2G2 2K1 2G1 3K2 3G2 3K1 3G1 V1 230 I1 150 kW1 80 kvar1 60 V2 230 I2 150 kW2 80 kvar3 60 V3 230 I3 150 kW2 80 kvar3 60 SH RS+ RS- cos j= 0.8 COMPUTER+ SH RS+ RS- ADJ A B C D E SH RS+ RSCOM AL1 400V 230V 0V CPC3i-xRS 1K2 1G2 1G1 1K1 2G1 2K1 2K2 2G2 3K2 3G1 3K1 3G2 COM L C AL1 BLOQUE DE POTENCIA Fig. 3.17.- Esquema de un paso de batería estática con regulador midiendo corriente y tensión en las tres fases Para instalaciones donde dominan las cargas monofásicas entre fase y neutro, los pasos deben configurarse en estrella y el regulador mide la tensión y corriente en las tres fases y decide cómo compensar cada una independientemente. Para instalaciones con cargas entre fases desequilibradas, el regulador es capaz de escoger la conexión óptima que minimiza la corriente de todas y cada una de las fases, consiguiendo así el mínimo de pérdidas y en consecuencia la máxima eficiencia en la instalación. 3 3.11.3 Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación de suministro. Los costes de una instalación para alimentar una planta industrial, un edificio comercial, un edificio de oficinas o de viviendas, podemos dividirlos en dos comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 87 grandes conceptos: • Coste de la infraestructura para alimentación, básicamente transformadores y líneas de distribución. • Coste de la energía consumida. El desequilibrio de cargas incrementa los costes por ambos conceptos. En efecto, a causa del desequilibrio se debe aumentar la potencia nominal de los transformadores y la sección de los cables, pues la corriente máxima que circula por alguna de las fases en caso de desequilibrio es mayor que la que circula en caso de alimentar cargas equilibradas. A título de ejemplo hagamos un sencillo cálculo para una carga de 1 kV·A en dos casos: Caso 1: Carga alimentada por un sistema trifásico equilibrado a 400 V . El consumo es de 1,44 A por fase, en las tres fases. Caso 2: Carga alimentada entre dos fases. El consumo de corriente es de 2,5 A en dos fases y cero en la tercera. Por tanto, en este caso de desequilibrio extremo podemos tener que sobredimensionar los cables y el transformador hasta un 73%. En cuanto al coste de la energía consumida, éste también se incrementa en los sistemas desequilibrados, debido a las pérdidas. Si tomamos como ejemplo el mismo caso anterior y llamamos R a la resistencia de cada una de las fases, resultan unas pérdidas de transporte que son: Caso 1: Pérdidas por kVA 3 fases x (RI2) = 3 x R x 1,442 = 6,22 x R (W / kVA) Caso 2: Pérdidas por kVA 2 fases x (RI2)= 2 x R x 2,52 = 12,5 x R (W / kVA) Obsérvese que las pérdidas son prácticamente el doble para el caso extremo de desequilibrio considerado. 3.12 Compensación individual de cargas 3 En determinados casos, bien sea en cargas de potencia considerable comparadas con el total de una instalación, o bien porque son cargas conectadas a través de líneas muy largas, puede ser interesante compensar de forma individual estas cargas. Los casos más típicos son la compensación del transformador de acometida y la compensación de algunos motores. En los párrafos siguientes daremos algunas directrices de como compensar algunas cargas típicas de forma individual. comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 88 3.12.1 Compensación del transformador de acometida En general el transformador de acometida permanece conectado incluso en el caso de desconectar las cargas y además, si la compensación se hace en BT no se mide el consumo de reactiva del propio transformador. En esta situación queda una potencia sin compensar que prácticamente se consume las 24 horas, a menos que la medida del regulador se efectúe en el lado de alta. Para evitar este consumo continuo de reactiva es habitual que los transformadores de acometida se compensen mediante un condensador fijo conectado en paralelo con la salida del transformador en el lado de BT o de AT, dependiendo de la potencia. El consumo de reactiva de los transformadores se debe a dos conceptos: • Un término fijo, debido a la reactancia magnetizante (corriente magnetizante), que supone aproximadamente un 1,8 a un 2% de la potencia aparente del transformador en kVA. (3.15) • Un término variable que depende de la carga y de la reactancia de dispersión, Xcc, o si se quiere de la tensión de cortocircuito del transformador, ucc (véase apartado 2.10) (3.16) donde I2pu representa el índice de carga unitario, es decir, tanto por uno de la carga nominal y ucc es la tensión de cortocircuito unitaria (ucc% / 100). Regla práctica: La potencia reactiva total consumida por el transformador es la suma de QM y QX . No obstante, como se ha dicho, la compensación suele hacerse con un condensador fijo y por lo tanto independiente de la carga. La potencia que suele elegirse es de un 5% de la potencia en kVA del transformador. En algunos transformadores con ucc% > 6%, pueden elegirse valores del 6 ó 7%. En ningún caso se recomienda una compensación fija con potencia superior al 10% de la potencia aparente del transformador. (3.17) 3.12.2 Compensación de motores asíncronos La corriente reactiva que absorbe un motor asíncrono de inducción se mantiene bastante constante, cualquiera que sea su régimen de carga. La corriente reactiva suele ser de un 90% de la corriente absorbida por el motor en vacío. 3 En general no es recomendable compensar a factor de potencia unidad y se suelen colocar condensadores para compensar entre 0,9 y 0,95. Una fórmula aproximada de cálculo de la potencia necesaria para compensar un motor a =0,92 es la siguiente: comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas (3.18) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 89 En general, el de los motores está especificado en su placa de características y en los propios catálogos de fabricantes. Los valores de nominales de los motores suelen ser mayores para motores de mayor número de polos (menos revoluciones). En general, los valores resultantes suelen estar en torno al 20% de la potencia del motor para motores de 1500 rpm, mientras que para motores de 3000 rpm las necesidades son menores y para motores de 750 r/min puede ser más del 25%. En cuanto a las formas de conexión de la compensación, suelen variar dependiendo del tipo de maniobra de arranque que efectúe el motor. Caso de arranque directo En caso de arranque directo, el condensador puede ponerse directamente en paralelo con el motor, según el esquema de la figura 3.18. En general se coloca aguas abajo de la protección térmica del motor, con lo cual el protector térmico debe ajustarse más bajo para proteger adecuadamente el motor. Fig. 3.18.- Compensación de motor con C directo en paralelo Motores freno: Fenómeno de autoexcitación. 3 En caso de utilizar el motor en polipastos o en montacargas, donde el motor puede ir arrastrado, la colocación de un condensador en paralelo puede provocar la autoexcitación del motor y en consecuencia impide la actuación del freno. En este caso es Fig. 3.19.- Compensación de motor con C preferible accionar el condensador conectado con contactor independiente con un contactor independiente, de forma que éste abra a la orden de paro del motor, según se representa esquemáticamente en la Fig. 3.19. comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 90 Motor con arranque estrellatriángulo En el caso de arrancadores estrellatriángulo puede escogerse entre dos opciones: • Conexión del condensador con el contactor de triángulo. En tal caso, el condensador no actúa durante el arranque. (véase la Fig. 3.20). Fig. 3.20.- Compensación en arrancador estrella-triángulo con condensador de 3 • bornes conectado al final del arranque Uso de condensadores de 6 bornes, directamente en paralelo con el motor. En tal caso el conmutador estrella-triángulo conmuta a la vez el motor y el condensador (véase la Fig. 3.21) Caso de motor con arrancador por pasos. En caso de que el motor disponga de algún tipo de arrancador por pasos, se aconseja utilizar un mando independiente para conectar el condensador, como el esquema de la Fig. 3.20. El condensador debe conectarse con el último paso de arranque. Fig. 3.21.- Compensación en arrancador estrella-triángulo con condensador de 6 bornes Motores regulados con convertidores de frecuencia o con arrancador suave 3 No es aconsejable compensar motores gobernados por reguladores de frecuencia o arrancadores estáticos. La inclusión de condensadores en paralelo con el motor puede dañar el convertidor o el arrancador. Solo en caso de arrancadores estáticos que al final del arranque quedan en “bypass” puede aplicarse la compensación con mando independiente (Fig. 3.19) comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 91 3.12.3 Compensación de hornos Cabe distinguir entre varios tipos de hornos: a) Los hornos de resistencias suelen tener de por sí un factor de potencia alto y por tanto no es necesaria la compensación individual. b) Los hornos de inducción suelen tener un factor de potencia en torno a 0,8, pero en condiciones transitorias de baja carga el consumo de activa puede ser muy bajo, manteniéndose el consumo de reactiva. En tales condiciones se recomienda la compensación con filtros de rechazo (ver capítulo 9). c) Los hornos de arco suelen ser de potencias considerables y generalmente se alimentan en media tensión. La compensación se hace con condensadores fijos en media tensión. Dado que generan grandes cantidades de armónicos suelen acompañarse los condensadores con reactancias de filtrado, sintonizadas para reducir la distorsión armónica. 3.12.4 Compensación de instalaciones de alumbrado a) El alumbrado de incandescencia no requiere compensación. b) Las lámparas fluorescentes y de descarga en general suelen tener factores de potencia bajos, en torno a 0,5. Generalmente se compensan con condensadores individuales. 3.13 Beneficios de la compensación en MT La compensación en media tensión aporta beneficios similares a la compensación en baja, pero además tiene el efecto adicional de contribuir a la regulación de la tensión en la red de distribución. A continuación se da un resumen de los beneficios obtenidos con la compensación en MT. Optimización técnica • Ayuda al control de la tensión a lo largo del sistema de transporte y distribución. • Descarga tanto las líneas como los transformadores. • Reduce el nivel de pérdidas en todo el sistema. Optimización económica • Reduce el coste de la energía reactiva facturable (Recargo según país y tarifas). 3 • Reduce el coste oculto que representan las pérdidas Joule en líneas de transporte y distribución. • Permite un mejor ratio (kW / kVA) de utilización de las instalaciones. comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 92 Sistema de distribución de energía eléctrica en MT Baterías de condensadores CIRKAP Calidad del suministro Optimización del coste de explotación de redes Aumento de tensiones en: - juegos de barras - finales de línea - Disminución de pérdidas - Descarga de líneas y cables - Descarga de transformadores Optimización económica - Disminución coste energía - Menor consumo de kW - Menor consumo de kvar Gestión de carga eléctrica en redes de distribución Fig. 3.23.- Cuadro resumen de los beneficios de la compensación en MT 3.14 ¿Dónde y cuándo compensar en MT? Básicamente debemos pensar en compensar en MT cuando se trate de instalaciones de generación transporte y distribución de energía eléctrica en las cuales se desee regular la tensión a final de línea o en instalaciones industriales donde existan consumos en MT. Tal es el caso de algunos centros de bombeo, centros de tratamiento de aguas, minería, fábricas de cemento, industrias químicas, acerías, papeleras, etc. En las instalaciones con distribución en MT y consumo en BT, es mejor la compensación en BT, cerca de las cargas. No obstante, si el número de transformadores MT/BT es elevado, es recomendable que al menos parte de la compensación se realice en MT. 3.15 Definiciones de términos empleados en MT A continuación damos un resumen de conceptos empleados en la definición de equipos de media y alta tensión Niveles de aislamiento (BIL) 3 El BIL indica el nivel de aislamiento de un equipo de MT. Para determinar este nivel de aislamiento se realizan dos ensayos: comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 93 • Ensayo a frecuencia industrial durante un minuto. Este ensayo permite la comprobación del aislamiento de un dispositivo simulando una elevada tensión de red a 50 ó 60Hz. • Ensayo de onda de choque de 1.2/50 µs Este ensayo permite la comprobación del aislamiento de un dispositivo simulando la sobretensión generada en un transitorio de apertura de una carga inductiva o el transitorio producido por un rayo. Tabla 3 7.- Tensiones de ensayo y líneas de fuga según BIL Nivel de aislamiento Tensión a frecuencia BIL (kV) industrial (kV) Onda de choque 1.2 / 50 (kV cresta) Líneas de fuga en (mm) 7,2 20 60 190 12 28 75 190 17,5 38 95 300 24 50 125 435 36 70 170 600 • En los condensadores trifásicos, el nivel de aislamiento corresponde al inmediato superior a su tensión nominal. Así por ejemplo, un condensador trifásico CHV-T de 300 kvar, 6.6. kV debe tener un nivel de aislamiento de 7.2 kV. • En los condensadores monofásicos, el criterio de elección varía respecto al trifásico. Los niveles de aislamiento corresponden al mismo de la red a que se conecta la batería en equipos no aislados de tierra (CEI 80.671-1). Ejemplo: Batería 3 Mvar a 20 kV. Formada por 6 unidades de 500 kvar, 11.56 kV en doble Y. Nivel de aislamiento de los condensadores 24 kV (BIL 50/125 kV) Distancias de aislamiento y líneas de fuga Se denomina distancia de aislamiento a la distancia que existe entre dos partes conductoras de un equipo de MT o AT. Cabe distinguir entre distancia al aire y distancia sobre una superficie aislante, como la que se representa en la Fig. 3.24. A esta distancia, siguiendo la línea más corta sobre superficie se le denomina línea de fuga. La línea de fuga necesaria en un equipo o dispositivo está directamente relacionada con los niveles de polución ambiental en los que deba funcionar dicho equipo o dispositivo. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Línea de fuga Fig. 3.24.- Línea de fuga en un aislador Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 94 Niveles de polución Se entiende por nivel de polución la contaminación ambiental existente en el lugar donde se instalan los equipos. A mayor nivel de polución se requieren líneas de fuga más largas para garantizar el aislamiento. En caso de mucha polución (polvo, aceites, salinidad, etc.) se producen defectos de aislamiento y contorneos. Existen varios niveles de polución y en cada uno de ellos se consigue un determinado nivel de aislamiento por cada mm de línea de fuga. La Tabla 3.8 indica los distintos niveles de polución y la tensión de aislamiento por mm según IEC. Tabla 3.8.- Niveles de polución Nivel de polución Distancia de arco Baja 16 mm/kV Media 20 mm/kV Alta 25 mm/kV Muy Alta 31 mm/kV 3.16 Regulación del FP en redes de media tensión Existen instalaciones que, ya sea por su tipología, características de sus cargas, por el elevado consumo de energía o por el tipo de contrato que el consumidor tiene con la compañía suministradora tienen que ser compensadas en media tensión. Si bien es cierto que según los Reglamentos de BT y de AT tan solo existe la división entre baja tensión (tensiones hasta 1000 V c.a. ó 1500 V c.c.), y alta tensión (valores mayores a los citados) en la práctica se suele denominar como media tensión (MT) todo el rango de tensiones que va de 1 kV a 45 kV. Así pues en el mercado se adopta el vocablo de compensación del factor de potencia en media tensión, refiriéndose a las cargas susceptibles a ser compensadas cuya alimentación está entre los 3 kV y los 45 kV. Por este motivo, y en adelante , nos vamos a referir a estos equipos como baterías de condensadores en media tensión. La compensación de potencia reactiva en MT está directamente relacionada con diferentes aspectos que ayudan a la mejora de las condiciones de funcionamiento de las instalaciones eléctricas y de las redes de distribución. Básicamente los fines perseguidos son: 3 • Regulación de la tensión en distintos puntos de red. • Mejora de la calidad del suministro. Básicamente controlando los niveles de tensión en barras de subestaciones (SE) y centros de transformación (CT). comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 95 • Mejora de los niveles de tensión en extremos de líneas. • Mejora de los costes de explotación. Este aspecto está basado en la compensación de la potencia reactiva, que comporta la reducción de pérdidas Joule, el aumento del rendimiento de transformadores e instalaciones y la reducción de costes tarifarios. Cada uno de los puntos se desarrolla de una manera más exhaustiva en los siguientes apartados. 3.16.1 Control del nivel de tensión en las líneas Uno de los puntos críticos en la distribución de energía eléctrica es el mantener las tensiones en distintos puntos de la red de distribución. Si se trata de redes en anillo en los disintos CT y si son redes radiales en los finales de línea. Existen dos posibles métodos para el control de la tensión al final de las líneas de distribución de MT, que dependen de la configuración de la red de distribución: a) Control en origen de línea, generalmente para líneas de configuración radial. b) Control en determinados puntos de una red en anillo o al final de una línea de MT en una configuración radial. Los diagramas de la Fig. 3.22 ilustran la forma en que la compensación de reactiva consigue aumentar la tensión en el punto de suministro. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 96 R X I Fuente U1 U2 Cargas U1 j Ia Ir U2 X.I R.I I Sin compensar X R I U2 Fuente U1 Icomp Cargas Icomp U1 j Ia Ir X.I U2 R.I I Compensado Icomp U1 U1 j Ia Ir U2 U2 R.I U2 X.I R.I I U2 R.I X.I R.I Comparación 3 Fig. 3.22.- Diagrama vectorial comparando la instalación con la no compensada comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 97 3.16.1.1 Control de la tensión en origen de línea. Una forma habitual que emplean las empresas distribuidoras para mantener el nivel nominal de tensión al final de una línea de MT no mallada, es regular la tensión a la salida de subestación (SE) por encima de su valor nominal. Esto se hace a base de compensar la energía reactiva en origen (barras del CT o SE) para compensar la caída de tensión de la línea. La conexión de condensadores en barras de MT lleva asociado el aumento de tensión en el punto de su conexión. Según la Norma CEI 60-871-1, el cálculo del incremento de tensión que supone la conexión de condensadores en una red de MT puede obtenerse de la ecuacion (3.20). En previsión de posibles fluctuaciones de carga, los condensadores a conectar a la salida de la SE o CT se suelen fraccionar en pasos, que se conectan o se desconectan con un regulador de factor de potencia. La potencia, tipo del equipo de condensadores y el nivel de fraccionamiento del mismo, suele depender de criterios propios de las Compañías distribuidoras. Nótese que el fraccionamiento de la potencia total en diferentes escalones, permite la mejora de los niveles de tensión para diferentes estados de carga de la red, evitando sobretensiones que se producirían en caso de sobre-compensación (exceso de energía capacitiva conectada a la red). 3.16.1.2 Control de la tensión con condensadores al final de línea En caso de líneas de MT con varias ramificaciones, si éstas tienen una longitud considerable (varios km), no es posible regular la tensión en todos los puntos de distribución colocando condensadores al inicio de línea. Para estos casos se suelen colocar los condensadores en nudos de distribución donde se quiere regular la tensión. La caída de tensión al final de una línea o tramo de línea pude calcularse por la ecuación (3.19) ∆U (%) = 100· P ⋅l ⋅ ( Rl + X l tg ) U n2 (3.19) donde: ∆U(%): Caída de tensión porcentual referida a la tensión nominal Un P: Potencia activa transportada 3 Rl y Xl: resistencia y reactancia por unidad de longitud (en general por km) l: Longitud de la línea (en las mismas unidades en que se haya computado Rl y Xl) Un: Tensión nominal de la red comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 98 Por otro lado, el aumento de tensión en un punto de la línea como consecuencia de la conexión de condensadores, puede calcularse, según IEC-60871-1, por la ecuación (3.20). (3.20) donde: ∆U(%): Caída de tensión porcentual referida a la tensión nominal Un Qbat: Potencia de la batería de condensadores Scc: Potencia de cortocircuito en el punto de colocación de los C 3.16.2 Reducción del nivel de pérdidas en líneas de MT La reducción de pérdidas en instalaciones de distribución y transporte es un tema muy importante a la hora de las valoraciones económicas de una instalación, ya que, aparte de la reducción de coste por tarifa, se suma el coste oculto que representan las pérdidas en las líneas de transporte y distribución. Así pues, igual que ocurre en baja tensión, la instalación de una batería de condensadores en MT supone una disminución directa de las potencias reactiva y aparente solicitadas por la red, pero además comporta una disminución de pérdidas por efecto Joule, es decir un ahorro de potencia activa. A continuación se indican las expresiones para el cálculo de las pérdidas por efecto Joule, el consumo de energía reactiva que presenta el cable y la disminución de pérdidas (potencia activa) al conectar una batería en una línea de MT. (3.21) Pérdidas Joule en una línea: donde Rl es la resistencia por unidad de longitud y l es la longitud (en general ambos datos por km) Así pues, la disminución de pérdidas es proporcional a la disminución del cuadrado de las corrientes (3.22) 2 ∆I = P 2 + Q L2 U2 − P 2 + (Q L − Q bat ) 2 U2 = 2Q L Q bat − Q bat2 U2 (3.22) donde P es la potencia activa transmitida a la carga, QL es la potencia reactiva de la carga y Qbat es la potencia de la batería de compensación. 3 Por tanto la disminución de pérdidas como resultado de la compensación de reactiva puede calcularse según (3.23): ∆P = Rl · 2 2Q L Qbat − Qbat U2 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas (3.23) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 99 En caso de compensar totalmente la potencia de la carga QL=Qbat, la reducción 2 2 de pérdidas sería ∆P = Rl ·l ·Qbat / U 3.16.2.1 Ejemplo de reducción de pérdidas Joule en un sistema de distribución mediante líneas áreas. En este caso se estudia la evolución del nivel de pérdidas de línea y caídas de tensión de un sistema de distribución a 20 kV con y sin baterías de condensadores conectadas. Se procede a comparar el efecto de las baterías en una red aérea de MT de distribución de energía en una zona rural, en la que existen dos centros de reparto A y B, alimentados por sendas líneas A y B con resistencias RlA =0,344 mΩ/km y RlB =0,444 mΩ/km Fig. 3.25.- Red de distribución para el ejemplo de cálculo I.- Estado de cargas sin baterías de condensadores conectadas En origen, el sistema presenta el estado de potencias que se muestra en la Tabla 3.5. Tabla 3.5.- Datos de la instalación previos a la compensación 3 Punto de conexión C Centro Reparto A Centro Reparto B Potencia activa (MW) 7,39 2,7 4,39 Potencia reactiva (Mvar) 3,70 1,23 2,13 Potencia aparente (MVA) 8,26 2,97 4,88 cos φ 0,89 0,91 0,9 Pérdidas Joule (kW) 114,5 185 Reactiva consumida por la línea (kvar) 129 208 Caídas de tensión (%) 5,2 5,25 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 100 Como se observa, en el punto de conexión al sistema eléctrico C, las condiciones de conexión no son buenas, es decir, la potencia aparente es elevada y el factor de potencia bajo. II.- Situación con las baterías conectadas Para mejorar el estado de la red, se conecta una batería de 1100 kvar a 20 kV en el centro de reparto A (BCA) y una batería de 2000 kvar a 20 kV en el centro de reparto B (BCB). El balance de potencias queda modificado tal y como se observa en la Tabla 3.6. Tabla 3.6.- Datos de la instalación después de la compensación Punto de conexión C Centro Reparto A con BCA Centro Reparto B con BCB Potencia activa (MW) 7,33 2,7 4,39 Potencia reactiva (Mvar) 0,54 0,13 0,13 Potencia aparente (MVA) 7,36 2,7 4,39 cosφ 0,99 0,99 0,99 Pérdidas Joule (kW) 94 150 Reactiva consumida por la línea (kvar) 106 170 3,9 % 3,8 % Caídas de tensión (%) En este caso, se observa que en el punto C las condiciones se han optimizado de una manera sustancial, se han disminuido las pérdidas Joule en las líneas y se ha aumentado la tensión en los centros de reparto. De esta forma, se ha optimizado la explotación y el rendimiento de la línea y se ha garantizando el nivel de tensión a los usuarios. 3.17 Condensadores para MT Los condensadores son los elementos esenciales de la compensación de energía reactiva. Su principio de actuación es el mismo explicado en el capítulo 3 para equipos de BT. En el caso de condensadores de MT, éstos pueden tener configuración monofásica o trifásica. 3 Los condensadores monofásicos tienen dos bornes y suelen emplearse en equipos configurados como batería en estrella o doble estrella. Se suelen emplear para redes con tensión por encima de 11 kV, o para baterías con tensiones menores pero con altos niveles de potencia. comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 101 Los condensadores trifásicos disponen de tres bornes y suelen emplearse para montaje de baterías de pequeña y mediana potencia para redes de hasta 11 kV. Fig. 3.27.- Condensador de MT trifásico Fig. 3.26.- Condensador de MT monofásico Composición de los condensadores L o s c o n d e n s a d o r e s d e M e d i a Te n s i ó n están compuestos por diferentes elementos capacitivos básicos. Estas unidades básicas se conectan en grupos serie y/o paralelo con la finalidad de obtener la potencia y tensión necesarias. Una vez realizado el paquete de elementos, se introduce el conjunto en una caja de acero inoxidable, se añaden los bornes y se impregna en aceite, garantizando así el perfecto asilamiento y funcionamiento de la unidad. Fig. 3.28.- Composición de un condensador monofásico de MT 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 102 Protecciones de los condensadores mediante fusibles internos El condensador, como todo elemento de una instalación eléctrica, tiene que ser capaz de eliminar los defectos que, en su interior, se puedan originar. CIRCUTOR apuesta por la tecnología de fusibles internos, que consiste en proteger todos y cada uno de los elementos capacitivos básicos del condensador con un fusible interno. En caso de defecto de un elemento capacitivo básico se produce una descarga de los elementos sanos sobre el averiado. Fig. 3.29.- Detalle del fusible interno en un condensador de MT Esta descarga provoca la fusión inmediata del fusible interno de la unidad dañada. Este sistema presenta las siguientes ventajas, que se clasifican en dos grupos: Ventajas Operativas • Desconexión inmediata del elemento dañado. • Mínima generación de gases en el interior del condensador, por tanto efecto de sobrepresión interna despreciable. • Continuidad de servicio. La eliminación de la unidad dañada permite la continuación del equipo conectado. • Posibilidad de planificación del mantenimiento de la batería. • Mantenimiento más sencillo. Ventajas de diseño. • Mayor potencia de condensador. (Permite más potencia por unidad de volumen) • Utilización de menos condensadores por batería. • Reducción del tamaño de bastidores o cabinas. • Coste más económico de la batería. 3.18 Reactancias de choque para baterías de MT 3 La conexión de baterías de condensadores mediante interruptores electromecánicos lleva asociada la creación de transitorios de corriente a la conexión. La Norma CEI 60871-1 define el valor máximo de cresta que una batería de condensadores puede generar en las maniobras de conexión. Concretamente 100 veces su corriente nominal. Si este valor es superado, es comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 103 necesario el montaje de reactancias de choque RMV, cuya función consiste en limitar el transitorio de corriente a valores aceptables por los condensadores y para la propia línea que se compensa. El valor de esta reactancia es variable en función de las condiciones de la instalación, dependiendo básicamente de los siguientes parámetros: • Potencia de cortocircuito de la instalación. • Existencia de más baterías de condensadores. • Poder de cierre de los interruptores automáticos. El valor de conexión residual una vez montada la reactancia tiene que ser también inferior a los poderes de cierre del aparellaje en general. Como norma general se recomienda: • En baterías de condensadores aisladas, es decir una sola batería en la instalación, por norma general no es necesario la colocación de reactancias de choque. En cualquier caso, se recomienda realizar la comprobación. • En baterías en paralelo o en escalones de baterías automáticas, siempre es necesaria su colocación. Criterios generales de diseño de componentes De acuerdo a la Norma CEI 60.871-1, los condensadores están diseñados para soportar un 30 % de sobrecarga de corriente en permanencia. Por este motivo, la norma aconseja que todos los componentes de una batería soporten como mínimo 1,5 veces la corriente nominal. En general se aconseja un dimensionado de 1,43 veces la corriente global de la batería para: • Cables de potencia • Aparamenta en general • Reactancias de choque 3.19 Baterías de condensadores MT Según se ha dicho, en equipos de MT los condensadores pueden ser monofásicos o trifásicos y esto da lugar a diferentes posibles configuraciones de las baterías de compensación del factor de potencia. 3 Lo primero que hay que decir es que muchos equipos de compensación en MT no se maniobran apenas nunca o muy pocas veces, puesto que los contactores de vacío o los interruptores para maniobrarlos tienen un número de maniobras comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 104 limitado (del orden de unas 10.000), pasado el cual hay que hacer mantenimiento, substitución de botellas de vacío, etc. Así pues, en la mayor parte de casos, los elementos de corte de dichas baterías se emplean básicamente para su protección y no para regular el FP con un regulador, como se explicó para BT. 3.19.1 Configuraciones de baterías de condensadores Se pueden plantear diferentes tipos de configuración, dependiendo en general de la tensión de empleo, de la potencia y de otros parámetros eléctricos de la instalación. Para distintas configuraciones se emplean: • Condensadores trifásicos (generalmente para potencias bajas y tensiones también bajas) • Condensadores monofásicos (para potencias y tensiones altas) Baterías con condensadores trifásicos Estos equipos son muy útiles para instalaciones industriales, dado que son capaces de alojar pequeñas y medianas potencias en unas dimensiones reducidas. La tensión de trabajo máxima es de 11 kV y la potencia de 1.6 Mvar. Las aplicaciones más habituales son: • Compensación de motores • Compensación de transformadores • Baterías automáticas 3 Fig. 3.30.- Batería trifásica simple Fig. 3.31.- Batería trifásica simple Baterías con condensadores monofásicos conectados en estrella comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 105 La aplicación de esta configuración queda únicamente reservada a pequeñas potencias de batería, que por nivel de tensión de trabajo no pueden ser resueltas con condensadores trifásicos. Un caso práctico es, por ejemplo, una batería de 450 kvar a 15 kV. Este caso se resuelve con 3 condensadores de 150 kvar a 8.67 kV de tensión nominal. El nivel de aislamiento de los condensadores corresponde al de la red, es decir, 17.5 kV. Fig. 3.32.- Batería trifásica con condensadores monofásicos Baterías con condensadores monofásicos conectados en doble estrella Es la configuración más utilizada en medianas y grandes potencias. La doble estrella está formada por dos estrellas con un cable de unión entre neutros (ver Fig. 3.33). Normalmente este sistema de configuración es utilizado en: • Redes con tensiones de servicio mayores de 11 kV • Redes con tensiones menores de 11 kV y potencias mayores de 1,6 Mvar En el neutro se conecta un transformador de corriente para la detección de corrientes de desequilibrio, que generalmente son síntoma de algún defecto en los condensadores. Esta disposición de los condensadores permite la realización del equipo sea cual sea el nivel de tensión y potencia necesaria, partiendo de condensadores estándar. En efecto, tal como se observa en la Fig. 3.33, el condensador o grupo de condensadores de cada ramal, tendrá una tensión aplicada correspondiente a la de fase. Una vez definida la tensión de cada condensador y, por tanto, el número de unidades, se define la potencia de cada condensador. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas (3.24) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 3.33.- Batería trifásica con C en doble estrella y protección 106 Fig. 3.34.- Batería trifásica con C en doble estrella y protección 3.19.2 Formas de compensación La compensación de FP en MT, al igual que se hacía en instalaciones de BT, puede realizarse de forma fija o automática. La elección de una u otra depende del tipo de instalación, de su configuración, del régimen de carga que ésta tenga, así como del objetivo para el cual se instale el equipo, no obstante, como se ha dicho más arriba la maniobrabilidad de una batería en MT es muy limitada y por tanto se tiende a compensaciones fijas o con muy baja maniobrabilidad. Compensación fija Cuando los niveles de potencia reactiva son elevados y una parte importante es más o menos constante, el equipo puede ser fijo. Un ejemplo de este caso es instalaciones con conexión a redes de Alta Tensión y distribución en Media Tensión 3 Fig. 3.35.- Compensación fija en una línea de MT con varios transformadores Puede considerarse también una batería fija la que se emplea en instalaciones comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 107 industriales en las que existe un número reducido de receptores en MT, y los regímenes de trabajo implican el no funcionamiento de todas las máquinas de forma simultánea. Se sugiere entonces el uso de sistemas individuales para cada carga, que se maniobran juntamente con ésta, según esquema de la Fig. 3.36. Fig. 3.36.- Compensación fija individual por máquina , maniobrada con el interruptor de la propia máquina Compensación automática En instalaciones con variaciones importantes de carga es necesaria la colocación de un equipo que siga las variaciones de la carga. Un ejemplo puede ser un nudo de distribución de una industria a 6,3 kV tal y como se muestra en la Fig. 3.37. En tal caso, los contactores de vacío permiten una cierta maniobrabilidad del sistema. 3 Fig. 3.37.- Compensación regulada con regulador de FP comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 108 3.20 Protección de las baterías de condensadores en MT De una manera general, las protecciones de las baterías de condensadores en MT podemos dividirlas en protecciones internas y protecciones externas, según estén dentro o fuera del propio condensador. 3.20.1 Protecciones internas Las protecciones internas protegen los equipos de los defectos que pueda haber en el interior de los condensadores. Esta protección se garantiza normalmente mediante los fusibles internos del propio condensador, que se han explicado anteriormente. 3.20.2 Protecciones externas Existen varias protecciones externas. Algunas de ellas son aplicables a todas las baterías y otras dependen de la configuración. Las más frecuentes son: Protección de desequilibrio de corriente de neutro (IN) En baterías configuradas en doble estrella se combina la protección interna con una protección de desequilibrio de corriente de neutro. Este sistema lo forman un transformador de corriente y un relé asociado. En caso de defecto interno en una de las fases de un condensador, aparece una corriente entre los dos puntos estrella de los condensadores (neutros) y esto hace disparar el relé . La corriente de defecto se detecta con un transformador de corriente, que da la orden de desconexión del interruptor automático (ver Fig. 3.38) Ured Transformadores de fase Reactancias de choque Relés de protección Ured/√3 3 Transformador de intensidad de desequilibrio Fig. 3.38.- Compensación regulada con regulador de FP comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 109 Protección mediante fusibles de alto poder de ruptura Este sistema se utiliza para la protección de baterías con condensadores trifásicos. Los fusibles pueden ser montados solos o bien combinados con contactores, es decir que, en caso de fusión, desconecta el contactor dejando el equipo fuera de servicio. Este sistema se utiliza hasta potencias de baterías de unos 1,5 Mvar y tensiones menores a 12 kV. Interruptor automático Es el sistema más completo de protección de baterías de condensadores. Éste puede estar montado en la misma batería, o bien en el centro de cabinas de MT. El interruptor automático lleva asociado las siguientes protecciones: • Cortocircuito y sobrecarga • Homopolar • Desequilibrio Además, como adicional, se recomienda una protección de sobretensión en el juego de barras. La Tabla 3.9 muestra un resumen de las protecciones en baterías de MT. Tabla 3.9.- Resumen de protecciones en baterías de MT Baterías con condensadores trifásicos Baterías en doble estrella Tensiones nominales ≤ 11 kV Tensiones nominales > 11 kV Potencias de batería ≤ 1,4 Mvar Potencias de batería > 1,4 Mvar Para baterías fijas para motor Interruptor automático con las siguientes protecciones: • Fusibles de alto poder de ruptura • Sobrecarga y cortocircuito (APC) con indicación de fusión En baterías automáticas. • Homopolar • F u s i b l e s A P C c o m b i n a d o s c o n • Desequilibrio contactor Notas: • Es aconsejable una protección de sobretensión en el juego de barras. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas • La protección puede estar montada en la misma batería o en el centro de cabinas de MT. Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 110 3.21 Resumen En este capítulo hemos estudiado las diferentes técnicas de compensación de energía reactiva , tanto a nivel individual de ciertas cargas como a nivel global de instalaciones, tanto de baja tensión como de media tensión. Como resumen de este estudio podemos concluir que la compensación del factor de potencia mediante condensadores es una práctica beneficiosa en muchos aspectos, no tan solo por el hecho de ahorrar unos recargos en la factura de consumo, sino que permite un mejor aprovechamiento de los transformadores y líneas propias, ahorrando por tanto en instalaciones y también en consumos de activa, al disminuir las pérdidas. Asimismo en el caso de baterías de MT permiten regular la tensión en el extremo de determinadas líneas y por tanto contribuyen a mejorar la calidad de suministro. Todos estos factores, aparte de la bonificación tarifaria deben tenerse muy en cuenta al hacer las valoraciones económicas, pues ayudan a reducir lo que hemos denominado “costes ocultos” de la energía. 3 comPensación de Potencia reactiva en redes no distorsionadas 4 PERTURBACIONES EN LA RED 4.1 Introducción La red de alimentación ideal debería comportarse como una fuente de tensión sin impedancia interna, con salida sinusoidal y tensión constante en todos los puntos de suministro. No obstante, en el primer capítulo (apartado 1.4) ya hemos introducido el concepto de calidad de suministro y hemos mencionado que en la práctica la tensión recibida en los puntos de trabajo está distorsionada por diversos motivos. La causa principal de la distorsión de la tensión de la red son las propias cargas, por su propia forma de funcionar durante los arranques y paradas, por la conmutación de corrientes importantes entre diversos circuitos, ocasionando todo ello caídas de tensión en las impedancias del sistema. Otras veces las causas de perturbación son externas, las más comunes son las perturbaciones atmosféricas y las elevaciones del potencial de tierra en condiciones de defecto. Algunos tipos de distorsión en la red ocasionan pérdidas innecesarias, con el consiguiente empeoramiento del rendimiento de las instalaciones. Otros tipos de perturbaciones ocasionan problemas denominados de “compatibilidad electromagnética”, esto es, problemas de mal funcionamiento o funcionamiento errático de algunos equipos cuando se alimentan de una red muy perturbada. Estos problemas, a pesar de no ser cuantificables en términos de rendimiento, ocasionan pérdidas importantes de eficacia en los sistemas de producción por averías o paros intempestivos. El término “compatibilidad electromagnética”, abreviadamente EMC, se asocia normalmente a perturbaciones de alta frecuencia en circuitos electrónicos, pero incluye también todo tipo de perturbaciones generadas y propagadas por la red de alimentación. En este capítulo nos interesaremos principalmente por estas últimas. Básicamente nos centraremos en las que afectan a la amplitud y a la forma de onda de las tensiones de red, definiremos los parámetros utilizados para medirlas y presentaremos algunas soluciones para corregirlas. 4 Es muy importante tener en cuenta que el primer paso para resolver un problema generado por perturbaciones es hacer un buen diagnóstico del problema. Es habitual que aparezcan diversos tipos de perturbaciones juntos y sus efectos mezclados, lo cual hace que a veces se atribuyan determinados efectos a determinado tipo de perturbación sin haber estudiado suficientemente el caso. Un mal diagnóstico lleva consigo que las medidas correctoras que se apliquen tampoco serán acertadas. Para realizar dicho diagnóstico de forma correcta es importante conocer los posibles problemas producidos por los diversos tipos de perturbaciones, pero resulta fundamental disponer de instrumentos de medida que ayuden a detectar y a cuantificar el fenómeno. El tema de medida de perturbaciones será tratado más ampliamente en capítulos sucesivos. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 112 4.2 Clasificación de las perturbaciones de red Según se define en la norma EN-50.160 [1] Los principales parámetros de la red, que pueden verse alterados por algún tipo de perturbación son los siguientes: • Frecuencia • Amplitud • Forma de onda • Simetría del sistema trifásico Generadores aislados 42,5 ... 57,5 Hz VARIACIONES DE FRECUENCIA FRECUENCIA TRANSITORIAS DURACIÓN > 1 CICLO PERIÓDICAS VARIACIONES LENTAS DE U SOBRETENSIONES HUECOS -10 ... +10% +10 ... +25% -10 ... +10% FLUCTUACONES FLICKER modulación 0,5 ... 30 Hz VARIACIONES RÁPIDAS DE U TRANSITORIOS Picos y huecos Escalón alto dU/dt AMPLITUD TRANSITORIAS DURACIÓN < 1 CICLO PERIÓDICAS ARMÓNICOS DESEQUILIBRIOS FUGAS SIMETRÍA CONDUCIDAS ALTA FRECUENCIA EMI RADIADAS BANDA A BANDA B Pulso(s) Alto dU/dt amplitud < 100% 1000 ... 2500 Hz secuencia inversa homopolar 30 mA, 500 mA 10 ... 150 kHz 150 kHz ... 30 MHz 30 ... 80 MHz 80 MHz ... 2 GHz Fig. 4.1. Perturbaciones más frecuentes en la red eléctrica 4 Todos ellos pueden verse afectados de forma transitoria, es decir sin ninguna cadencia de repetición determinada, o de forma periódica. Por otro lado, la duración puede ser de fracciones de ciclo o de varios ciclos o incluso períodos de varios segundos o minutos. En virtud de esta variedad de posibilidades las perturbaciones reciben distintos nombres que definiremos a continuación. En primer lugar, reproducimos aquí la figura 1.9, ya que ofrece un resumen bastante esquemático de todos los tipos de perturbaciones propagados por la red eléctrica, a los cuales nos referiremos en el resto de este capítulo. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 113 4.2.1 Definiciones Las definiciones que siguen han sido extraídas básicamente de las normas EN50.160 [1] y UNE-EN-61000-4-30 [3]. La primera de dichas normas establece los niveles de compatibilidad exigibles a la tensión de la red eléctrica. Se trata de una norma muy genérica, que se complementa con la [2] y necesita de otras varias de la serie UNE-EN-61000-xx (xx significa diversas partes) para concretar los estándares de calidad. Nótese por ejemplo que [1] no establece límites para el usuario, y no trata en absoluto de las perturbaciones de alta frecuencia. Uno de los detalles importantes que faltan en la EN-50.160 es la forma de medir la tensión para el cómputo de determinadas perturbaciones. Por poner un ejemplo, al dar la tensión de red, no es lo mismo promediar 50 ciclos (1 s) que promediar 500 ciclos (10 s). Cuantos más ciclos se promedian, menos apreciables resultan las perturbaciones. Por lo general, para el cómputo de variaciones lentas se toman promedios de 10 segundos, pero en otros tipos de perturbaciones se hacen cómputos de tipo estadístico en base a promedios con tiempos inferiores o incluso con valores de medio ciclo (10 ms). Las técnicas de medida de las perturbaciones se dan básicamente en la norma UNE-EN-61000-4-30 [3], aunque los conceptos de calidad de suministro están regulados por una serie de normas de la serie UNE-EN-61000, (distintas partes). A continuación damos una lista resumida de definiciones, extraídas de las normas antes mencionadas, que nos van a ser útiles en el resto de este capítulo. Nótese que en algunas definiciones hemos incluido entre paréntesis la traducción al inglés por ser a veces el origen de algunos acrónimos de uso frecuente. Calidad de Suministro (Power Quality, PQ): Características de la electricidad en un punto dado de la red de energía eléctrica evaluadas con relación a un conjunto de parámetros técnicos de referencia [3]. Estos parámetros son: tensión, frecuencia, forma de onda, etc. y suelen tener valores declarados o nominales. Cualquier desviación con respecto a estos valores declarados se considera una falta de calidad de suministro. El tema de PQ (Power Quality) agrupa una serie de técnicas que van desde la medida, presentación a efectos de cuantificación de la calidad y métodos de corrección de las perturbaciones. Punto de suministro o Punto de conexión común (Point of Common Coupling, PCC): Punto de enlace de una instalación de un abonado con la red pública. Tensión de alimentación: Valor eficaz de la tensión presente en un instante dado en el punto de suministro y medido en un intervalo de tiempo dado. 4 Tensión nominal de una red (UN): Tensión que caracteriza o identifica una red y a la cual se hace referencia para ciertas características del funcionamiento. Tensión de alimentación declarada (UC): La tensión de alimentación declarada UC es generalmente la tensión nominal U N de la red. Si, como consecuencia de un PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 114 acuerdo entre el distribuidor y el cliente, la tensión de alimentación aplicada en sus bornes difiere de la tensión nominal, entonces, aquella tensión corresponde a la tensión de alimentación declarada U C . Baja tensión (BT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz nominal es de 1 kV como máximo en C.A. Media tensión (MT): Tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 35 kV en C.A. Perturbación conducida: Fenómeno electromagnético propagado a lo largo de los conductores de las líneas de una red de distribución. En ciertos casos, un fenómeno electromagnético se propaga a través de los arrollamientos de los transformadores y, por lo tanto, entre redes de diferentes niveles de tensión. Estas perturbaciones pueden degradar las prestaciones de un aparato, de un equipo o de un sistema, o provocar daños en los mismos. Frecuencia de la tensión de alimentación: Tasa de repetición de la componente fundamental de la tensión de alimentación, medida durante un intervalo de tiempo dado. Fig. 4.2. Clasificación de las perturbaciones de amplitud 4.2.4.1 Perturbaciones no periódicas La clasificación de las perturbaciones tiene a veces una nomenclatura poco rigurosa y confusa, donde no siempre coinciden las definiciones de las normas y las denominaciones habituales entre profesionales del sector. Para ayudar a clarificar un poco este tema, la figura 4.2 da una clasificación de perturbaciones que afectan a la amplitud de la tensión en función de su amplitud y duración. A continuación siguen las definiciones dadas por las normas de la serie EN-61000. 4 Variación de tensión: Aumento o disminución de tensión, provocada normalmente por la variación de la carga total de la red de distribución o de una parte de esa red. Suelen medirse en promedios de 10 segundos. En general, en distribución, PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 115 se exige mantener la tensión dentro de un ±10 % durante el 95 % del tiempo. En general, cuando se habla de variaciones de tensión se entiende que la frecuencia es menor de 0,5 Hz. Por encima de esto, el defecto formaría parte de una fluctuación considerada como Flicker. Sobretensión temporal a frecuencia industrial (Swell): Sobretensión de una duración relativamente larga en un lugar dado. Las sobretensiones temporales son habitualmente debidas a maniobras o defectos (por ejemplo: reducción súbita de la carga, defectos monofásicos, no linealidades, etc.) Hueco de la tensión de alimentación (Sag): Disminución de la tensión de la alimentación a un valor situado entre el 90 % y el 10 % de la tensión declarada UC, seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo (ver fig. 4.3). Por convenio [3], un hueco de tensión dura entre 10 ms y 1 min. Nota: La norma [1] considera como umbrales del hueco entre 90 % y 1 %, mientras que [3] considera que los umbrales son 90 % y 10 %. Profundidad de un hueco: La profundidad de un hueco de tensión se define como la diferencia entre la tensión eficaz mínima durante el hueco y la tensión declarada. Interrupción de alimentación: Condición en la que la tensión de las tres fases en los puntos de suministro es inferior al 1 % de la tensión declarada UC, según [1] ó 10 % de la tensión declarada según [3] (ver Fig. 4.3). Una interrupción de alimentación puede ser clasificada como prevista, accidental, interrupción larga o interrupción breve: Prevista, cuando los clientes son informados de antemano. Esto permite la ejecución de trabajos programados en la red de distribución. Accidental, cuando está provocada por defectos permanentes o fugaces, la mayoría de las veces ligadas a sucesos exteriores, a averías o interferencias. Una interrupción accidental puede ser clasificada como: • Interrupción larga (sobrepasando 3 min) provocada por un defecto permanente • Interrupción breve (hasta 3 min) provocada por un defecto fugaz Nota: Las repercusiones de una interrupción prevista pueden ser minimizadas por el cliente si toma las medidas apropiadas, en cambio las interrupciones accidentales son sucesos imprevisibles y esencialmente aleatorios. 4 Microcorte: Este término no aparece propiamente definido en las normas [1] [3], pero suele aplicarse como sinónimo de interrupción corta con duración de algunos milisegundos. Este tipo de perturbación aparece típicamente en los disparos de protecciones con reenganche automático. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 116 Fig. 4.3. Huecos e interrupciones cortas (microcortes) Variación rápida de tensión: Variación del valor eficaz de una tensión entre dos niveles consecutivos mantenidos durante intervalos de tiempo definidos pero sin una cadencia de repetición especificada. Sobretensión transitoria (Surge): Sobretensión oscilatoria, o no, de corta duración, generalmente fuertemente amortiguada y que dura como máximo algunos milisegundos. Nota: Las sobretensiones transitorias son generalmente debidas a rayos, a maniobras de interrupción de cargas inductivas o al funcionamiento de fusibles. El tiempo de subida del frente de las sobretensiones transitorias puede variar de menos de un microsegundo a algunos milisegundos. Picos (Surges) y huecos (Notch) transitorios: Este tipo de perturbaciones no están definidas en [1] y [3]. Se trata de variaciones de tensión de corta duración, menos de 10 ms, por encima o por debajo del valor instantáneo de la tensión, con o sin oscilación, causadas por conexión desconexión de cargas inductivas o capacitivas o por descargas atmosféricas. Este tipo de perturbaciones, a veces denominadas “parásitos” o con mayor propiedad “EMI” (Electromagnetic Interferences) solo son medibles con osciloscopios o registradores que permitan ver la forma de onda. Su correcta cuantificación debería hacerse midiendo su espectro de amplitudes entre 10 kHz y 30 MHz con analizadores de espectro dedicados. 4 PerturBaciones en la red Fig. 4.4. Ejemplos de variación rápida de tensión y de transitorios Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 117 Las consecuencias de perturbaciones de este tipo suelen ser proporcionales a la rapidez de cambio de la tensión con el tiempo, lo que llamamos dV/dt (concepto ilustrado en Fig. 4.4), incluso con valores moderados del valor de pico. Las consecuencias de un dV/dt alto, suelen ser los fallos intempestivos de los sistemas electrónicos de control. 4.2.4.2 Perturbaciones periódicas Fluctuación de tensión: Serie de variaciones de la tensión o variación cíclica de la envolvente de la tensión (ver Fig. 4.5). La envolvente puede variar de forma aleatoria o de forma periódica siguiendo determinados perfiles de envolvente. Parpadeo (Flicker): Impresión de inestabilidad de la sensación visual debida a un estímulo luminoso en el cual la luminosidad o la distribución espectral fluctúan en el tiempo. Dicho parpadeo se debe en general a fluctuaciones de la tensión, mencionadas anteriormente y es perceptible para frecuencias entre 0,5 Hz y 25 Hz. La medida de flicker se realiza mediante un parámetro llamado perceptibilidad. Para tiempos cortos (10 minutos) el parámetro se llama Pst y para tiempos largos (2 horas) el parámetro se llama P lt (ver más detalles sobre el flicker en el apartado 4.9). Envolvente cuadrada Envolvente sinusoidal Fig. 4.4. Ejemplos de variación rápida de tensión y de transitorios Tensión armónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental de la tensión de alimentación. 4 Tensión interarmónica: Tensión sinusoidal cuya frecuencia se sitúa entre las frecuencias de los armónicos, es decir, cuya frecuencia no es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 118 Nota: Tensiones interarmónicas que tengan frecuencias muy próximas pueden aparecer al mismo tiempo formando entonces un espectro de banda ancha. Desequilibrio de tensión: En un sistema trifásico, estado en el cual el valor eficaz de las tensiones de fases o los desfases no son iguales. Señales de información transmitidas por la red: Señal superpuesta la tensión suministrada, con objeto de transmitir informaciones por la red general de distribución y a las instalaciones de los clientes. La red general de distribución permite transmitir los tres tipos de señales siguientes: • Señales de telemando centralizado: tensión sinusoidal o pulsos superpuestos a la tensión de red en la gama de 110 Hz a 3 kHz, • Señales de corriente portadora: tensión sinusoidal superpuesta en la gama de 3 kHz a 148,5 kHz, • Señales de marcado de onda: impulsos (transitorios) de corta duración superpuestos a la onda de tensión en instantes elegidos. Los detalles sobre la forma de medir determinadas perturbaciones se pueden encontrar en el capítulo 5, dedicado al tema de medida en general. 4.3 Variaciones de frecuencia La definición dada en [1] de variación de frecuencia es: Alteración de la frecuencia de la red, generalmente medida en promedios de 10 segundos. Las variaciones de frecuencia se suelen producir, en sistemas aislados, por la conexión o desconexión de cargas importantes en el sistema de distribución, lo cual puede producir ligeros descensos o incrementos de la velocidad en los generadores. Los límites de variación aceptados para promedios de 10 s son muy pequeños: • Para sistemas interconectados: Desviación máxima entre +4 y –6 % (47 ... 52 Hz). Desviación normal < ±1% durante el 95% del tiempo (49,5 ... 50,5 Hz). • Para sistemas en isla: Desviación máxima entre ±15% (42,5 ... 57,5 Hz). Desviación normal < ±2% durante el 95% del tiempo (49 ... 51 Hz). Las consecuencias más importantes de la variación de frecuencia se dan en industrias donde exista cogeneración acoplada a la red, donde el generador propio seguirá las variaciones impuestas por el sistema eléctrico, generalmente mucho más potente. En el caso de autogeneradores en isla, las variaciones de frecuencia deben prevenirse con un adecuado sistema de acoplamiento y desacoplo de cargas. 4 En algunos sistemas de tipo aislado se suele observar un aumento de los armónicos de tensión si se compara con el mismo sistema alimentado por una red potente y no aislada. A veces se atribuye esto a los cambios de frecuencia, pero en muchos casos el principal problema de estos sistemas aislados suele ser PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 119 la elevada impedancia de cortocircuito del generador, más que las variaciones de frecuencia. 4.4 Perturbaciones de la amplitud Debemos distinguir claramente dos tipos de perturbaciones de amplitud conducidas por la red eléctrica, aunque muchas veces aparecen mezcladas. El error en el diagnóstico de estas perturbaciones causa muchas confusiones en cuanto a la forma de solucionar determinados problemas originados por perturbaciones en la alimentación. Los grandes tipos a distinguir son: • Perturbaciones de baja frecuencia: Los tipos más importantes, dentro de éstas, son los armónicos y el flicker (f < 2500 Hz). • Perturbaciones de alta frecuencia o EMI conducidas (10 kHz < f < 30 MHz) El principal efecto de las perturbaciones de baja frecuencia (sobre todo los armónicos), es el aumento de pérdidas en el sistema de distribución, causando calentamiento de cables y transformadores y haciendo que el sistema de distribución resulte insuficiente. En apartados siguientes dedicaremos amplia atención al estudio de su origen, sus consecuencias y la forma de paliar sus efectos. Las perturbaciones de alta frecuencia suelen producir los típicos fallos de funcionamiento errático en sistemas electrónicos (errores de programa, “reset” intempestivos, etc.) Las técnicas de medida y los medios de protección y filtrado de estos dos tipos de perturbaciones son completamente distintos. Por ello, cuando se tiene un problema, es fundamental saber el origen del mismo y por tanto la posible efectividad de diferentes técnicas de corrección depende de que se haga un buen diagnóstico de las causas. En los párrafos siguientes e incluso en próximos capítulos nos centraremos en las perturbaciones de amplitud de baja frecuencia. Los temas de perturbaciones en alta frecuencia, conocidos vulgarmente como parásitos están fuera del tema de este texto, remitimos al lector al texto de la referencia [4] 4.5 Armónicos 4 Las perturbaciones más importantes que afectan a la forma de onda son los armónicos. Se trata de perturbaciones periódicas, de frecuencia relativamente baja. Sus efectos se dejan sentir por lo general hasta un máximo de 2500 Hz y suelen ser responsables del sobrecalentamiento de transformadores y líneas de distribución, originan corrientes y pérdidas elevadas en el neutro de algunas instalaciones, disparos por sobrecarga de algunas protecciones, disparo de relés diferenciales, etc. No obstante, a pesar de lo que algunas veces se afirma, rara vez son la causa de fallos intempestivos tales como “reset” de equipos electrónicos, autómatas, etc. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 120 Estos últimos suelen ser debidos a los fenómenos de variación rápida de dU/dt o a las perturbaciones EMI de más alta frecuencia, descritos anteriormente. 4.5.1 Origen de los armónicos: Cargas no lineales En el capítulo 2 se definió lo que eran las cargas lineales y las no lineales. De forma muy resumida y práctica podemos decir que una carga es lineal si al ser alimentada por una tensión sinusoidal responde con una corriente sinusoidal. Por contra, las cargas no lineales conectadas a la red de corriente alterna sinusoidal absorben corrientes que no son sinusoidales, aunque por lo general sí son periódicas. Como ejemplos más típicos de tales cargas podemos citar: • Los convertidores estáticos (grupos rectificadores, reguladores de velocidad, arrancadores estáticos, cargadores de baterías, etc.), • Equipos electrónicos monofásicos, que internamente trabajan en corriente continua y que disponen de un rectificador y condensador de filtro a la entrada. (Ordenadores, impresoras, autómatas programables, etc.), • Instalaciones de iluminación con lámparas de descarga, • Hornos de arco y equipos de soldadura, • Transformadores y reactancias con núcleo de hierro, etc., cuya curva de magnetización es no lineal, • Otros. Para el estudio de tales corrientes no sinusoidales y de los circuitos no lineales debe recurrirse a métodos algo distintos de los de la teoría de circuitos clásica. Incluso la respuesta de ciertos componentes como reactancias y condensadores que pueden considerarse lineales a frecuencia constante, dejan de serlo cuando se superponen varias frecuencias. El método de estudio para tratar las corrientes o tensiones periódicas de forma no sinusoidal fue propuesto por Jean Babtiste J.Fourier, que demostró que cualquier función periódica acotada, f(t), puede descomponerse en una suma de funciones seno y coseno con frecuencias múltiplos enteros de la denominada frecuencia fundamental. 4 Fig. 4.6. Forma típica de la tensión y de la corriente en un rectificador trifásico de doble onda. Así pues, si f(t) es una función periódica de período T, cumple que f(t) = f(t + T). PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 121 La frecuencia fundamental se define como f = 1/T y su pulsación fundamental es ω = 2�f. Entonces según Fourier, la función puede expresarse como: f (t) = A0 + A1 · cos (ωt + j1) + A2 · cos (2ωt + j2) + ... (4. 1) Obsérvese que en la descomposición aparecen tres tipos de términos: • Un término constante A0, que indica el valor medio o componente continua de la magnitud periódica. • Un término de amplitud A1 y pulsación ω (frecuencia f ), igual a la onda periódica principal, que se denomina componente fundamental. • Una serie de términos de amplitudes A2, A3, ..., An con frecuencias 2f, 3f, 4f ... nf, que se denominan componentes armónicas o simplemente “armónicos”. Es importante resaltar que cada armónico queda caracterizado por su número de orden, n, que determina su frecuencia; por su amplitud A n y por su fase jn. La figura 4.7 muestra un ejemplo de descomposición de una onda total, representada al pie, en una serie de armónicos. 4 PerturBaciones en la red Fig. 4.7. Armónicos. Composición de varias frecuencias y onda total (frecuencia fundamental: 50 Hz) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 122 En la práctica estos cálculos de descomposición están programados en el microprocesador de los instrumentos de medida y por tanto el usuario no debe realizarlos. Nota: Se ha preferido mantener las escalas de las distintas componentes para mostrar que las amplitudes de los armónicos decrecen con el orden n. 4.5.2 Cálculo de armónicos: Desarrollo en serie de Fourier Para calcular las componentes armónicas de una función periódica cualquiera f(t) los valores de A n y jn son los que se indican a continuación: (4. 2) (4. 3) con n = 1, 2, 3, ... (4. 4) (4. 5) (4. 6) 4.5.3 Definiciones y parámetros de medida relativos a armónicos Conviene definir algunos términos adicionales sobre armónicos, útiles para lo que sigue: 4 Frecuencia fundamental ( f1): Frecuencia de la onda periódica significativa, de frecuencia más baja. En el caso de tensiones y corrientes de red, esta frecuencia es la de 50 ó 60 Hz. Se entiende que las demás frecuencias de armónicos significativos son múltiplos de ésta. Componente fundamental de tensión o de la corriente: Componente sinusoidal PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 123 del desarrollo en serie de Fourier, cuya frecuencia es la frecuencia fundamental (n = 1). Esta componente puede expresarse en valor eficaz (U1 y I1) o en valor máximo (Û1 y Î1). Componente continua de la tensión o de la corriente ( U 0 y I 0): Componente de orden cero (frecuencia cero significa corriente continua) de la serie de armónicos. Aparece solo si las áreas de los semiciclos positivo y negativo no son iguales y su existencia denota la presencia de componente continua. Orden de un armónico (n): Relación entre la frecuencia del armónico, fn, y la frecuencia fundamental, f1, (4. 7) Valor eficaz de una componente armónica (Un y In): Valor eficaz de la componente de frecuencia fn. El concepto es válido tanto para tensión como para corriente. Tasa individual de un armónico en % ( U n% y I n%): El valor individual de los armónicos se suele dar en % de valor eficaz referido al valor eficaz de la componente fundamental ( U 1 y I 1) y se denomina tasa individual de dicho armónico. Puede hacerse también la relación entre valores máximos según (4.8) (4. 8) Residuo Armónico: Se define el valor instantáneo del “residuo armónico” de una onda de tensión o de corriente, como la diferencia entre la onda de tensión o corriente total y la correspondiente componente fundamental. ru (t ) = u(t ) − u1(t ); ri (t ) = i (t ) − i1(t ) (4. 9) Valor eficaz del Residuo Armónico: El valor eficaz del residuo armónico es el valor eficaz de la función ru(t) o ri(t). Normalmente para la medida de armónicos se tienen en cuenta todas las componentes frecuenciales hasta el orden 40, por lo que el valor eficaz del residuo puede calcularse aproximadamente con las ecuaciones (4.10). 4 R(u ) rms = 40 2 1T 2 ∑ Ui ∫ ru (t ).dt ≅ T0 i=2 R(i ) rms = 40 2 1T 2 ∑ Ii ∫ ri (t ).dt ≅ T0 i=2 PerturBaciones en la red Para la tensión (4. 10. a) Para la corriente (4. 10. b) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 124 Valor eficaz total: Se entiende por valor eficaz total de una onda, con un contenido de fundamental más unos armónicos, el valor eficaz del conjunto (fundamental + armónicos). El valor eficaz total puede calcularse a partir de los valores eficaces de sus componentes armónicas y viene dado por: (4. 11) Tasa de distorsión total (THD%): Según [1] y [5] se llama distorsión armónica total, generalmente en %, a la relación entre el valor eficaz del residuo armónico y el valor eficaz de la componente fundamental expresada en %, según (4.12). Nota: En algunas normas antiguas se refería el THD al valor eficaz total en vez de la componente fundamental, pero actualmente todas las normas vigentes lo definen con relación a la componente fundamental. (4. 12) Distorsión armónica parcial ponderada, PWHD: La distorsión armónica parcial ponderada, para un rango de armónicos Hmin - Hmáx, se define según (4.13). Este parámetro suele emplearse para definir límites de distorsión de la corriente en [6] a [8], tomando los rangos desde 14 a 40. (4. 13) 4.6 Interarmónicos Llamamos interarmónicos a las componentes de una tensión o corriente de frecuencias no múltiplos de la fundamental [5]. Estas componentes suelen aparecer debido a la existencia en la red de convertidores que inyectan potencia, mediante onduladores autónomos, cuya frecuencia puede tener ligeras desviaciones con respecto a la frecuencia de la red o por la existencia de señales de modulación para telemando u otras aplicaciones. 4 4.6.1 Definiciones y parámetros de medida relativos a armónicos Espectro de Interarmónicos: El análisis de Fourier puede aplicarse de forma continua, es decir considerando que la frecuencia fundamental varía de forma PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 125 continua, haciendo un barrido entre cero y 2000 Hz ó 2400 Hz (armónico 40 a 50 Hz ó a 60 Hz). La norma de medida [5] especifica que hay que agrupar los armónicos en ventanas de 5 en 5 Hz. Con este método de análisis, se genera lo que se denomina un espectro de armónicos e interarmónicos, que da las amplitudes de las distintas componentes frecuenciales, con una resolución k = 5 Hz según se ilustra en la Fig. 4.8 Fig. 4.8. Espectro de armónicos e interarmónicos [5] Valor eficaz de una componente armónica o interarmónica Ck: Valor eficaz de una componente del espectro cuya frecuencia está comprendida entre dos armónicos. Nótese que Ck puede ser el valor eficaz de una tensión o de una corriente, es decir Uk o Ik. Según [5], las componentes Ck se calculan agrupando la energía del espectro en ventanas de 5 Hz. Esto da un total de 10 componentes espectrales Ck entre armónicos, para una frecuencia fundamental de 50 Hz y de 12 componentes espectrales Ck para frecuencia fundamental de 60 Hz. Grupo Armónico n: Se denomina grupo armónico al conjunto de componentes espectrales, C k, cubriendo la mitad del intervalo entre armónicos por debajo y por encima de la frecuencia del armónico n (ver la Fig. 4.8). Valor eficaz del Grupo Armónico n, Gg,n: El valor eficaz del grupo armónico de orden n se obtiene de la raíz cuadrada de una suma ponderada de los cuadrados de las componentes espectrales, centradas en n, según la ecuación (4.14) (n es el orden del armónico y k es el intervalo de frecuencias). 4 G g ,n = 4 C n2−5 k C2 + ∑ C n2+i + n +5 k 2 2 i =−4 50 Hz G g ,n = 5 C n2−6 k C2 + ∑ C n2+i + n +6 k 2 2 i =−5 60 Hz (4. 14) Grupo interarmónico de orden n : Grupo de componentes espectrales comprendidas entre el armónico n y el n+1. (Ver Fig. 4.8) Valor eficaz del grupo interarmónico de orden n, C ig,n: Valor eficaz total del conjunto de componentes espectrales entre el armónico n y el n+1. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 126 Tasa de distorsión armónica total agrupada, THDG: Es el equivalente a la tasa de distorsión total calculada con los valores eficaces de los grupos armónicos referidos al grupo fundamental. En general se consideran los grupos armónicos desde orden 2 al 40. (4. 15) Observaciones: Obsérvese que los principales parámetros de interés en la medida de armónicos e interarmónicos se refieren siempre a la amplitud y en cambio no se dice nada de la fase. Esto tiene su explicación pues, los efectos de dichas perturbaciones no dependen de la fase. La fase tiene interés si se trata de obtener la forma de onda o de sumar corrientes armónicas en un nudo, pero no a efectos de pérdidas o de dimensión del sistema de transporte. Conviene conocer los órdenes de magnitud de la distorsión que puede presentar una red. Normalmente las tasas de distorsión en tensión suelen ser bajas. La mayor parte de normas consideran que por encima de un 5 % de THD(U) es un valor inadmisible en redes de baja tensión y que hay que pensar en filtrar. En cambio los porcentajes de distorsión en corriente en las mismas redes de baja tensión pueden ser significativamente mayores. No es extraño encontrar THD(I) superiores al 30 %, sin que ello signifique que la instalación es defectuosa. Los valores admisibles para redes de media y alta son significativamente menores. Véase los límites de compatibilidad en [2]. 4.7 Potencias en sistemas con armónicos En el capítulo 2 se estudiaron los conceptos básicos sobre potencia eléctrica en sistemas con tensiones y corrientes sinusoidales, tanto equilibrados como desequilibrados. La presencia de armónicos en las redes obliga a un replanteo del triángulo de potencias allí presentado, tal como presentamos a continuación. 4.7.1 Potencia en sistemas con armónicos 4 Hay muchos estudios y diferentes formas de enfocar las definiciones de potencia aparente y potencia reactiva, o en general de las llamadas “potencias no activas” para los casos de régimen no sinusoidal y desequilibrado. No obstante nosotros nos basaremos en un estudio relativamente simple, que fue propuesto inicialmente por Budeanu dentro del enfoque denominado “frecuencial” ya que intenta dividir los términos de la potencia eléctrica entre la componente fundamental y las componentes armónicas. Supongamos en primera aproximación que la impedancia de cortocircuito de la red es baja. En tal caso, a pesar de que las cargas no lineales consumen PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 127 corrientes no sinusoidales, no se produce distorsión significativa de la onda de tensión. Por ello, supondremos pues que la tensión, u, no tiene armónicos, sino sólo componente fundamental, mientras que la corriente, i, está formada por una componente fundamental y una superposición de armónicos, cuyo valor eficaz se obtendría como indica la ecuación (4.11). La potencia aparente en tal caso vendría dada por la ecuación (4.16). (4. 16) Donde, S1 es la potencia aparente debida a la componente fundamental, U1, I1 y D es la llamada potencia de distorsión, que se obtiene de multiplicar la tensión fundamental (de 50 ó 60 Hz) por una serie de corrientes, In con n ≠ 1, de frecuencias múltiplos de la fundamental (los armónicos de corriente). De hecho se debería obtener el término D como promedio de los productos instantáneos u1 · in con n ≠ 1, según (4.17). 1 n =2 T 40 D =∑ t +T ∫ u i dt (4.17) 1 n t 0ms 10ms 20ms 30ms 40ms Fig. 4.9. Potencia instantánea debida a U1 · I5 Puede demostrarse que el promedio de potencia durante un período de cualquiera de los productos u1 · in, con n ≠ 1, es nulo, es decir que el término D es todo él potencia fluctuante y no contribuye a la potencia activa. La figura 4.9 muestra un ejemplo gráfico de potencia instantánea con promedio nulo, obtenida del producto de la tensión fundamental y la corriente de quinto armónico. 4 De hecho, el término D, se suele obtener indirectamente despejando de la ecuación (4.16), donde se calcula S1 a partir de los valores eficaces de las componentes fundamentales U1, I1 y S a partir de los valores eficaces totales U, I. Además, en la ecuación (4.16), la potencia aparente fundamental, S1, se puede descomponer en los términos clásicos de activa, P1, y reactiva, Q1, y por tanto PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 128 la potencia aparente total (la que hay que transportar) queda dividida en tres términos: Activa fundamental, reactiva fundamental y potencia de distorsión, relacionadas entre sí por la ecuación (4.19). (4. 18) (4. 19) Obsérvese que en el caso simple que hemos estudiado, el valor medio de la potencia instantánea, (potencia activa), proviene sólo de las componentes fundamentales, de ahí que se haya planteado en (4.19) que P y P 1 son aproximadamente iguales. Ésta es una conclusión muy importante, ya que nos indica que los armónicos de distinto orden no producen potencia activa entre sí y por tanto, si la tensión de red no está distorsionada puede considerarse con gran aproximación que la única potencia activa existente proviene de las componentes fundamentales. No obstante no podemos afirmar de forma exacta que P = P1 . Si así fuera los armónicos no producirían pérdidas y probablemente no nos preocuparíamos de ellos. La realidad es que la tensión se deforma debido a las caídas de tensión en las impedancias de la red y por tanto la onda de tensión contiene también armónicos. Entonces, los productos de la forma Un · In con igual n para la tensión y la corriente, dan potencia activa, precisamente la suma de todos los Un · In son las pérdidas debidas a los armónicos. (4. 20) 4.7.2 Triángulos de potencias y factor de potencia en redes con armónicos En el capítulo 2 estudiamos la representación gráfica de las potencias aparente, activa y reactiva mediante un triángulo de potencias. De forma análoga, las potencias en sistemas con armónicos pueden representarse gráficamente mediante varios triángulos, que representan las ecuaciones de la (4.21) a la (4.24), que en realidad no son más que formas distintas de la (4.18) y la (4.19). 4 PerturBaciones en la red Fig. 4.10. Triángulos de potencias en régimen no sinusoidal Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 129 La representación gráfica conjunta de todos estos triángulos da lugar a un tetraedro de potencias que se ha representado en la figura 4.10. No obstante tal vez sea más clara la representación por separado, como se ha hecho en la Fig. 4.11. Nótese que los cuatro triángulos se corresponden con cada una de las ecuaciones de la (4.21) a la (4.24): Triángulo de potencias fundamentales, P1, Q1, S1. (4. 21) Triángulo de potencias fluctuantes, Q1, D, Q. (4. 22) Triángulo de potencias totales, S, P, Q. (4. 23) Triángulo de potencias aparentes, S, S1, D. S 2 = S 12 + D 2 (4. 24) Fig. 4.11. Triángulos de potencias en régimen no sinusoidal 4 En los circuitos con armónicos seguiremos llamando factor de potencia (FP), a la relación entre la potencia activa P y la potencia aparente total S. Obsérvese, sin embargo, que cuando existen corrientes armónicas el FP ya no coincide con el cos j (coseno del ángulo que forman las componentes fundamentales U1 e I1). Así pues, la primera conclusión importante es que factor de potencia y cos j son en general distintos para el caso de redes con distorsión. Las relaciones en tal caso son las siguientes: PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica FP = P = S cos j = P P + Q12 + D 2 P = S1 2 = cos γ P 2 P + Q12 130 (4. 25) (4. 26) Al comparar las ecuaciones (4.25) y (4.26) se observa que el factor de potencia total es siempre menor que el cos j o factor de potencia de la componente fundamental. El significado de esto es que para transmitir la misma potencia activa en vatios, en un circuito con armónicos, necesitamos dimensionar la instalación para una potencia aparente (en kV·A) mayor. 4.7.3 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados, con neutro y con armónicos Consideremos en primer lugar los sistemas trifásicos de cuatro hilos, es decir, con neutro. En una primera aproximación, supondremos que las tensiones son prácticamente equilibradas y sinusoidales, pero las corrientes son desequilibradas, debido al consumo desigual en las fases o incluso a consumos monofásicos entre fase y neutro, y contienen armónicos. A efectos de cálculo de la potencia aparente y de las componentes activa, reactiva fundamental y distorsión, este sistema puede tratarse como tres sistemas monofásicos entre cada una de las fases y el neutro. Designando las fases como L1, L2, L3, la definición de la potencia aparente es la indicada en la ecuación (4.27). S = SL1 + SL2 + S L3 = U L1 .I L1 + U L2 .I L2 + UL3 .IL3 (4. 27) Obsérvese que cada uno de los términos de la suma anterior admite la misma descomposición indicada en la ecuación (4.16), que finalmente conduce a la ecuación (4.19). Esta descomposición, aplicada aquí a cada una de las fases conduce a la descomposición de potencias según (4.28). 2 2 2 S 2 = P12L1 + Q12L1 + D L1 + P12L2 + Q12L2 + D L2 + P12L3 + Q12L3 + DL3 4 (4. 28) Hay que tener en cuenta que las potencias en cada fase pueden dar resultados muy distintos, incluso pueden tener signo distinto si una fase es inductiva y otra capacitiva. Pero una potencia capacitiva en una fase no cancela la potencia inductiva de otra fase, lo cual trae como consecuencia que no tenga sentido hablar de potencias del sistema trifásico en su conjunto, sino que hay que considerarlo fase a fase. En efecto, si consideramos como ejemplo el circuito de la figura 4.12, si sumamos todas las potencias activas y todas las potencias reactivas, resultará que solo la fase L1 tiene potencia activa y las fases L2 y L3 tienen reactivas iguales y de signo contrario, con lo cual la reactiva en conjunto es nula y el factor de potencia sería la unidad. Pero esto induce a error, porque las fases L2 y L3 tienen que transportar cada una su corriente reactiva y la supuesta cancelación entre inductiva PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 131 y capacitiva no se produce más que a nivel global. La conclusión es que los sistemas con neutro deben tratarse como tres sistemas monofásicos independientes y que en caso desequilibrios no tiene sentido la potencia trifásica, ni la medida o la compensación de factor de potencia en trifásico, sino que debería considerarse la compensación fase a fase. UL1 R UL1 = UL2 = UL3 = 100 V UL2 UL3 L C R = 10Ω XL = 10Ω XC = 10Ω Fig. 4.12. Ejemplo de circuito desequilibrado en corrientes 4.7.4 Potencias en sistemas trifásicos desequilibrados, sin neutro y con armónicos Según se dijo ya en el apartado 2.11, en este tipo de sistemas no tiene sentido hablar de las tensiones fase-neutro y por tanto el concepto de potencia por fase sólo puede aplicarse si inventamos lo que allí se llamó un neutro artificial. Si tenemos un sistema de tensiones, incluso desequilibrado, podemos representarlas en un triángulo como el de la figura 4.13. En tal caso, el neutro artificial se obtiene en el punto estrella de un sistema equilibrado de impedancias y está situado en el centro de las medianas del triángulo. A efectos de medida, este neutro artificial suele obtenerse formando una estrella con tres resistencias iguales conectadas a cada una de las fases, lo cual permite medir las tensiones simples del sistema desequilibrado, U L1, U L2, U L3 y aplicar los mismos cálculos del apartado anterior (4.27) y (4.28). Fig. 4.13. Neutro artificial 4 4.7.5 División de potencia en sus componentes simétricas En el apartado 2.10 se presentó una descomposición de los sistemas PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 132 desequilibrados en tres sistemas con secuencias directa, inversa y homopolar. Se puede también dividir la potencia en estos tres conceptos, es decir, se puede plantear un reparto entre componente directa, inversa y homopolar, según se muestra en (4.29). S = S d + S i + S 0 = 3.U d .I d + 3.U i .I i + 3.U 0 .I 0 (4. 29) Ahora, en cada término de la ecuación (4.29) pueden hacerse las mismas consideraciones que se hicieron en el apartado 4.7.1 y plantear para cada término una ecuación similar a la (4.16). Esto es, considerar que las tensiones son en esencia sinusoidales y que las corrientes están formadas por una suma de armónicos y por tanto, que cada producto del tipo Ux · Ix tendrá su componente P, su componente Q y su componente D. Esto nos llevaría a la ecuación (4.30), donde las potencias se han dividido en activa, reactiva y distorsión, para cada uno de los sistemas directo, inverso y homopolar. S = ( Pd + Qd + Dd ) + ( Pi + Qi + Di ) + ( P0 + Q0 + D0 ) (4. 30) Obsérvese, que al subdividir las potencias bajo distintos conceptos, el tema se complica innecesariamente, pues pueden inventarse tantas divisiones como se quiera, pero se va perdiendo el sentido físico de los términos en que vamos dividiendo la potencia total y por tanto resulta inútil manejar estas subdivisiones. En el apartado siguiente trataremos de dar los conceptos prácticos más importantes de todo este tema de división de la potencia eléctrica con vistas a optimizar el sistema de generación y transporte. 4.7.6 Potencia activa y potencia útil, potencia a transportar en sistemas desequilibrados En todo este tema de subdividir la potencia total en distintas partes hay un solo punto de interés. Este es: saber cuál es la potencia útil y cuál es la potencia que debemos transportar. Hasta ahora hemos empleado el concepto de potencia activa como sinónimo de potencia útil, pero también esto deja de ser cierto en sistemas desequilibrados y con armónicos. Podemos concretar este concepto comparando dos tipos de receptores. Supóngase un sistema desequilibrado de tensiones, sin neutro conectado, alimentando un horno con resistencias iguales entre cada par de fases y un motor (véase la figura 4.14). 4 La potencia útil para el horno resistivo es toda la potencia activa, la produzca quien la produzca, el sistema directo, el inverso, el homopolar y el armónico que sea, a fin de cuentas todos calientan. Para el motor en cambio, solo la componente fundamental y de secuencia directa crea un par motor. La componente inversa crea un campo con sentido de giro contrario y por tanto resulta un par antagónico pulsante y los armónicos crean pares pulsatorios que PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 133 Fig. 4.14. Cargas en un sistema de tensiones desequilibrado en promedio son nulos. Con este ejemplo se tiene una visión de que en cada caso la potencia útil puede ser una cosa distinta. Así pues, debemos analizar en cada caso qué es lo que resulta útil y esto depende del receptor. En cuanto a la potencia que hay que transportar, la respuesta es relativamente sencilla, hay que transportar toda la corriente aparente, sea o no útil al final. Por tanto la potencia a transportar es la aparente con la descomposición fase a fase, propuesta en el apartado anterior, sin que se puedan sumar ni cancelar potencias entre fases a efectos de transporte. De todas formas, si lo que pretendemos es evaluar pérdidas, éstas no siempre son proporcionales a la potencia aparente. Las pérdidas son en general proporcionales al cuadrado de la corriente aparente, pero hay que distinguir entre pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro, las últimas dependen además de la frecuencia, por tanto a igualdad de corriente aparente, no se producen las mismas pérdidas si ésta es de 50 Hz ó de 250 Hz, por ejemplo. Este aspecto lo trataremos con más detalle en el apartado siguiente. 4.8 Efectos de los armónicos Los principales efectos de los armónicos sobre la red pueden resumirse diciendo que éstos aumentan innecesariamente la potencia que hay que transportar (potencia fluctuante, véase el apartado 4.7.2) y por consiguiente empeora el factor de potencia. Los armónicos son los responsables de que los cables y los transformadores de las redes de distribución resulten insuficientes para transportar una determinada potencia útil y de que se produzcan en ellos pérdidas innecesarias, que se traducen además en calentamiento de los cables, transformadores, interruptores y otros medios de distribución. Para poder cuantificar todo ello partiremos de la idea de que en un sistema de distribución tenemos dos tipos de pérdidas: las del cobre y las del hierro. 4.8.1 Pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro 4 Las pérdidas en el cobre afectan a los cables, a los devanados de los transformadores, a los contactos de los contactores e interruptores y en general a todos los elementos resistivos de la red. Dichas pérdidas son proporcionales a la resistencia y al cuadrado de la corriente aparente que la atraviesa, según la ecuación (4.31). Para más detalles de cómo calcular la resistencia de cables PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 134 véase el apartado 3.5.3 P = R .I 2 = R . ∑ I n2 (4. 31) En cuanto a las consecuencias prácticas de ésto en redes con armónicos, debemos tener en cuenta que la presencia de armónicos hace aumentar el valor eficaz total de la corriente según la fórmula que se dio en la ecuación (4.11). En el ejemplo al final de este apartado se hacen algunos cálculos que dan idea de que las consecuencias de esto a la hora de dimensionar los cables suelen ser leves. En cuanto a las pérdidas en el hierro, éstas son debidas esencialmente a dos causas: Pérdidas por histéresis, P H , y pérdidas por corrientes inducidas o de Foucauld, P F. Las primeras son proporcionales a la frecuencia y al cuadrado de la corriente eficaz total, ecuación (4.32) y las segundas son proporcionales a la frecuencia al cuadrado y a la corriente eficaz al cuadrado según (4.33), donde n representa el orden de cada uno de los armónicos y In es la corriente eficaz de los mismos. Pérdidas por histéresis PH = k h .∑ n.I n2 (4. 32) Pérdidas de Foucauld PF = k F .∑ n 2 .I n2 (4. 33) Las corrientes de Foucauld suelen estar minimizadas por el hecho de que los núcleos de hierro no son macizos sino de chapas, por lo que las pérdidas dominantes suelen ser las de histéresis. El resultado es que las pérdidas en el hierro no son ni proporcionales a la frecuencia ni a su cuadrado, sino a que el factor n suele aparecer a una potencia intermedia como indica la ecuación (4.34), donde q suele tener un valor entre 1,7 y 1,8. Pérdidas totales en el hierro PFe = k Fe .∑ n q .I n2 (4. 34) Ejemplo: Supóngase que en una instalación con cables y una reactancia circula una corriente con una componente fundamental de 100 A y un 5° armónico de 20 A. Indicar cuáles son las proporciones de pérdidas que generan la fundamental y el armónico. Solución: Los cálculos se han resumido en la tabla 4.1. 4 Obsérvese que las pérdidas en el cobre provocadas por un 20 % de 5° armónico son solo un 4 % de las producidas por la fundamental (valor eficaz al cuadrado (102 A)2 frente a (100 A)2 de fundamental), también puede verse comparando las filas 4 y 5, donde (R·400) es el 4 % de (R·10000). En cuanto a las pérdidas por histéresis, comparando las filas 6 y 7 se observa que un 20 % de corriente de 5° armónico produce un 20 % adicional PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 135 de pérdidas y en pérdidas por Foucauld, comparando las filas 8 y 9, se ve que un 20 % de corriente de 5° produce las mismas pérdidas que el 100 % de fundamental. Tabla 4.1. Resultados de cálculo 1 Datos 2 3 Cálculos 4 Pérdidas Cu 5 6 7 Pérdidas Fe 8 9 Corriente fundamental I1 100 A Corriente 5º armónico I5 20 A Corriente eficaz total Pérdidas en cobre fundamental RI12 = R · 1002 = R · 10 000 Pérdidas en cobre 5º armónico RI 52 = R · 202 = R · 400 Pérdidas por histéresis fundamental kH · n · I 2 = k · 1 · 1002 = kH · 10 000 Pérdidas por histéresis 5º armónico kH · n · I 2 = k · 5 · 202 = kH · 2000 Pérdidas por Foucauld fundamental kF · n2 · I 2 = k · 1 · 1002 = kF · 10 000 Pérdidas por Foucauld 5º armónico kF · n2 · I 2 = k · 25 · 202 = kF · 10 000 La conclusión es que los cables deben dimensionarse por la I rms total , que normalmente puede medirse con cualquier analizador de redes o con un instrumento que mida verdadero valor eficaz (ver capítulo 5). En cuanto al dimensionado de transformadores y reactancias, que combinan hierro y cobre, los cálculos al combinar varios armónicos se hacen utilizando un factor K que explicaremos en el siguiente apartado. 4.8.2 Factor K de reducción de potencia de transformadores El calentamiento por armónicos afecta a muchos transformadores de la red de distribución. Por ello el comité de normalización europeo CENELEC ha definido en el documento HD428.4S1, un factor de reducción de la potencia de transformadores o si se quiere un factor de sobredimensionamiento de los mismos, conocido como factor K, que viene dado por (4.35). e I1 K = 1+ . 1 + e I ef 2 40 q I n . n . n = 2 I1 ∑ 2 (4. 35) Donde e es un factor que representa la relación entre pérdidas en el cobre y pérdidas en el hierro del transformador. Este factor puede obtenerse de los datos de ensayo del transformador, o en su defecto puede tomarse como valor aproximado e = 0,3 y el exponente q suele tomarse entre 1,7 y 1,8. 4 Muchos analizadores de red actuales dan el factor K después de efectuar un análisis de armónicos. Dicho factor es siempre superior a la unidad y permite calcular cuál es el factor de degradación de potencia de un transformador en presencia de armónicos. Ejemplo: PerturBaciones en la red Un transformador de 1000 kV·A soporta una carga con un factor de potencia de 0,8 y un Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 136 factor K de armónicos de 1,3. ¿Cuál es la carga en kW que puede soportar? Solución: P = S. 0 ,8 FP = 1000 kVA = 615kW 1,3 K Obsérvese que el factor K aparece dividiendo, no multiplicando como en el caso del factor de potencia. En Estados Unidos es frecuente el uso de un factor, que también llaman “K factor”, pero que es completamente distinto del definido por CENELEC. El factor en cuestión fue propuesto por UL para dar un índice en el diseño de los núcleos de los transformadores y se basa en las pérdidas por corrientes parásitas (Foucauld). Este factor al cual llamaremos K UL no debe confundirse con el factor K de CENELEC y no puede emplearse como factor de depreciación de la potencia del transformador, pues tiene valores relativamente altos. n KUL = ∑ h 2 ( I h / I rms )2 (4. 36) 2 A título de ejemplo la tabla 4.2 muestra un cálculo de los factores KCENELEC y KUL, junto con un factor FS que da un índice de las pérdidas por histéresis. Los valores tomados en dicha tabla son valores típicos para un convertidor de 6 pulsos con reactancia en el lado red de un 4 %. Tabla 4.1. Cálculo pérdidas Datos h Ih h · (Ih / I1) h2 · (Ih / Irms)2 1 100,00 1,00 0,9252 5 20,00 1,00 0,9252 0,6170 5 7 14,29 1,00 0,9252 0,5578 7 11 9,09 1,00 0,9252 0,4871 11 13 7,69 1,00 0,9252 0,4633 13 17 5,88 1,00 0,9252 0,4274 17 19 5,26 1,00 0,9252 0,4134 19 4 PerturBaciones en la red hq · (Ih / I1)2 h 1 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 137 Tabla 4.2. Factores KCENELEC, KUL y FS, que indican la reducción de potencia en transformadores Valores necesarios: (q = 1,7), (e = 0,3) n ∑ (h·I Irms = 103,96 ∑h (I 2 h h =1 / I rms ) 2 = 6,48 K CENELEC = 1 + e .∑ h q .( I h / I 1 )2 = 1,3 1 + e h=2 ∑h q FS = / I 1 ) = 2,65 2 h ( I h / I 1 ) 2 = 2,966 ∑ h II h h =1 1 2 = 2,65 ∞ K U L = ∑ h 2 ( I h / I rms ) 2= 6,48 h =1 4.9 Flicker Tal como se ha indicado en las definiciones iniciales, el flicker es en realidad una consecuencia de las fluctuaciones de tensión, consecuencia que se manifiesta básicamente en forma de fluctuaciones de intensidad luminosa (parpadeo) del alumbrado. La unidad de medida llamada “índice de perceptibilidad”, P, está basada en un modelo biológico de la perceptibilidad del ojo humano ante las fluctuaciones de luz de una lámpara estándar de incandescencia de 60 W. La medida del flicker se obtiene de la medida de las fluctuaciones de tensión y de un procesado de la señal, que se ilustra de una forma esquemática en las figuras 4.15 y 4.16. Se mide el valor eficaz de cada medio período y se computan las variaciones de tensión entre semiciclos, refiriéndolas al valor eficaz promedio ∆U/U ef-promed. De este cálculo se obtiene una información de la variación relativa de la tensión. No obstante, no todas las fluctuaciones de tensión son igualmente perceptibles por el ojo humano en términos de variación de iluminación, por ello dichas fluctuaciones se descomponen en un espectro de frecuencias que va de 0,5 Hz a 30 Hz y se da un peso distinto a cada frecuencia. El máximo peso corresponde a una fluctuación de tensión de 8,8 Hz. De los valores de fluctuación ponderados según la frecuencia se obtiene un nuevo valor eficaz total, que una vez promediado a lo largo de 10 minutos, indica el índice de perceptibilidad para tiempos cortos, llamado Pst. 4 Se considera que el flicker es perceptible para Pst > 1. Para períodos largos se usa un promediado de tercer orden de los Pst durante dos horas (12 valores), obteniéndose el parámetro P lt, definido por la ecuación (4.37). PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 138 Fig. 4.15. Cómputo de las fluctuaciones de tensión a efectos de flicker Fig. 4.16. Ponderación de las distintas frecuencias de fluctuación a efectos de evaluación del flicker. 12 3 Plt = 4 ∑ i =1 Psti3 (4. 37) 12 S e c o n s i d e r a p u e s q u e P st = 1 e s e l u m b r a l d e p e r c e p t i b i l i d a d del ojo humano. Para tener una idea del orden de magnitud que esto representa en términos de fluctuación de la tensión diremos que a la frecuencia de máxima perceptibilidad, es decir a 8,8 Hz, una f l u c t u a c i ó n c o m o l a d e l a f i g u r a 4 . 5 . d e 0 , 2 5 % , d a r í a u n P st = 1 . Como se ve, se trata de fluctuaciones muy débiles. La figura 4.17 indica las fluctuaciones de tensión que generan un Pst = 1, límite considerado como umbral tolerable, según su frecuencia de repetición. La verdad es que sobre el tema “flicker” y sus límites hay una gran confusión y, a nuestro entender, se han cometido errores de normalización importantes. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 139 Fig. 4.17. Fluctuaciones de tensión que generan Pst = 1, según su frecuencia de fluctuación En primer lugar porque el alumbrado de incandescencia no es precisamente el más abundante y en segundo lugar porque a la hora de establecer límites, se ha confundido el umbral de perceptibilidad, Pst = 1, con el límite de tolerancia y los comités de reglamentación han fijado el valor unidad como límite para redes industriales, haciendo muy difícil el cumplimiento en el caso de determinadas líneas de baja potencia de cortocircuito. Probablemente habría tenido un sentido físico más claro si se hablara de fluctuaciones de tensión a determinadas frecuencias o con determinados patrones de modulación, pero incluso la unidad elegida es un término con un significado físico confuso y los datos obtenidos de mediciones no facilitan el cálculo de soluciones en caso de que una instalación no cumpla con los límites. 4.10 Normas relativas a perturbaciones en la red Varios organismos nacionales e internacionales han establecido normas que indican los niveles aceptables de perturbaciones de baja frecuencia en redes industriales y domésticas. La mayoría de normas Europeas referentes a perturbaciones de red han sido recogidas por CENELEC y tienen como base las recomendaciones de IEC y del comité CISPR. Estas normas se han agrupado en las publicaciones armonizadas con referencia EN-61000, con distintas partes dedicadas a los siguientes temas: Parte 1: Generalidades 4 • Consideraciones generales (introducción, principios básicos) PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 140 • Definiciones, terminología Parte 2: Entorno • Descripción del entorno • Clasificación del entorno • Niveles de compatibilidad Parte 3: Límites • Límites de emisión • Límites de inmunidad Parte 4: Técnicas de ensayo y de medida • Técnicas de medida • Técnicas de ensayo Parte 5: Guías de instalación y atenuación • Guías de instalación • Métodos y dispositivos de atenuación Parte 6: Normas genéricas Parte 9: Varios A continuación presentamos un cuadro resumen de las normas que hemos considerado más importantes, sobre todo las de ámbito europeo y español, relacionadas con esta temática. El resumen no es exhaustivo, y se han omitido todas las normas referentes a temas de EMC de alta frecuencia. Téngase en cuenta además que este tipo de datos tienen una vigencia relativamente corta, y que aún siendo correctos en el momento de la edición de este texto, se convierten en obsoletos al cabo de un año por la constante dinámica de generación y modificación de normas. Para tener información actualizada del tema aconsejamos al lector que consulte las normas de compatibilidad de la serie 61.000 en las web de CENELEC (http://www.cenelec.eu), IEC (http:// www.iec.ch) o AENOR (http://www.aenor.es), donde puede encontrar un índice constantemente actualizado de las normas vigentes. A continuación se da una lista resumen de las principales Normas sobre perturbaciones conducidas, vigentes en 2008. Normas EN-IEC 61000-1-1: EMC: Generalidades y definiciones. EN-IEC 61000-1-2: Metodología para alcanzar la seguridad funcional frente a EMC. 4 EN-IEC 61000-1-4 Ed. 1.0 E 2CD: Racionalización para limitar perturbaciones armónicas e interarmónicas de corrientes en el rango de frecuencia hasta 9 kHz. EN-IEC 61000-2-1: Entorno. Descripción del entorno electromagnético para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia y transmisión de señales en la red eléctrica de BT. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 141 EN-IEC 61000-2-2: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de suministro público en baja tensión. EN-IEC 61000-2-3: Entorno. Descripción del entorno - Fenómenos radiados y conducidos a frecuencias distintas de las de la red. EN-IEC 61000-2-4: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia en plantas industriales. EN-IEC 61000-2-5: Entorno. Clasificación de los entornos electromagnéticos - Publicación básica. EN-IEC 61000-2-6: Entorno. Evaluación de niveles de emisión de perturbaciones de baja frecuencia en la red de plantas industriales. EN-IEC/TR 61000-2-8: Entorno. Bajadas de tensión e interrupciones cortas en la red pública. Estudio estadístico. EN-IEC 61000-2-12: Entorno. Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia y transmisión de señales en la red eléctrica de MT. EN-IEC 61000-3-2: Limites. Limites de emisión de corriente para equipos con corriente de entrada ≤ 16 A por fase. EN-IEC 61000-3-3: Límites. Limitación de las fluctuaciones de tensión y del flicker en redes de baja tensión para los equipos con corriente de entrada ≤16 A por fase. EN-IEC 61000-3-3-am1: Límites. Limitación de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensión y flicker en las redes públicas de suministro de baja tensión para equipos con corriente de entrada ≤ 16 A por fase y no sujetos a una conexión condicional. EN-IEC 61000-3-4: Límites. Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes de baja tensión para equipos con corriente asignada superior a 16 A. EN-IEC 61000-3-5: Límites. Limitación de las fluctuaciones de tensión y del flicker en redes de baja tensión para los equipos con corriente de entrada superior a 16 A. EN-IEC 61000-3-6: Límites. Valoración de los límites de emisión para cargas distorsionantes en MT y AT. Norma básica. EN-IEC 61000-3-7: Límites. Valoración de los límites de emisión para cargas fluctuantes en MT y AT. Norma básica. EN-IEC 61000-3-8: Límites. Transmisión de señales en instalaciones de BT. Niveles de emisión, bandas de frecuencia y niveles de perturbación. EN-IEC 61000-3-9 Ed. 1.0 E PWI: Límites de corrientes interarmónicas en equipos con I ≤ 16A. EN-IEC 61000-3-10 Ed. 1.0 E PWI: Límites de emisión en el rango de frecuencias de 2 a 9 kHz. EN-IEC 61000-3-11: Límites. Límites de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensión y flicker en las redes públicas de alimentación de baja tensión. Equipos con corriente de entrada ≤ 75 A. EN-IEC 61000-3-12: Límites. Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes de baja tensión para equipos con corriente de entrada ≤ 75 A, sujetos a conexión restringida. EN-IEC 61000-4-1: Técnicas de ensayo. Visión de conjunto de la serie CEI 61000-4. EN-IEC 61000-4-4: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los transitorios eléctricos rápidos en ráfagas. 4 EN-IEC 61000-4-5: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a las ondas de choque. EN-IEC 61000-4-6: Técnicas de ensayo. Inmunidad a perturbaciones conducidas, inducidas por campos de radiofrecuencia. PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 142 EN-IEC 61000-4-6 Amd.1: Define una nueva disposición para equipos de gran volumen. EN-IEC 61000-4-7: Técnicas de ensayo. Medida e instrumentación para medida de armónicos e interarmónicos en la red. EN-IEC 61000-4-8: Técnicas de ensayo. Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos a frecuencia industrial. EN-IEC 61000-4-11: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupciones breves y variaciones de tensión. EN-IEC 61000-4-13: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a baja frecuencia de armónicos e interarmónicos incluyendo las señales transmitidas en los accesos de alimentación en corriente alterna. EN-IEC 61000-4-14: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a fluctuaciones de tensión. EN-IEC 61000-4: Técnicas de ensayo. Medidor de Flicker. Especificaciones funcionales y de diseño. EN-IEC 61000-4-16: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a perturbaciones conducidas en modo común, en el rango de frecuencias de 0 Hz a 150 kHz. EN-IEC 61000-4-17: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a la ondulación residual en la entrada de potencia en corriente continua. EN-IEC 61000-4-27: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad frente a desequilibrios. EN-IEC 61000-4-28: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a la variación de frecuencia de alimentación. EN-IEC 61000-4-29: Técnicas de ensayo. Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupciones breves y variaciones de tensión en los accesos de alimentación en corriente continua. EN-IEC 61000-4-30: Técnicas de ensayo. Métodos de medida de calidad de suministro. EN-IEC 61000-4-33: Técnicas de ensayo. Métodos de medida de transitorios de alta potencia. EN-IEC 61000-4-34: Técnicas de ensayo. Ensayo de inmunidad a huecos de tensión, interrupciones cortas y variaciones de tensión para equipos con I > 16 A. Publicación básica. EN-IEC 61000-5-1: Guías de instalación y atenuación. Consideraciones generales. Publicación básica. EN-IEC 61000-5-2: Guías de instalación y atenuación. Puesta a tierra y cableado. EN-IEC 61000-5-6: Guías de instalación y atenuación. Mitigación de perturbaciones EMI externas. EN-IEC 61000-5-7: Guías de instalación y atenuación. Grados de protección proporcionados por las envolventes contra las perturbaciones electromagnéticas (Código EM). EN-IEC 61000-6-1: Normas genéricas. Inmunidad en entornos residenciales, comerciales y de industria ligera. EN-IEC 61000-6-2: Normas genéricas. Inmunidad en entornos industriales. EN-IEC 61000-6-3: Normas genéricas. Norma de emisión para entorno residencial, comercial e industria ligera. EN-IEC 61000-6-4: Normas genéricas. Norma de emisión para entornos industriales. 4 EN-IEC 61000-6-5: Normas genéricas. Inmunidad para los entornos de centrales eléctricas y subestaciones. EN 60289: Reactancias para filtros y limitación de corrientes de cortocircuito PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 143 IEC 61642: Redes industriales afectadas por armónicos: Aplicación de filtros y condensadores IEEE Std 519: Recomendación sobre límites de armónicos en USA IEC 61800-3 / IEC 947-4-2: Normas de producto de variadores de velocidad y arrancadores estáticos. Directiva 2004/108: Directiva Europea de Compatibilidad Electromagnética. Diario Oficial de las Comunidades Europeas de 31/12/2004. IEC 60831-1: Condensadores de potencia auto-regenerables hasta 1000 V. Guía de instalación. IEC 60871: Condensadores de potencia para redes de tensión superior a 660 V. Parte 1: Guía de instalación; Parte 2: Test de endurancia. UNE 20.509-85/1, UNE 20.509-90/2, UNE 20.509-90/3, equivalentes a CISPR 18-1, 18-2 y 18-3: Características de las líneas y aparamenta de alta tensión relativas a las perturbaciones radioeléctricas. Nota: los textos no reflejan el título oficial de la norma sino que resumen su contenido. 4.11 Resumen En este capítulo hemos dado un repaso a los principales tipos de perturbaciones que afectan a la red eléctrica. Hemos indicado cuál es su posible origen y algunas ideas relativas a la forma de medirlas, que serán ampliadas en el capítulo 5. Hemos insistido en la distinción entre perturbaciones de baja frecuencia y las de alta frecuencia, denominadas EMI, cuyo estudio no es el objeto principal de este texto. Para poder distinguirlas en la práctica hemos dado una serie de indicaciones sobre los efectos que cabía esperar de cada tipo de perturbación y hemos intentado cuantificar dichos efectos. Hemos visto que la potencia de distorsión provocada por la presencia de armónicos de corriente empeora el factor de potencia de las instalaciones de forma análoga a como sucedía con la potencia reactiva. Las principales consecuencias de esto son un peor aprovechamiento del sistema de distribución y transporte de energía, lo cual obliga a sobredimensionarlo y comporta también pérdidas adicionales en dicho sistema. 4 Quedan todavía una serie de temas por tratar como son las técnicas de medida, que serán estudiadas con cierto detalle en el capítulo 5 y los temas relacionados con la penetración de armónicos en la red, los efectos de las resonancias, las formas de filtrar o atenuar determinados armónicos, cómo tratar los armónicos múltiplos de tres en redes con consumos monofásicos, etc. Todo ello será PerturBaciones en la red Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 144 abordado con mayor detalle en el capítulo 9. 4.12 Referencias [1] Norma UNE-EN-50160-01 y Corrigendum 2004; Compatibilidad Electromagnética: Características de la tensión suministrada por las redes generales de distribución; CENELEC (Distribuye en España AENOR). [2] Normas UNE-EN-61000 (Partes 2-1 a 2-4);Compatibilidad Electromagnética: Parte 2: Entorno. CENELEC (Distribuye en España AENOR). [3] Norma UNE-EN-61000-4-30;Compatibilidad Electromagnética: Técnicas de ensayo y medida: Métodos de medida de la calidad de la alimentación; CENELEC (Distribuye en España AENOR). [4] Balcells J., Daura F., Esparza R., Pallás R., Interferencias electromagnéticas en sistemas electrónicos. Marcombo (1992). [5] Norma UNE-EN-61000-4-7: Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4: Técnicas de ensayo y de medida. Sección 7: Guía general relativa a las medidas de armónicos e interarmónicos, así como a los aparatos de medida, aplicable a las redes de alimentación y a los aparatos conectados a éstas; CENELEC (Distribuye en España AENOR). [6] Norma UNE-EN-61000-3-2; Compatibilidad Electromagnética: Límites para las emisiones de corriente armónica (Equipos para I < 16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR). [7] Norma UNE-EN-61000-3-4; Compatibilidad Electromagnética: Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes de BT para equipos con corriente asignada I>16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR). [8] Norma UNE-EN-61000-3-12; Compatibilidad Electromagnética: Límites para las corrientes armónicas producidas por los equipos conectados a las redes públicas de BT con corriente de entrada > 16 A y < 75 A por fase; CENELEC (Distribuye en España AENOR). [9] Arrillaga J., Eguiluz L.I., Armónicos en sistemas de potencia. Servicio de Publicaciones Universidad de Cantabria. 4 PerturBaciones en la red 5 MEDIDA Y REGISTRO DE MAGNITUDES ELÉCTRICAS 5.1 Introducción En muchas ocasiones, la falta de información impide resolver problemas en la red eléctrica y optimizar la eficiencia energética en los sistemas de alimentación. Las consecuencias que se suelen derivar de estos problemas no detectados a tiempo son paros intempestivos de la producción y uso ineficiente de la energía . Para evitar este tipo de problemas, el usuario debe disponer de datos sobre el estado de sus instalaciones (tensión, corrientes, potencia útil y potencia consumida, etc.). Así pues, un aspecto esencial para poder estudiar cualquier red eléctrica es el de disponer de instrumentos capaces de medir y registrar los principales parámetros de la misma. En efecto la medida es necesaria para que el operador conozca el estado del sistema eléctrico, para poder controlar la calidad del suministro, para cuantificar la energía consumida, para controlar las puntas de consumo, etc. Actualmente, la gama de instrumentos industriales disponibles para realizar esta función va desde los clásicos indicadores de aguja, pasando por los indicadores digitales hasta llegar a los analizadores más sofisticados que permiten no sólo medir, sino registrar datos de tensión , corriente , consumo y capturar determinadas perturbaciones con sistemas de disparo (“trigger”) más o menos sofisticados. La posibilidad de registrar y capturar determinados eventos es esencial para poder disponer de datos a la hora de diagnosticar un problema. En este capítulo nos centraremos en la instrumentación de tipo electrotécnico e industrial, con características muy diferenciadas de otros instrumentos de medida para uso en electrónica o para laboratorios. Las necesidades esenciales para este tipo de instrumentos son: medir con una precisión razonable, con frecuencias de muestreo relativamente bajas, pero midiendo simultáneamente los seis u ocho canales del sistema de alimentación industrial (tres tensiones y tres corrientes y eventualmente la tensión neutro-tierra y la corriente de neutro) y calcular parámetros básicos como potencias activa y reactiva , factores de desequilibrio, armónicos , flicker, etc. Se considera que en el sistema trifásico hay más de 50 parámetros a medir como veremos al estudiar algunos de los instrumentos mas completos que se presentan en este capítulo (CVM , AR.5, etc.). 5 Por otro lado, es muy importante la capacidad de registro de todos los parámetros. Esto permite guardar históricos y ver el comportamiento del sistema eléctrico a posteriori , sin estar pendiente de los instrumentos de medida. Pero a la vez, el registro de magnitudes eléctricas plantea el problema de manejar y presentar la gran cantidad de datos que un instrumento puede dar. Para el tratamiento de estos datos es esencial que los instrumentos dispongan de comunicación con un ordenador central y poder contar con un soporte informático consistente en programas SCADA que permitan presentar los datos de forma más condensada para el operador, mediante gráficos, indicaciones de alarma, etc. y no tan sólo medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 146 esto, sino que el propio instrumento sea capaz de dar órdenes de conexión o desconexión de determinados interruptores, bajo condiciones de alarma o en determinadas condiciones de funcionamiento. La figura 5.1. muestra un esquema de un sistema moderno de medida y control de redes industriales, dotado de las prestaciones indicadas anteriormente. Fig. 5.1.- Sistema de medida y control de la red eléctrica de distribución Otro aspecto que muchas veces pasa desapercibido es el de los sensores de medida, generalmente transformadores o divisores de tensión, que constituyen el interfaz entre el aparato de medida y el sistema a medir. Por poner un ejemplo, un buen aparato de medida perderá sus prestaciones si la medida de corriente se hace a través de un transformador con un gran error de ángulo. Por ello dedicaremos un apartado al estudio de los transformadores de medida de corriente. A lo largo del capítulo, repasaremos los aspectos más importantes relacionados con la medida y registro de parámetros eléctricos, basado en el empleo de instrumentación de tipo electrónico digital. Los clásicos instrumentos de aguja, quedan actualmente relegados a aplicaciones de muy bajo coste y no permiten fácilmente el registro de magnitudes, por lo que sólo les dedicaremos un pequeño apartado para poder comparar sus indicaciones con respecto a las de los instrumentos digitales modernos. 5.2 Instrumentos de medida de parámetros eléctricos Antaño, en los cuadros eléctricos, se solían instalar diversos instrumentos (voltímetro, amperímetro, vatímetro, etc.), que medían cada uno un parámetro eléctrico (tensión, corriente, potencia, etc.). Estos equipos tenían dos grandes limitaciones: 5 • No son capaces de medir más que valores medios o eficaces y por lo tanto no indican nada acerca de la calidad de onda • No son capaces de registrar los valores medidos y por tanto una vez transcurrido un fenómeno no queda registro de él. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 147 • La respuesta era relativamente lenta por lo que, incluso en los instrumentos con indicación de máximo, no se podía garantizar que éste fuese capturado si su duración era muy corta. En la actualidad se pueden distinguir dos grandes grupos de instrumentación para la medida de parámetros eléctricos: la instrumentación analógica y la instrumentación digital, esta última basada en circuitos electrónicos, generalmente dotados de una parte analógica de adaptación de señal y una parte digital de procesado y eventualmente de registro de las magnitudes eléctricas. Dentro de la gama de instrumentación digital, encontramos una gran variedad de analizadores, que dependiendo de las necesidades de medida, o del tipo de aplicación, proporcionan distintas prestaciones. 5.2.1 Instrumentación analógica Los instrumentos analógicos están formados por un circuito transductor, que convierte la magnitud a medir en una corriente eléctrica y un indicador que en todos los casos es un galvanómetro (medidor de corriente). El galvanómetro está basado en la desviación de una aguja por efecto de campo magnético creado por el paso de corriente por un bobinado del mismo. Para la indicación de cualquier otra magnitud que no sea una corriente, debe convertirse dicha magnitud en una corriente proporcional admisible para el galvanómetro. Así por ejemplo, en el caso de un voltímetro hay que colocar una resistencia en serie de valor elevado y en el caso de un amperímetro con corriente elevada hay que colocar una resistencia shunt para derivar parte de la corriente. Podemos distinguir varios tipos básicos de instrumentos analógicos según su principio de funcionamiento: • De hierro móvil. • De bobina móvil. • Bimetálicos • Diferenciales de inducción • De láminas. Los más básicos son los de hierro móvil y los de bobina móvil y los bimetálicos, pero existen diversas variantes combinando algún pequeño circuito electrónico con los indicadores de bobina móvil.. La figura 5.2 muestra los símbolos empleados en los instrumentos, según el principio de funcionamiento. 5 medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 148 Fig. 5.2.- Símbolos de aparatos de medida según su principio de funcionamiento. Instrumentos de Hierro móvil: Los instrumentos de hierro móvil están basados en el principio de inducción (como los motores de jaula). La corriente a medir pasa por una bobina, esta induce otra corriente sobre un núcleo de hierro solidario a la aguja y la fuerza de repulsión entre la corriente principal y las corrientes inducidas hace desviar la aguja. Este tipo de instrumento es apto sólo para corriente alterna y mide su valor eficaz (RMS), puesto que la fuerza es proporcional al cuadrado de la corriente. Tienen el inconveniente de su falta de linealidad, con un inicio de escala comprimido. Instrumentos de Bobina móvil: Los instrumentos de bobina móvil están basados en la desviación de una bobina en el interior del campo magnético creado por un imán. Miden corriente continua y dan una indicación proporcional al valor medio de la misma, con una escala bastante lineal Debido a la citada linealidad, estos instrumentos pueden utilizarse y de hecho se utilizan para medir tensiones o corrientes alternas, pero éstas deben ser previamente rectificadas. No obstante, la medida será siempre de valor medio y por tanto, para indicar valor eficaz de magnitudes alternas debe aplicarse un cierto factor de escala y la medida sólo será precisa si éste se mantiene constante (generalmente sólo para tensión o corriente o tensión puramente senoidales, donde la relación entre valor eficaz y valor medio de la rectificada se mantiene constante en un valor de 1,11). En caso de corrientes con alto contenido de armónicos, por ejemplo, la indicación de valor eficaz sería errónea. 5 Instrumentos Bimetálicos: Los instrumentos bimetalillos se basan en la diferencia de dilatación de dos tipos de metal al calentarse por efecto Joule al paso de la corriente. (Potencia calorífica= ). Son aptos tanto para corriente alterna como para corriente continua o para combinación de ambas, indicando el valor eficaz, ya que, como en el caso de los de hierro móvil, la desviación es proporcional al cuadrado de la corriente. Este tipo de instrumentos tienen algunos problemas de linealidad y de errores al variar la temperatura ambiente. Instrumentos de Inducción diferenciales: El principio de funcionamiento es idéntico a los de hierro móvil, pero tienen dos bobinados antagónicos, de forma que el campo resultante es la diferencia entre ambos. Se utilizan básicamente en medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 149 voltímetros diferenciales para sincronoscopios o instrumentos similares. Instrumentos de láminas: Se emplean exclusivamente como frecuencímetros. Se basan en la vibración por resonancia de una serie de láminas de metal. Instrumentación digital: Los instrumentos digitales están basados en un sistema microprocesador dotado de un sistema conversor A/D (analógico / digital) para la adquisición de datos. El diagrama de bloques genérico para estos instrumentos es el que se muestra en la figura 5.3. Fig. 5.3.- Diagrama de bloques genérico de un instrumento de medida digital Algunos de los bloques que se han representado en dicha figura pueden estar ausentes. Así podremos distinguir básicamente tres categorías de instrumentos: Instrumentos simples. Miden el valor de una única variable eléctrica y la muestran por display. No tienen capacidad de registro ni de comunicación Instrumentos con registro. Miden más de una variable, obtienen otras variables por cálculo y registran determinados valores, ya sea periódicamente o gobernados por un “trigger”. Generalmente todo ello es programable por un teclado. Los valores capturados se suelen guardar en una memoria interna salvaguardada por una batería o en un disco o una memoria con interfase USB o de otra índole. No disponen de comunicaciones con el exterior en tiempo real, pero sí suelen disponer de algún canal de comunicación para vaciado de los datos registrados. Instrumentos con registro y comunicaciones. Disponen de medida, cálculos y registro de variables y además disponen de algún sistema de comunicación, generalmente con un ordenador. Esto permite el procesamiento de datos en tiempo real (dentro de unos límites de rapidez) y su incorporación en sistemas de control. 5 La forma común en todos ellos de capturar y procesar los datos consiste en muestrear las ondas de tensión y/o de corriente y obtener los valores instantáneos en cada uno de los puntos de muestreo. La figura 5.4 muestra esquemáticamente como se toman las muestras puntuales de una onda senoidal. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 150 En cada punto se obtiene un valor numérico. Posteriormente se procesan los valores numéricos de uno a varios ciclos, obteniéndose los valores eficaces, las potencias e información sobre perturbaciones de todo tipo. Fig. 5.4.- Muestreo de una onda Los valores importantes, que definen la resolución y la precisión de un instrumento digital son la frecuencia de muestreo fs y el número de bits, B, de cada adquisición puntual. En lugar de la frecuencia de muestreo se usa a veces su inverso, el período de muestreo Ts o en el caso de medidas en la red, el número de muestras por ciclo, que designaremos por N. A título de ejemplo, las tablas 5.1 y 5.2 muestran las principales variables medidas y los cálculos básicos realizados por los analizadores de red de la serie CVM y los de la familia AR.5 y QNA de CIRCUTOR. Tabla 5.1.- Principales variables medidas y calculadas por los analizadores de red 5 Tiempo de Medida o Cálculos Variable (s) Símbolos Valores instantáneos de tensión ui1, ui2, ui3 Instantáneo Valores de las tensiones simples. (Medidos por muestreo) Valores instantáneos de corriente ii1, ii2, ii3 Instantáneo Valores de las corrientes de línea. (Medidos por muestreo) Valores eficaces de tensión U 1, U 2, U 3 TMP UF = 1 NP 2 Σ u NP i = 1 iF Valores eficaces de corriente I 1, I 2, I 3 TMP IF = 1 NP 2 Σ i NP i = 1 iF Potencia activa de cada fase P 1, P 2, P 3 TMP Potencia reactiva de cada fase Q 1, Q 2, Q 3 TMP medida y registro de magnitudes eléctricas promedio 1 NP Σ u iF iiF NP i =1 1 NP QF = ∑ u .i NP i =1 iF ( iF N / 4 ) PF = i (i-N/4) = muestra tomada ¼ de período antes Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 151 PF UF IF Factor de potencia de cada fase FP1 FP2 FP3 TMP FP F = Frecuencia f TMP Medida en la onda de tensión de una fase Notas: Los valores numéricos 1, 2 y 3 se refieren a cada una de las fases. El subíndice F se refiere genéricamente a una cualquiera de las fases y el subíndice i se emplea para designar genéricamente las muestras de una onda. TMP es el período mínimo de promediado (no confundir con el período de registro de promedios). NP es el número total de muestras en TMP. Tabla 5.2.- Variables medidas y calculadas por los analizadores de red en sistemas trifásicos Medida o Cálculos Símbolos Tensión trifásica promedio Um TMP Um = Corriente trifásica promedio Im TMP Im = Potencia activa trifásica Pt TMP Pt = P1 + P 2 + P 3 Potencia reactiva trifásica Qt TMP Q t = Q 1+ Q 2+ Q 3 Potencia aparente trifásica St TMP S t = S 1+ S 2+ S 3 Factor de potencia trifásico FPt TMP FPt = Potencia reactiva inductiva de cada fase QL1, QL2, QL3 TMP Igual a Q1, Q2 y Q3 , solo si tienen signo positivo Potencia reactiva capacitiva de cada fase QC1, QC2, QC3 TMP Igual a Q1, Q2 y Q3 , solo si tienen signo negativo Energía activa por fase 5 Tiempo de Variable (s) promedio U1 + U 2 + U3 3 I 1+I 2 +I 3 3 Pt St TA W·h1, W·h2, W·h3 TA W·h F = Σ PF TMP 0 Energía reactiva tipo L por fase kvar·h L1, kvar·h L2, kvar·h L3 TA var L·h F = Σ var L F TMP Energía reactiva tipo C por fase kvar·h C1, kvar·h C2, kvar·h C3 TA var C·h F = Σ var C F TMP TA 0 TA 0 Notas: TMP es el período mínimo de promediado (no confundir con el período de registro de promedios). TA es el tiempo de acumulación de energía, desde la puesta a cero de contadores medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 152 ¡Importante! Obsérvese que la mayor parte de instrumentos digitales no pueden presentar en display ni registrar todos los valores que miden. Entonces, todos ellos presentan promedios de medida durante ciertos intervalos. Es por ello que el parámetro TMP (tiempo mínimo de promediado) tiene una gran importancia para poder comparar los resultados de determinadas medidas o incluso para poder interpretar dichos resultados, sobre todo si la magnitud medida varía durante el intervalo de medida. Para comprender la idea véase el siguiente ejemplo. Ejemplo: Supongamos dos instrumentos digitales: M1, con un TMP de 1 segundo y M2 con un TMP de 5 segundos. Supongamos que deseamos comparar los valores eficaces de una tensión medidos por ambos instrumentos y que dicha tensión tiene variaciones con intervalos de variación inferiores a un segundo. Es evidente que los valores mostrados por ambos instrumentos no son comparables, puesto que mientras M2 mostrará un valor, M1 habrá mostrado cinco. Podríamos pensar que el promedio de medidas de M1 a lo largo de 5 segundos debe coincidir con la lectura de M2. Pues bien, esto no será así en general, puesto que el valor eficaz no puede promediarse con una media aritmética. El valor eficaz es un promedio de una suma de cuadrados y no es lo mismo promediar cada segundo que cada 5 segundos. En efecto si fs es el número de muestras por segundo (frecuencia de muestreo), que supondremos igual en ambos instrumentos se tiene Promedio de 5 segundos de M1: 1 U med = 5 1 f s 2 f Σ ui s i = 1 1s 1 fs 2 + ... + Σ u f s i = 1 i 5s (5.1) Valor de M2 durante los 5 segundos: U med = 1 5 fs 2 Σ ui 5 f s i =1 (5.2) Sólo en el caso de que la tensión medida sea constante resultarán iguales los valores mostrados por ambos instrumentos. Aún más, si las frecuencias de muestreo de ambos instrumentos no son iguales puede haber desviaciones en las indicaciones de ambos. En definitiva, el hecho de tener que promediar para poder condensar la cantidad de datos hace que perdamos detalles de la medida y que sólo sean comparables los valores obtenidos si la magnitud medida se mantiene constante dentro del intervalo de medida. 5 medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 153 5.3 Transductores de medida En este capítulo, denominamos transductor al bloque que realiza el papel de interfaz entre el circuito eléctrico a medir y el instrumento de medida propiamente dicho. En este apartado se describen los transductores empleados en la medida de los parámetros eléctricos primarios. Denominamos “parámetros primarios”, aquellos que se obtienen por medida, mientras que “parámetros calculados” son aquellos que se obtienen a partir de cálculos, empleando precisamente como datos los parámetros primarios. Los parámetros primarios en una red eléctrica son básicamente las tensiones y corrientes instantáneas en cada una de las fases. A partir de éstos y del parámetro tiempo, se pueden calcular los valores eficaces, valores medios, las potencias activa y reactiva, los consumos de energía, los armónicos, etc 5.3.1 Transductores de Tensión Uno de los parámetros primarios que deben medirse para el conocimiento de una red eléctrica es el conjunto de tensiones fase neutro o entre fases. Durante mucho tiempo sólo se consideraba importante medir el valor eficaz de dichas tensiones, sin importar el desfase, la forma de onda y otros parámetros que influyen de forma esencial en el funcionamiento de la red. Actualmente, se considera importante la medida de valores instantáneos, valores de pico, desfases entre tensiones, etc. Todos ellos en su conjunto definen la calidad del sistema de alimentación trifásico, que es el que nos encontramos en la alimentación tanto de instalaciones industriales como de instalaciones residenciales o incluso de las embarcadas (buques, aviones, etc.) Para la mayoría de instrumentos empleados en las medidas de baja tensión (BT) la medida de la tensión es directa, a través de algún tipo de divisor de tensión o a través de algún acoplamiento por transformador. Cuando se trata de la medida de tensiones alternas, la medida a través de transformadores de tensión es la preferida, ya que proporciona un aislamiento galvánico entre la electrónica de los instrumentos y la red. Los instrumentos para medida en baja tensión suelen tener tensiones de entrada normalizadas de 320 V fase-neutro y 520 V entre fases. No obstante, en casos particulares se puede disponer de escalas más robustas para medida de tensiones fase neutro hasta 500 V y fase-fase hasta unos 850 V entre fases. La tabla 5.1 muestra un resumen de las tensiones normalizadas en los instrumentos de medida de redes industriales. Tabla 5.3.- Tensiones normalizadas en los instrumentos 5 Sistemas Monofásicos Tensión Máxima (fase-neutro) 300 voltios C.A. Tensión Máxima (fase-fase) Sistemas Trifásicos Estándar Tensión Máxima (fase-neutro) 300 voltios C.A. Tensión Máxima (fase-fase) 520 voltios C.A. Reforzados 500 voltios C.A. 850 voltios C.A. medida y registro de magnitudes eléctricas - Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 154 Para medidas en media o alta tensión (MT o AT), suelen emplearse transformadores de medida externos o divisores capacitivos, que rebajan la tensión desde la MT o AT a 110 V. A partir del secundario de dichos transformadores, pueden emplearse los instrumentos de baja tensión estándar para realizar las medidas. Así pues si deseamos llevar a cabo una medida en una celda de media tensión, donde la tensión nominal es de 25.000 voltios C.A., deberemos utilizar un transformador externo de 25.000/110 V y un aparato con fondo de escala de 300 V , por ejemplo. La mayoría de instrumentos digitales permiten entonces programar un factor de escala (Relación de Transformación), de forma que las indicaciones que muestran y que registran ya tienen en cuenta este factor de reducción de 25.000 V a 110 V y los números mostrados en display y registrados son la indicación real en la escala de 25000 V Las últimas generaciones de analizadores de redes trifásicos, además de la conexión de las fases L1, L2, L3 y Neutro, también disponen de una entrada de Tierra. De este modo, y mediante la medida de la tensión entre Neutro y Tierra el usuario puede conocer en tiempo real, el nivel de aislamiento del que dispone en su instalación. En la mayoría de instrumentos digitales para medida y registro de parámetros de red, la frecuencia de muestreo es de 128 muestras por ciclo. Esto permite un análisis de armónicos hasta el de orden 50 y proporciona una medida en verdadero valor eficaz con una precisión mejor que el 0,1%. Este número de muestras es además idóneo para poder mostrar en tiempo real el valor eficaz y la forma de onda de la tensión (por canal de medida: L1, L2, L3 y N). 5.3.2 Transductores de Corriente Otra de las magnitudes primarias, según se ha dicho es la corriente. Para medirla se suelen emplear varios tipos de transductores. Básicamente podemos distinguir: • Transformadores de corriente convencionales (aptos sólo para C.A.) • Transformadores de efecto Hall (aptos para C.A. combinada con C.C.) • Shunts (aptos para cualquier tipo de corriente). 5 Los transformadores de corriente convencionales tienen un primario, formado generalmente por un cable pasante, y un secundario con varias espiras, según el esquema de principio representado en la fig.5.5. Este tipo de transformador es el más frecuente para la medida de corriente alterna en redes industriales y permite sólo medir la componente alterna. Si hubiera una componente continua no la mide. En algunos casos, el transformador está incorporado en el equipo de medida mediante Conexión Fast, y en otros casos, será necesaria la instalación de transformadores de corriente externos; uno en el caso de líneas monofásicas, y tres o cuatro en el caso de líneas trifásicas (cuatro si se desea medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 155 medir la corriente de neutro y el analizador de red dispone de una entrada para ese cometido) Fig. 5.5.- Principio de funcionamiento de un transformador de corriente y de un shunt Para la medida de componente alterna y continua superpuestas debemos utilizar transformadores llamados de efecto Hall, o un shunt. Los transformadores de efecto Hall están basados en un transformador convencional y una célula de semiconductor denominada célula Hall, combinada con un circuito electrónico. 5.4 Transformadores de corriente convencionales Según su campo de empleo, existen dos tipos de transformadores de corriente de los que hemos llamado convencionales (no efecto Hall): • Transformadores de medida • Transformadores de protección 5.4.1 Transformadores de medida Los transformadores de medida tienen como misión principal dar una señal, en general débil y precisa, proporcional a la corriente de primario y de nivel admisible para al equipo de medida. Dado que el rango de las corrientes a medir (corrientes de primario) puede ser muy amplio, se normalizan en general un número limitado de valores de primario, que permiten adaptarse a todo tipo de instalaciones. Los valores nominales de primario más frecuentes son: 40 A, 50 A, 75 A, 100 A, 125 A, 150 A, 200 A, 250 A, 500 A, 1000 A, etc. 5 Los secundarios estándar para transformadores de medida son los de 5 A a fondo de escala. Es decir cuando por el primario circula la corriente nominal, el secundario da 5 A. Existen, para algunas aplicaciones especiales transformadores de medida con secundario normalizado de 1 A. Estos tienen la ventaja de requerir menos potencia de secundario a igualdad de carga del circuito de medida, pero en cambio son más costosos y requieren mayor número de espiras de secundario. Nótese que en general cuando hablamos de valores nominales normalizados siempre nos referimos a valores eficaces. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 156 Nótese que el principal objetivo del transformador de medida es obtener una buena precisión (en amplitud y en ángulo de fase) y evitar que en caso de cortocircuito (corrientes de primario muy altas) se generen señales muy potentes en el secundario, que podrían dañar el instrumento de medida. Por ello, los transformadores de medida están diseñados para que fuera del rango de medida saturen y como consecuencia, cuando la corriente de primario supera el valor nominal se pierden rápidamente las características de precisión. Los transformadores de medida se suelen designar por la “clase de precisión” y la “potencia”, entendiéndose por clase el parámetro que cuantifica el error de medida de amplitud en tanto por cien. Como se explicará más adelante, el error de amplitud no es muchas veces el más importante, sino que en la medida de potencias, lo que suele provocar más error en la medida es el desfase introducido por el transformador. 5.4.2 Transformadores de protección Los transformadores de protección, se emplean para provocar el disparo de algún relé o dispositivo de protección cuando la corriente supera en varias veces la corriente nominal. Constructivamente los transformadores de protección responden al mismo principio de funcionamiento que los de medida, pero, a diferencia de aquellos, deben mantener una precisión aceptable de amplitud incluso en condiciones de fuerte sobrecarga, ya que habitualmente deberán dar órdenes de disparo con corrientes que pueden alcanzar entre 5 y 20 veces la corriente nominal de primario. Así pues, al contrario de lo que se dijo para los transformadores de medida, los de protección no deben saturar en las citadas condiciones ( Iprimario = 20 Inominal) 5.4.3 Designación de los transformadores de medida y de protección Designación de transformadores de medida: Los transformadores de medida se suelen designar por la “clase de precisión” o abreviadamente “clase” y la potencia o “carga de precisión”. La “clase” es un parámetro que cuantifica el error de medida cuando se carga el transformador con la “carga de precisión. (véanse definiciones en el apartado siguiente). 5 Designación de transformadores de protección: Los transformadores de protección se designan por unas siglas que identifican la precisión y el rango de medida . Dichas siglas son del tipo : ePm , donde e indica el % de error compuesto (amplitud y fase , según tabla 5.5), P indica que nos estamos refiriendo a un transformador de protección y m es el “factor límite de protección” (indica el múltiplo de la corriente nominal al cual mantiene el error , véanse definiciones en el apartado siguiente). Así por ejemplo un 5P10 indicaría un transformador de protección que da un 5% de error compuesto a 10 veces la corriente nominal de primario. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 157 5.4.4 Definiciones y características fundamentales de los transformadores de corriente Las características fundamentales de los transformadores de corriente que hemos llamado convencionales vienen definidas en las normas UNE-EN 60044-1 y en la recomendación UNESA 4201 B, y son los siguientes: Corriente primaria asignada Ip: Valor de la corriente de primario para el cual se definen las características nominales del transformador. Corriente secundaria asignada Is: Valor de la corriente de secundario para el cual se definen las características nominales del transformador. Relación de transformación asignada, kn: Es la relación entre corriente de primario y corriente de secundario. Es aproximadamente igual a la relación entre las espiras de secundario y primario. kn = Ip Is = Ns Np (5.3) Podemos distinguir dos tipos de transformadores de medida: Los de primario pasante, N p=1, y los de primario bobinado N p>1. Lo más habitual es que el primario sea simplemente un cable o pletina pasante, pero por motivos de precisión y sobre todo para corrientes bajas de primario se utilizan a veces primarios bobinados. En cuanto a la corriente de secundario, según se ha dicho, lo más habitual es que sea de 5 A a la nominal de primario. Así la relación de transformación se suele dar de la forma In/5. Por ejemplo 200/5, indica que cuando por el primario pasan 200 A por el secundario pasan 5 A. Rango de medida: Entendemos por rango de medida el conjunto de valores de corriente primaria dentro de los cuales el instrumento mantiene su error (clase de precisión). Para transformadores de medida se suele controlar el error entre un 5% y un 120% de la corriente nominal. Para transformadores de medida “clase S” se controla entre 1% y 120% de la corriente nominal. Para transformadores de protección, en cambio se suele controlar a 5 veces la corriente nominal o a 10 veces la corriente nominal. Error de corriente o de relación (Clase de precisión) ε%: El error de corriente o de relación indica el error de medida de la relación primario secundario en tanto por cien dentro del rango de medida o de protección. A este error expresado en % se le denomina habitualmente Clase de Precisión. Clase = % = 5 k n .I p I s . 100 Ip (5.4) Error de fase: Desfase entre la corriente secundaria y primaria. Se supone que para un transformador perfecto debería ser 0º. En la práctica suele aumentar con la corriente. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 158 Las tablas 5.4 y 5.5 indican los límites de error de transformadores de medida o de protección, respectivamente, según la clase de precisión Error compuesto: Se conoce como error compuesto el valor eficaz de la diferencia entre las corrientes instantáneas de secundario traducida a primario y la corriente de primario. El valor viene dado por (5.5) C = T 100 1 ( k nis − i p ) 2 dt ∫ Ip T 0 (5.5) Carga de precisión (VA): Valor de la carga de secundario a la cual se definen los errores de relación y de fase (es decir la clase). En general la precisión debe mantenerse para cargas entre el 5% y el 100% de la nominal. Para cargas fuera de este rango se suele perder precisión. Tabla 5.4.- Errores en transformadores de medida según EN-60044-1 Desfase Error de relación (%, ±) % In Clase 5 20 100 120 Minutos 5 20 Centirradianes 100 120 5 20 100 120 0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5 0,45 0,24 0,15 0,15 0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3 0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9 1 3 1,5 1 1 180 90 60 60 5,4 2,7 1,8 1,8 Desfase Error de relación (%, ±) % In 5 Centirradianes 20 100 120 1 5 20 100 120 0,2S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3 0,3 0,5S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9 0,9 Clase 1 Minutos 1 5 NOTA: Esta tabla es aplicable únicamente a los transformadores cuya corriente secundaria asignada es 5 A Error de relación (%, ±) 5 % In 50 120 3 3 3 5 5 5 Clase Para las clases 3 y 5 no se especifican límites de desfase medida y registro de magnitudes eléctricas 20 100 120 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 159 Tabla 5.5.- Errores en transformadores de protección, según EN-60044-1 Clase de precisión Desfase Error de relación (%, ±) Minutos Centirradianes 5P 1 60 1,8 5 10P 3 - - 10 Error compuesto Ilímite (%, ±) Factor de seguridad, Fs: Es la relación entre la corriente máxima medible en el primario, Ips, y la corriente nominal de primario, Ipn. El factor de seguridad se suele limitar a valores inferiores a 5 en el caso de transformadores de medida, con el fin de no dañar los instrumentos alimentados por el transformador. En cambio puede tomar valores superiores a 20 para transformadores de protección, ya que interesa que en caso de fuertes sobrecargas el transformador siga dando una medida relativamente precisa. Fs = I ps (5.3) I pnom Corriente térmica y dinámica: Estos parámetros definen el comportamiento del transformador en caso de cortocircuito. La corriente térmica, Ith, indica la máxima corriente y el tiempo admisibles para evitar dañar al transformador por calentamiento y la corriente dinámica, Idyn, es la máxima admisible para evitar dañar al transformador por los esfuerzos electromecánicos producidos por la corriente. Aislamiento: Se define por la tensión admisible entre los circuitos primario y secundario. En general para transformadores de baja (U<720 V), se ensaya a 3kV, durante un minuto, entre primario y secundario. Clase térmica del aislamiento: Indica la temperatura máxima que puede alcanzar el punto más caliente del transformador. La temperatura interior máxima se obtiene sumando el incremento de temperatura del bobinado, Tb, a la temperatura ambiente, Ta. Ésta debe ser inferior a la temperatura de clase térmica, que depende del tipo de materiales empleados. La tabla 5.6 indica las características de cada una de las clases de aislamiento. Tabla 5.6.- Temperaturas admisibles según clase térmica del aislamiento Clase 5 T ambiente ΔT medio T media T máxima (máx). (sobre T ambiente) Y 40 °C 45 °C 85 °C 90 °C A 40 °C 60 °C 100 °C 105 °C E 40 °C 75 °C 115 °C 120 °C B 40 °C 85 °C 120 °C 130 °C F 40 °C 110 °C 140 °C 155 °C H 40 °C 135 °C 165 °C 180 °C medida y registro de magnitudes eléctricas (de servicio) (punto más caliente) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 160 Gama extendida: Indica el % por encima de la corriente nominal a la cual puede trabajar el transformador, manteniendo la clase de precisión y respetando la clase térmica. Los valores típicos son de 120,150 y 200%. Una vez conocido el funcionamiento de los transformadores de medida, expondremos los usos más frecuentes en el campo de la medida eléctrica. Dado que su labor principal es la medida de corriente, ya sea para aplicaciones de medida o bien de protección, el número de equipos a los que pueden ser conectados, depende de la aplicación u objetivo que se desee alcanzar en cada caso. 5.5 Transformadores de corriente de efecto Hall Si se hace circular una corriente, I, eléctrica por un cristal de semiconductor y éste se somete a un campo magnético, B, perpendicular a la corriente, se genera una tensión en la dirección perpendicular al plano (I, B) , proporcional al campo magnético. Este fenómeno se conoce como efecto Hall y se emplea como principio para la medida de corriente, ya sea continua, alterna o superposición de ambas. I VH=V B Fig. 5.6.- Principio de funcionamiento de la célula Hall 5 La Fig. 5.6 ilustra el principio básico de la célula Hall. En ella se muestra una hoja delgada de material semiconductor (elemento Hall) a través de la cual circula una corriente. Las conexiones de salida se ubican perpendicularmente a la dirección de dicha corriente. Cuando no existe un campo magnético, B, la distribución de la corriente se mantiene uniforme y la diferencia de potencial en las conexiones de salida es cero. Cuando aparece un campo magnético perpendicular a la corriente, como muestra la Fig. 5.6, la fuerza de Lorentz actúa sobre dicha corriente, la desvía y crea una diferencia de potencial en las conexiones de salida. Esta tensión generada se conoce como tensión Hall (VH). En general la tensión Hall es una tensión muy pequeña (μV) y requiere un acondicionamiento de señal para llevarlo a niveles útiles. La tensión Hall es proporcional a la intensidad del campo magnético. Por ello, para medir una determinada corriente, Ip, ésta se hace pasar por el interior de un medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 161 núcleo con un entrehierro, en cuyo interior se coloca la célula Hall. Se coloca entonces un secundario con una resistencia en serie y se genera una corriente secundaria que anule el campo magnético primario, según (5-7). El conjunto, constituye un transformador de efecto Hall cuya señal de salida, ,se recoge en bornes de la resistencia. La Fig. 5.7 ilustra este principio de funcionamiento. Nótese que el transformador Hall hay que alimentarlo, generalmente con un par de tensiones simétricas de 0, ±15 V. Ns Is = I p (5.7) +15 V Ic Vhall A Ns Ip -15 V Is Vm Ov Rm Fig. 5.7.- Sensor de corriente de efecto Hall -15 V Ip Rm 0V Fuente Externa Vm +15 V Fig. 5.8.- Conexión del transformador de efecto Hall 5.6 Transformador tipo Rogowski 5 El transformador de corriente tipo Rogowski tiene una estructura toroidal pero con un devanado bobinado sobre un núcleo no magnético. A esta bobina así formada se le denomina bobina de Rogowski y su estructura puede ser rígida o flexible. La corriente a medir, que circula por el conductor que atraviesa la bobina Rogowski, genera en los extremos de ésta una tensión proporcional a la derivada de la corriente primaria y a la inductancia mutua entre la bobina y el conductor. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 162 Para obtener la medida de corriente es necesario dotar al instrumento de medida de un circuito integrador. La ventajas de las sondas o pinzas Rogowski son básicamente dos: a) No hay posibilidad de saturación del circuito magnético b) Permite bobinar sobre núcleos flexibles, lo que hace que sean adaptables a medir en lugares de difícil acceso. Fig. 5.9.- Principio de funcionamiento del transformador de corriente tipo Rogowski Fig. 5.10.- Sonda flexible tipo Rogowski 5.7 Instrumentación de proceso 5 En las instalaciones industriales, además del interés por conocer los parámetros eléctricos y energéticos de la instalación, se requiere el control de otros parámetros del proceso productivo (caudales, presiones, temperaturas, velocidad de motores, etc.). En general los sensores que miden todos estos parámetros se deben integrar a un controlador y a un sistema SCADA a través de un transductor adecuado Tanto si la magnitud a medir es eléctrica como si se trata de cualquier otra magnitud física, los controladores y los sistemas SCADA suelen admitir sólo medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 163 entradas analógicas o digitales de tipo eléctrico y por tanto existe la necesidad de convertir señales eléctricas de determinados sensores a valores estándar aceptados como entradas de los sistemas de control (Autómatas, sistemas microprocesador dedicados o simplemente tarjetas de adquisición de datos para PC) Para la adaptación de los sensores a los controladores se suelen emplear señales estándar proporcionales a las magnitudes físicas a medir. Las señales estándar más habituales son: tensiones de 0 a 10 V ó ±10 V proporcionales a la magnitud (10 V se haría corresponder al fondo de escala de la magnitud a medir) o corrientes de 0 a 20 mA ó de 4 a 20 mA. En ocasiones especiales también pueden emplearse otras escalas. Normalmente el fabricante del captador de medida define en las características del equipo, el tipo de señal proporcional que ha utilizado, con el fin que dicha sonda o captador, pueda ser llevado a un indicador de proceso, a un autómata o a otro tipo de controlador. En los últimos tiempos han aparecido, además, una multitud de buses de campo y es muy común encontrar transductores de diferentes magnitudes físicas que incorporan un conversor A/D y un canal de comunicación (RS 485, RS 422 u otro) de manera que a través de un protocolo de comunicación la lectura se transmite al controlador directamente en formato digital. Así pues en estos casos, el transductor está formado por el sensor propiamente dicho, un adaptador de señal y generalmente un microcontrolador de bajo coste que incluye las etapas de conversión A/D, algún tipo de procesado y escalado de la señal y un canal de comunicación que enlaza directamente con el controlador central o con el sistema SCADA que presenta los parámetros en la pantalla de un ordenador central o de un terminal gráfico a pie de proceso. 5.7.1 Convertidores de medida En ocasiones el parámetro a introducir en un autómata o un controlador digital es una variable eléctrica, y debido a su magnitud no es posible introducirla de manera directa. Un caso parecido sucede si dicha variable quiere llevarse a un indicador o visualizador digital o analógico cuya entrada no permite un valor elevado de tensión o corriente. 5 Para estas aplicaciones el mercado ofrece una extensa gama de adaptadores, conocidos como “convertidores de medida”, cuya función es la de convertir una señal de potencia en una señal de débil potencia, que pueda ser introducida en un indicador analógico o digital. Como comentábamos anteriormente estos dispositivos convierten un parámetro de entrada en una señal proporcional de salida, generalmente aislada galvánicamente y con valores de tensión y/o corriente en el rango de ±10 V ó ±20 mA. Como ejemplo podemos mencionar los convertidores de medida que convierten una tensión de 0…300 V c.a. a 0…20 mA, de manera que exista una proporcionalidad entre los mA de salida y los V de entrada (para el caso mencionado por ejemplo a 150 V c.a correspondería una corriente de salida de 10 mA). medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 164 Existen convertidores de medida cuya magnitud de entrada es: tensión, corriente, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia, etc. y la salida es una señal en el rango de ±10 V ó ±20 mA proporcional al valor medio o valor eficaz de la entrada. Fig. 5.11.- Instrumentos de medida y convertidores de medida 5.7.2 Características de instrumentos y convertidores de medida En este apartado damos las definiciones de las principales características que se suelen encontrar en los catálogos para definir las prestaciones, tanto de los instrumentos de medida como de los convertidores de proceso. Rango de medida: Entendemos por rango de medida, todo el conjunto de valores de las magnitudes a medir, entre un máximo y un mínimo, dentro de los cuales el instrumento mantiene su precisión. El rango se ha de especificar junto con las condiciones ambientales extremas (temperatura, humedad, etc.) en las que es válida la precisión. Resolución: Es la mínima diferencia entre dos valores que el instrumento es capaz de apreciar e indicar con unas determinadas condiciones ambientales, dentro de todo el campo de medida. En el caso de instrumentos digitales la resolución va ligada al número de bits del convertidor A/D, a la bondad del adaptador de señal previo y al número de dígitos del display. La ecuación (5.8) permite calcular la resolución de un instrumento de n bits que deba medir en un rango (Umáx.- Umín.) (5.8) Ejemplo: Cuál es la resolución máxima de un instrumento con un rango de medida de 500 V y un convertidor A/D de 10 bits. 5 Solución: Con un convertidor de n bits se pueden obtener 2n valores o “puntos” distintos. Para 10 bits, 210=1024 puntos. Es decir, se pueden medir 1024 valores distintos dentro del rango de medida. Puesto que el rango es de 500 V, Resolución = 500 V / 1024 puntos = 488 mV / punto medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 165 Obsérvese que si el mismo instrumento fuese para una medida en corriente continua con signo ±500 V, deberíamos repartir los 1024 puntos para el signo positivo y negativo, es decir 512 puntos, y la resolución seria de 976 mV/punto. Resolución en display: En instrumentos digitales el display puede inducir a error en cuanto a la resolución del instrumento. Es habitual encontrar instrumentos con indicador de 5 dígitos, es decir, que pueden marcar hasta el valor fondo de escala 99 999, basados en un conversor de 10 bits (1024 puntos). Aunque el display puede dar la sensación de que la resolución es de 1/100 000, lo cierto es que quien marca la máxima resolución es el convertidor A/D con los 1024 puntos, es decir 1/1024 del fondo de escala. Precisión: Es la propiedad que indica el máximo error de un instrumento con respecto a un instrumento patrón debidamente calibrado y en unas determinadas condiciones ambientales. La precisión se indica mediante el “índice de clase” o simplemente “clase”. Índice de Clase: Es el número con el cual se designa la precisión. El valor del índice de clase equivale al error, en tanto por ciento, del instrumento en cualquier punto dentro del rango de medida, es decir, error referido a la medida, no al fondo de escala. Tabla 5.7.- Errores según índice de clase Índice de Clase 0,1 0,2 0,5 1 2 Límites de error ±0,1% ±0,2% ±0,5% ±1% ±2% Error y formas de indicarlo: El error se suele expresar en %, pero hay que tener cuidado al establecer comparaciones, pues este porcentaje puede estar especificado respecto al fondo de escala (FE) o respecto de la lectura (Lect.) o de forma combinada. Las indicaciones respecto al fondo de escala suelen ser engañosas si se miden valores bajos puesto que en la parte baja de la escala se pierde precisión porcentual. Por ello se recomienda siempre medir en el último tercio de la escala para obtener las mejores prestaciones de un instrumento. Ejemplo: Supongamos dos instrumentos con las siguientes formas de indicar el error: Instrumento M1: Error = 0,2% FE Instrumento M2: Error = 0,19% Lect. + 0,01% FE 5 Las dos fórmulas aplicadas para el 100% del valor de la medida dan exactamente el mismo error relativo a la medida (0,2%), pero en la parte baja del rango la diferencia de errores referida al valor medido se hace muy notable, como se muestra en la Fig. 5.12. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 166 Fig. 5.12.- Comparación de errores referidos a fondo de escala o combinando fondo escala y lectura Capacidad de sobrecarga del circuito de medida: Esta propiedad indica la capacidad del instrumento o convertidor para poder soportar, en la entrada de medida, valores superiores a los nominales sin que sufra efectos irreversibles. Fuera del rango de medida la medida puede ser incorrecta. Coeficiente de temperatura: Entendemos por coeficiente de temperatura, el error añadido que se produce en el instrumento o convertidor al trabajar fuera de la temperatura de referencia a la que fue calibrado. Normalmente este coeficiente se expresa en ppm /ºC (partes por millón por grado centígrado). Ejemplo: Imaginemos un instrumento con entrada 5 A, clase 0,2, y con un coeficiente de temperatura de 600 ppm/ºC. Suponemos como temperatura de calibración 23 ºC ; en el caso de que el equipo esté trabajando a una temperatura de 35 ºC, el error añadido es de: 600 ppm . ( 35 − 23 )°C = 7200 ppm = 0 ,72% °C Rizado: En los convertidores que facilitan una señal analógica de salida, existe una fuente de error debida al rizado de la fuente de alimentación que se transmite a la salida. Entendemos por rizado el valor de la componente alterna superpuesta a la señal de un convertidor. 5 Ejemplo: Imaginemos un convertidor de 0 - 5 A, salida de 0 - 10 V, clase 0,2 con un rizado de alimentación de 500 mV. Si bien el término medio de salida puede estar dentro de tolerancia a efectos de clase, si la señal se muestra por un sistema digital (entrada de un PLC, por ejemplo) existe una incertidumbre de error del 5%. Para solucionar este problema algunos convertidores incorporan capacidades de filtrado elevadas a la salida, pero con ello empeora muchísimo el tiempo de respuesta del convertidor. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 167 Tiempo de respuesta: Entendemos por tiempo de respuesta, el que debe transcurrir desde que se aplica un escalón de entrada, desde cero a fondo de escala, hasta que el indicador o convertidor da la salida correcta dentro de los márgenes de error y permanece estable. Tensión o resistencia de Aislamiento: Una de las funciones básicas de los convertidores de proceso es aislar la señal de salida respecto a la(s) de entrada y respecto de la alimentación auxiliar. La tensión de aislamiento indica la tensión que puede aplicarse entre circuitos separados sin que se produzcan arcos ni fugas significativas. Se consideran circuitos separados los de entrada, salida, alimentación y tierra de protección. Clase de seguridad: Indica la categoría de un instrumento o un convertidor desde el punto de vista de distancias de aislamiento, tensiones de prueba entre circuitos y seguridad de manipulación. Los valores de distancias y tensiones de prueba según la clase y los ensayos a realizar para su comprobación se especifican en la norma EN 61010. Potencia de salida: Este concepto se suele aplicar a convertidores de medida. Indica el valor nominal de la potencia (VA) con que puede cargarse la salida, manteniendo los límites de error. 5.8 Categorias de aislamiento y clasificación de seguridad Una de las características más importantes de un instrumento de medida o de un convertidor de proceso es su seguridad para el usuario y su capacidad de soportar sobretensiones transitorias. Respecto al riesgo de sobretensiones de las instalaciones, la norma EN-IEC61010-1 establece distintas categorías o zonas de una instalación según el nivel de sobretensión que cabe esperar en ellas. Las categorías contempladas en la norma se resumen en la tabla 5.8 y en la Fig. 5.13 y las tensiones de ensayo del aparellaje según EN-IEC-60664-1, se detallan en la tabla 5.9. Tabla 5 8.- Categorías de instalaciones atendiendo a las sobretensiones previsibles (EN-IEC-61010-1) CATEGORÍA 5 ZONA DE LA INSTALACIÓN IV Exterior: Líneas aéreas III II Interior: Tomas próximas a la salida del centro de transformación (alta potencia de cortocircuito) Acometida de instalaciones. Interior de edificio Puntos de alimentación interior de edificios, relativamente alejados de la acometida Alimentaciones separadas por transformador, con aislamiento galvánico y toma de tierra local I medida y registro de magnitudes eléctricas RIESGO DE SOBRETENSIONES Muy alto Alto Moderado Bajo Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 168 Fig. 5.13.- Zonas de instalación y categorías de riesgo de sobretensión (EN-IEC-61010-1) Tabla 5 9.- Tensiones de ensayo del aparellaje según categoría de la instalación (EN-IEC-60664-1) CATEGORÍA Tensión máxima de servicio Impedancia de fuente 600 V (valor eficaz) 600 V (valor eficaz) Tensión de ensayo (Impulso 1,2/50 μs, 20 veces) 8000 V (pico) 6000 V (pico) IV III II 1000 V (valor eficaz) 600 V (valor eficaz) 8000 V (pico) 4000 V (pico) 2Ω 12 Ω I 1000 V (valor eficaz) 600 V (valor eficaz) 6000 V (pico) 2500 V (pico) 12 Ω 30 Ω 1000 V (valor eficaz) 4000 V (pico) 30 Ω 2Ω 2Ω Respecto a las categorías de seguridad de los instrumentos de medida, éstas vienen definidas también en la norma EN-IEC-61010-1 Clase 0. Los instrumentos de Clase 0 son los menos protegidos. En ellos, pueden existir partes metálicas sometidas a tensión con distancias mínimas de aislamiento y no disponen de elementos de protección. Estos instrumentos, carecen de toma de tierra y su aislamiento es funcional, es decir, el necesario para asegurar que el aparato funcione. Para identificarlos, los aparatos pueden llevar inscrito "Clase 0" o carecer de indicación. Clase I. Además del aislamiento funcional, las envolventes metálicas están conectadas a un borne de tierra, que se conecta a su vez a tierra por seguridad. Se distinguen porque en la placa de características del aparato aparece un símbolo como el indicado en la Fig. 5.14. 5 Clase II. Los instrumentos Clase II disponen de un doble aislamiento o aislamiento reforzado entre partes bajo tensión y partes accesibles al tacto. Esto les da una protección más segura y duradera. Su identificación es un símbolo formado por dos cuadrados (uno más pequeño en el interior de otro más grande) o "Clase II". Este tipo de aislamiento es el más adecuado para instrumentación que vaya a ser usada en un entorno industrial. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 169 Clase III. Los dispositivos Clase III son aquellos que funcionan con voltajes de baja tensión, inferiores a 50 voltios. Es un aislamiento frecuente en los juguetes, pero no se aplica en instrumentación industrial. Estos aparatos se distinguen porque llevan inscrito "Clase III" o el valor de la tensión nominal dentro de un rombo. Clase del aparato Símbolo Clase 0 No existe símbolo Clase I Clase II Clase III 50 Fig. 5.14.- Categorías de seguridad de los instrumentos de medida 5.9 Errores en las medidas de potencia y factor de potencia Es frecuente que instrumentos de distintos tipos, incluso del mismo fabricante, indiquen potencias distintas al medir en un mismo circuito. La explicación de este hecho es que en sistemas trifásicos desequilibrados y con armónicos, incluso la forma de medir la potencia activa puede prestarse a confusión, puesto que depende de si se mide sólo la potencia de las componentes fundamentales o la total. Concretamente los contadores Ferraris (de disco) convencionales miden sólo la potencia de las componentes fundamentales, pero la mayoría de los contadores electrónicos miden la activa total. Por tanto al comparar ambas lecturas puede haber pequeños errores. Los errores en los contadores de reactiva son análogos pues se basan en los mismos principios. En el caso de instrumentos digitales los errores en la potencia son siempre mucho más grandes que los de tensión y corriente, por dos motivos: 5 Los transformadores de medida suelen dar un error de ángulo, que se mantiene prácticamente constante en toda la escala. Para ángulos que no sean próximos a 0º o 90º los errores en P y Q suelen ser moderados, puesto que tanto el seno como el coseno varían poco. Pero para ángulos próximos a 0º la función seno varía muy rápidamente e incluso errores pequeños de ángulo pueden comportar cambio de signo. Por ello la potencia reactiva (Q=V·I·sin φ) puede presentar errores importantes. De igual modo para ángulos próximos a 90º, la función coseno varía muy rápidamente y cambia de signo, por lo que la potencia activa (P=V·I·cosφ) puede presentar errores muy importantes. Además del error de medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 170 ángulo, los errores de amplitud de tensión y corriente se suman, puesto que la potencia se obtiene por producto de ambas magnitudes. La ecuación (5.10) ilustra este hecho. Obsérvese, que al multiplicar una tensión con un error εU y una corriente con error εI, el error resultante en la potencia es aproximadamente la suma (εU+εI) , ya que el término εU·εI suele ser muy pequeño y puede despreciarse. P P = P %= P P P UI = U( 1 + 100 ≅ U ) I( 1 + UI I ) UI =( U + I + U I ) % + I% U (5.9) (5.10) Ejemplo: Cuál es el error en potencia activa y en potencia reactiva de un instrumento clase 0,2 en tensión y clase 0,5 en corriente, al medir en un punto alrededor de un 5% de la potencia nominal, con un factor de potencia próximo a la unidad Debemos sumar dos partes del error: a) Debido al error de ángulo del transformador de corriente. Un transformador de corriente de clase 0,5 puede tener un error de ángulo, α, de 90’ (1,5º) en la parte baja de escala, según los datos de la Tabla 5.2. Esto supone los siguientes errores en potencias: Error en potencia activa = | cos φ - cos (φ - α ) | = 3,4·10-4 , es decir 0,034% Error en potencia reactiva = | sin φ - sin (φ - α ) | = 0,026 , es decir 2,6% b) Debido al error de amplitud. Tanto para la potencia activa como para la reactiva el error de tensión es del 0,2%, pero el error del transformador de corriente a 5% de carga es de 1,5% , por tanto el error total en potencias es 1,002·1,015 = 1,017, es decir 1,7% de error. Se podría haber obtenido de forma muy aproximada, sabiendo que para clase 0,2 en tensión εv%=0,2%, y para clase 0,5 en corriente εi%=1,5%, por tanto la suma εp% 1,7%. El error total en la potencia activa es: 0,034% + 1,7% = 1,734% El error total en potencia reactiva es: 2,6% + 1,7% = 4,3% 5 Observación: Si en lugar de efectuar las medidas con un factor de potencia 0º, se hiciera con un factor de potencia muy bajo, próximo a 1, es decir φ es decir, φ 90º, se invertirían los errores de ángulo, es decir, el error máximo correspondería a la potencia activa y el más pequeño a la reactiva. 5.9.1 Errores en la potencia debidos a armónicos Los vatímetros se basan en principios de funcionamiento o de cálculo distintos, medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 171 por tanto, no se pueden dar datos generales de su comportamiento cuando miden en una red eléctrica con presencia de armónicos. Si nos centramos en los instrumentos de tipo digital basados en el muestreo de las ondas de tensión y corriente, los errores en la medida de potencias, causados por la presencia de armónicos, no suelen ser importantes si se trabaja en el fondo de escala. No obstante, el error absoluto en la medida, producido por dichos armónicos se mantiene prácticamente constante, de forma que si éste es del orden de un 0,5% del fondo de escala, podemos encontrarnos que cuando la potencia medida es por ejemplo de un 5% del fondo de escala, el error es del 10%. En resumen, los errores con respecto a la medida, debidos a armónicos pueden ser grandes en la parte baja de la escala. 5.9.2 Errores en el Factor de Potencia Para el cálculo del factor de potencia la mayoría de instrumentos digitales parten del cálculo de la potencia activa y de la potencia reactiva, según las fórmulas indicadas en las Tablas 5.1 y 5.2. El factor de potencia se obtiene entonces por el cociente entre potencias, y por tanto está sujeto a los errores indicados en el apartado anterior. Sobre todo, para factores de potencia bajos el error de ángulo puede ser muy significativo. Ejemplo: Medición del factor de potencia en una instalación donde la corriente es un 5% de la máxima prevista en el transformador de medida, con unos valores medidos de P = 1 kW y S = 10 kV·A , con un instrumento clase 0,2 en tensión y clase 0,5 en corriente, que tiene un error de ángulo α = 1,5º (como en el caso del ejemplo anterior) El ángulo φ teórico es : φ = arccos (Q/S) = 84,3º El error debido al ángulo en la potencia activa es: | cos φ - cos (φ - α ) | = 0,026, es decir 2,6%. El error debido a amplitud en la potencia activa es la suma de errores de U y de I , es decir 0,2% de U + 1,5% de I, a 5% de escala , total 1,7% Error total en la potencia activa es de 2,6% + 1,7% = 4,3% El error en la potencia aparente es también la suma de errores de U e I , es decir 1,7% 5 El factor de potencia es el cociente P/S, en nuestro ejemplo: P = 1 y S = 10, es decir 1/10 = 0,1, y en cambio, en la práctica, medimos P = 1,043 kW y S = 10/1,017 = 9,832 kV·A, con lo cual el factor de potencia obtenido es de 0,106, y el error es de un 6%. Obsérvese que el error en el factor de potencia vuelve a ser la suma de errores de la potencia activa y de la potencia aparente. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 172 5.10 Analizadores de redes Se conoce con el nombre de Analizador de Red a los instrumentos de medida que de manera simultánea son capaces de medir varios parámetros eléctricos. En general suelen adquirir y registrar un número reducido de muestras de cada parámetro en cada ciclo de red (un valor frecuente es 128 muestras/ciclo), lo cual les permite un cálculo muy preciso de los verdaderos valores eficaces de corrientes y tensiones, cálculo preciso de potencias y cálculo de los armónicos hasta el orden 50. Se trata de un tipo de instrumentación digital basada en procesadores digitales de señal (DSP), que disponen de una gran capacidad de procesamiento, pudiendo realizar en tiempo real un gran número de cálculos matemáticos dando como resultado la adquisición y registro de un gran número de parámetros eléctricos. Los analizadores de redes en versión trifásica disponen de cuatro canales de tensión (tres fases respecto a neutro y neutro respecto a tierra: U L1, U L2, U L3 y U N). Además de las entradas de tensión, los analizadores de redes disponen de cuatro entradas de corriente (tres fases más neutro, I L1, I L2, I L3 e I N). En general la medida de corriente se realiza a través de transformadores de medida para los de tipo fijo y pinzas de núcleo practicable para los portátiles. Los analizadores de redes pueden dividirse en dos grandes categorías: a) Analizadores fijos o de panel b) Analizadores portátiles 5.10.1 Analizadores de Redes Portátiles En muchas ocasiones, los cuadros eléctricos carecen de instrumentos de medida que puedan proporcionar los datos que puede dar un analizador de redes. Además si están equipados con instrumentos clásicos no suelen tener capacidad de registrar a lo largo del tiempo los parámetros medidos. En tal caso no se dispondrá de datos de distintas variables que son esenciales para el correcto mantenimiento de las instalaciones. En tales casos, cuando se necesita realizar algún tipo de diagnóstico serio de la instalación hay que recurrir al empleo de analizadores portátiles. 5 Los analizadores portátiles disponen, al igual que los de tipo fijo, de entradas de tensión y corriente. A diferencia de los equipos fijos, los transformadores de corriente son sustituidos por pinzas amperimétricas, cuya señal de salida se adapta a las escalas de medida del analizador. Las tomas de tensión, debido a que es un equipo de instalación temporal, se realizan mediante pinzas de presión (tipo cocodrilo). La instalación de dichas pinzas deberá llevarse a cabo según las normas de seguridad eléctrica vigentes, en general cortando el circuito para su colocación o colocándolas con el uso de guantes aislantes de seguridad. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 173 Los analizadores de redes portátiles disponen de una memoria interna para el registro de las variables que se hayan seleccionado con anterioridad. El objetivo, es que una vez realizada la medida, y una vez desconectado el equipo de la instalación eléctrica, la información sea volcada a un PC y analizada mediante un software , que permite presentar los resultados e históricos en forma numérica y/o gráfica. En el caso de los analizadores de CIRCUTOR el paquete de software se denomina POWER VISION ®. Fig. 5.15.- Analizador portátil AR5 y volcado de datos a PC Con el procedimiento descrito anteriormente, el usuario podrá llevar a cabo un estudio detallado de la instalación, analizando los datos adquiridos mediante el software de PC de una forma fácil e intuitiva. El software utilizado para los equipos portátiles suele ser diferentes al utilizado por los equipos fijos, ya que el de equipos portátiles tiene como misión la explotación de archivos procedentes de la memoria del equipo; por tanto, el software está básicamente orientado a la exploración de archivos previamente confeccionados para ser tratados con la aplicación de PC. El paquete de software POWER VISION (®CIRCUTOR) funciona bajo entorno WINDOWS® y permite la rápida localización de situaciones de máximos y mínimos y de registros con determinadas anomalías. Pueden obtenerse asimismo representaciones gráficas y/o numéricas de diversos tipos de perturbaciones. A continuación, se presenta un resumen de los tipos de capturas que pueden representarse con dicho software. Modo Estándar: Este modo permite la medida y registro de U, I, potencias P, Q y S, factor de potencia, etcétera. Permite medir términos medios y valores máximos y mínimos a intervalos de tiempo regulares. Las Figs. 5.16 y 5.17 presentan, a título de ejemplo una tabla de valores de todos los parámetros eléctricos y un gráfico de la corriente. La tabla corresponde, en este caso, a valores de término medio de 1 minuto (este período puede seleccionarse entre 1 segundo y varias horas). El gráfico muestra la evolución a lo largo del tiempo de la corriente de término medio y de la corriente máxima en la fase 1 de una determinada instalación. 5 medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 174 Fig. 5.16.-Tabla numérica de valores Fig. 5.17.- Gráfico combinado de corriente de término medio y corriente máxima en una fase 5 Modo Armónicos: En este modo el analizador captura los mismos parámetros que en modo estándar y además guarda las formas de onda de las tres tensiones y las tres corrientes de un sistema trifásico. Esto permite a posteriori determinar los armónicos en un determinado instante y ver la evolución temporal del THD. Este modo es muy útil para determinar los armónicos presentes durante largos intervalos de tiempo y permite la elección de filtros adecuados, dimensionados para las peores condiciones de carga. Las Figs. 5.18 y 5.19 muestran respectivamente las formas de onda en las tres fases y una tabla de valores numéricos de los distintos armónicos hasta el de orden 15, ambos correspondientes a un instante determinado. La Fig. 5.20 muestra la evolución temporal de los THD de tensión y corriente en las tres fases. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 5.18.- Forma de onda de tensiones y corrientes en las tres fases 5 Fig. 5.19.- Tabla de armónicos de la tensión y corriente en la fase 1 medida y registro de magnitudes eléctricas 175 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 176 Fig. 5.20.- Gráfico de variación temporal de THD(U) y THD(I) de las tres fases Modo registro continuo: Este modo permite medir los valores eficaces de todos los ciclos de red de las tres fases de tensión y corriente a partir de una condición de disparo (“trigger”). Es útil para capturar transitorios de arranque de corta duración. La Fig. 5.14 muestra, a título de ejemplo, un gráfico de corriente de una línea durante el arranque de un motor. 5 Fig. 5.21.- Corriente en la línea durante el arranque de un motor medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 177 Fig. 5.22.- Perturbaciones en la onda de tensión en la línea de un convertidor de potencia Modo perturbaciones: Este modo de medida es especialmente indicado para capturar deformaciones, crestas y huecos superpuestos a la tensión de alimentación. La captura se inicia a partir de una condición de disparo, que suele ser un cambio brusco de valor eficaz de la tensión o un cambio en el valor instantáneo con una pendiente du/dt de varias veces el valor nominal. La Fig. 5.22 muestra un ejemplo de onda de tensión donde se han capturado perturbaciones del tipo antes indicado. 5.10.2 Analizadores de redes fijos Al igual que los equipos portátiles, los equipos fijos disponen de entradas de tensión y corriente por fase. La medida de corriente se hace a través de transformadores de medida fijos, cuya precisión suele superar a la de las pinzas utilizadas en analizadores portátiles. Dependiendo de la aplicación, existen analizadores que miden sólo parámetros básicos y otros capaces de medir más de 500 parámetros eléctricos. Por lo tanto, dependiendo de las necesidades del punto de medida, el usuario tiene, en general, la posibilidad de escoger entre una amplia gama de posibilidades. 5 La precisión de los analizadores de red está muy condicionada a emplear transformadores de medida de una precisión elevada. Debe tenerse en cuenta, sobre todo para analizadores portátiles, que midan con pinzas, que el error de ángulo suele ser importante y por tanto las medidas de potencia y factor de potencia pueden estar sujetas a errores importantes en determinadas zonas de la escala. En este aspecto los analizadores fijos suelen dar mejores prestaciones. medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 178 Los equipos fijos, a diferencia de los equipos portátiles no suelen tener una memoria masiva para registro de parámetros. Los analizadores fijos pueden utilizarse como simples indicadores de panel, o pueden estar equipados con un canal de comunicaciones y transmitir en tiempo real los parámetros que van adquiriendo y procesando. Para ello están conectados a un sistema SCADA de manera permanente, de forma que el PC donde reside el SCADA hace las funciones de memoria. El programa SCADA recoge la información de los equipos de medida, y dispone la información de manera ordenada para que pueda ser explotada a través de su interfaz gráfica con el PC. 5.10.3 Software para analizadores de redes fijos El software para analizadores fijos o de panel, a diferencia del de los equipos portátiles no está orientado a la gestión y explotación de ficheros, sino que está orientado a la gestión de dispositivos y de puntos de medida de la instalación a través de un bus de comunicaciones. En definitiva se trata de un programa SCADA que permite la comunicación con los distintos aparatos de una instalación y dispone de una base de datos para registrar los distintos parámetros que se programen. El paquete de software POWER STUDIO SCADA® permite la conexión de toda la gama de analizadores fijos de CIRCUTOR. El software funciona bajo entorno WINDOWS® y permite la rápida visualización en tiempo real de los equipos de campo conectados al sistema. 5 Fig. 5.23.- Software SCADA: Diagrama unifilar de la instalación medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 179 Fig. 5.24.- Software SCADA: Informe de consumo Como se muestra en la Fig. 5.23 el usuario puede diseñar un diagrama unifilar de la instalación, mostrando los parámetros más significativos o importantes en tiempo real. Para cualquier equipo conectado al sistema puede realizarse un informe de consumo o de cualquier variable, mostrando por pantalla los consumos acontecidos en cada uno de los analizadores de redes fijos (Fig. 5.24). 5 Fig. 5.25.- Software SCADA: Tabla de variables eléctricas capturadas en un determinado instante medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 180 Fig. 5.26.- Software SCADA: Gráfico de evolución temporal de diversas variables Mediante la selección de una variable mostrada en el panel de parámetros eléctricos en tiempo real (Fig. 5.25), puede realizarse una gráfica con una resolución de término medio de un minuto, visualizando por tanto en un solo gráfico, toda la información capturada por el sistema de control en formato tabla o gráfico (5.26). 5 Fig. 5.27.- Software SCADA: Armónicos en un instante determinado medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 181 Fig. 5.28.- Software SCADA: Forma de onda en un instante determinado Dependiendo del equipo instalado en campo, el usuario puede incluso visualizar la descomposición armónica de las tensiones y corrientes en cada una de las fases (Fig. 5.27). Asimismo, el sistema es capaz de visualizar la forma de onda en tensión y corriente en cada período de captura del sistema (Fig. 5.28). El software permite también programar alarmas y visualizarlas, tal como se muestra en la Fig. 5.29 5 Fig. 5.29 - Software SCADA: Presentación de estado de alarmas medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 182 5.11 Resumen A lo largo de este capítulo hemos desarrollado una serie de conceptos relacionados con los equipos de medida, conceptos que han evolucionado desde el instrumento analógico, hasta analizadores de redes, basados en procesadores DSP, ciertamente sofisticados, que permiten al usuario la visualización en tiempo real del comportamiento de su instalación. Hemos visto que la tendencia actual en las instalaciones de cierta envergadura va hacia la sustitución de los múltiples instrumentos (voltímetros, amperímetros, fasímetros, etc.) por un solo instrumento de tipo digital de panel, el Analizador de Redes, cuyo concepto hemos intentado plasmar a lo largo de este capítulo. Este tipo de instrumentos suelen disponer de comunicaciones y por tanto son susceptibles de ser integrados en una red de comunicaciones junto con otros instrumentos, autómatas, controladores, etc., pudiéndose integrar por tanto en sistemas de control y supervisión de plantas industriales, gobernadas por uno o varios computadores a través de paquetes de software denominados SCADA. Para desarrollar este tipo de sistemas, es necesario un mínimo conocimiento de topologías de instalación y protocolos de comunicación, cuyos conceptos están desarrollados con mayor detalle en el capítulo 7 del presente libro. En otro orden de cosas, los instrumentos portátiles han evolucionado también hacia la tecnología digital y permiten también medir y registrar en memoria varios parámetros de manera simultánea, durante tiempos que pueden oscilar entre las veinticuatro horas o incluso hasta un mes. Los registros obtenidos pueden tratarse mediante paquetes de software dedicados, que facilitan la representación en forma gráfica y permiten ver la evolución de diversos parámetros. Todos estos instrumentos tienen como objetivo ampliar las posibilidades de supervisión en tiempo real de líneas e instalaciones. En la actualidad debemos ser conscientes del fuerte impacto que puede derivarse de anomalías en las instalaciones industriales y por ello es sumamente necesario, no solo hacer un mantenimiento ordinario, sino que el objetivo de todos estos sistemas es un correcto mantenimiento preventivo. Gracias a los paquetes de software que operan junto a estos equipos, es sumamente sencillo realizar informes que nos adviertan del estado de nuestras instalaciones. Podemos asimismo tener un control del consumo acontecido en cada una de las líneas donde se ha realizado la medida. 5 medida y registro de magnitudes eléctricas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 183 5.12 Referencias [1] Norma UNE-EN- 60044. Transformadores de medida. Partes 1 a 7. AENOR [2] Norma UNE-EN- 61010-1. Requisitos de seguridad de equipos eléctricos de medida, control y uso en laboratorio. Parte 1: Requisitos generales. AENOR [3] Norma UNE-EN- 60664-1. Coordinación de aislamiento en sistemas y redes de baja tensión. AENOR 5 medida y registro de magnitudes eléctricas 6 MEDIDA DE ENERGÍA Y CALIDAD DE SUMINISTRO 6.1 Introducción En el presente capítulo se tratarán todos los temas relacionados con los equipos homologados para la medida de energía. Los equipos homologados son los únicos aceptados oficialmente para la facturación de energía, ya sea importada o exportada. Estos equipos se ubican en los denominados puntos frontera entre dos empresas o entidades, por ejemplo la compañía distribuidora y el consumidor final de la energía. También se tratarán temas de tarificación y medida de la energía, y se dará una descripción de los diferentes agentes de mercado y de los conceptos básicos que comprende cualquier sistema de tarificación dentro de un mercado eléctrico de cualquier país. Por otro lado también se comentarán temas relacionados con la calidad de suministro, tales como los conceptos básicos de calidad, los parámetros a medir, así como las normas internacionales que los regulan. 6.2 Mercado eléctrico Se define como mercado eléctrico, el lugar en el que se encuentran la oferta y la demanda. Para un funcionamiento equilibrado de este mercado, es necesaria la existencia de unos agentes, que controlen y regulen su funcionamiento. Estos son los denominados agentes del mercado. En la mayoría de países, existen principalmente dos agentes o entidades, ya sean privadas o gubernamentales, que se encargan de operar el sistema eléctrico y de operar el mercado, es decir fijar el precio de venta de la energía. En el caso de España, éstos dos agentes son el operador del mercado y el operador del sistema: • El operador del mercado se encarga de la elaboración del programa diario de funcionamiento del sistema, casando las ofertas y las demandas que le llegan. Actualmente, desarrolla ésta función OMEL, Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español, S.A. • El operador del sistema garantiza la continuidad y la seguridad del suministro. Actualmente, se encarga de esta labor REE, Red Eléctrica de España, que se fundó para organizar todo lo relativo al transporte de electricidad. 6 En su concepto más amplio, la empresa REE tiene tres misiones fundamentales: • Ser el transportista de energía eléctrica de referencia en el sistema eléctrico español. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 186 • Ser el operador del sistema eléctrico, que significa ser el responsable de la gestión técnica del sistema para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico, y la correcta coordinación entre la producción y el transporte. • Ser el gestor de la red de transporte, que supone ser el responsable del desarrollo y ampliación de la red de transporte de tal manera que se garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes. Fig. 6.1 - Transporte de energía En esencia, sus funciones como gestor de la red de transporte consisten en desarrollar y ampliar las instalaciones de la red, realizar su mantenimiento y mejora bajo criterios homogéneos y coherentes, y gestionar el tránsito de electricidad entre sistemas exteriores que requiera el uso del sistema eléctrico español. Además, Red Eléctrica garantiza el acceso de terceros a la red, para que todos los agentes del sector puedan utilizarla en régimen de igualdad. La actividad de distribución es aquella que tiene por objeto principal la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo, ya sea en media o en baja tensión. Los distribuidores tienen la función de distribuir la energía, así como, construir, mantener y operar las instalaciones de distribución, además serán los gestores de las redes de distribución que operen. Como gestores de las redes serán responsables de la explotación, el mantenimiento y, en caso necesario, el desarrollo de su red de distribución, así como, en su caso, de sus interconexiones con otras redes, y de garantizar que su red tenga la capacidad para asumir, a largo plazo, una demanda razonable de distribución de electricidad. 6 Por otro lado, en el caso de España, existe otra entidad relacionada con el mercado de la energía, cuya misión es la de proteger los intereses de los consumidores y velar por la transparencia de todo el sistema. Esta entidad es la CNE, Comisión Nacional de Energía. Aparte de ésta última, las diferentes comunidades autónomas, tienen algunas competencias en la regulación del sistema eléctrico, en cada una de sus regiones. Por último, la Unión Europea, a través de Directivas y normativas legales, establece el marco general del sistema eléctrico en todos los países de la Unión. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 187 El proceso para llegar a fijar el precio de venta de la energía, consiste en que las empresas que generan electricidad, productores, hacen ofertas de venta de determinadas cantidades de electricidad a determinado precio, para cada una de las horas del día. Al mismo tiempo, algunos grandes consumidores, o indirectamente, a través de las empresas eléctricas distribuidoras, hacen ofertas de compra. El operador del mercado (OMEL en el caso de España) es el encargado de casar estas ofertas con las demandas. Fig. 6.2 - Curva de oferta y demanda La suma de las ofertas de compra configura una curva de demanda. Para cubrirla, se eligen las ofertas de venta más baratas, hasta satisfacer toda la demanda. El precio de la electricidad será el de la última oferta. Por lo tanto, el precio de la electricidad se obtiene a partir de lo que se llama la casación de la oferta y la demanda. Pero también tiene otros componentes, que se añaden al precio básico para formar el precio final que pagan los consumidores. Un factor que puede modificar el precio final, es el tipo de energía. Las energías denominadas limpias gozan de primas que influyen en el precio final. Otro factor que afecta al precio final son las garantías que ofrece un productor, en cuanto a la continuidad de servicio. 6 Es importante destacar que en algunos países, como es el caso de España, el mercado eléctrico se ha liberalizado, desapareciendo el denominado mercado regulado. La gran diferencia entre los dos tipos de mercados, es que en un mercado regulado el gobierno o la entidad designada por el gobierno, fija los precios de venta de la electricidad de todas las distribuidoras de energía. Por medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 188 el contrario en un mercado libre, los consumidores pueden elegir la empresa suministradora que deseen, en función de la calidad de suministro y el precio que ofrezcan. Este cambio de tipo de mercado, es un proceso que se implanta progresivamente, empezando por las empresas más grandes de mayor consumo, y termina con la integración de los consumidores de energía de menor potencia. 6.2.1 Mercado regulado En un mercado regulado, dónde el gobierno, o entidad designada por el mismo, fija los precios de venta de las distribuidoras de energía, el usuario final de la energía, no tiene más remedio que contratar el suministro, a la compañía distribuidora que está implantada en su zona, y que es propietaria de las redes de distribución. Fig. 6.3 - Estructura del mercado regulado El distribuidor debe pagar al transportista, por el uso de sus redes. Por otro lado liquida la energía consumida, en el denominado POOL, que es el lugar en el que todos los productores de energía venden la energía producida, y en función de la demanda, el operador del mercado, fija los precios de venta de la energía. En resumen, el flujo del dinero, sigue en sentido contrario al flujo de la energía. Cualquier tipo de cliente, para poder disponer de suministro de energía, tiene que contratarlo con la distribuidora de energía de su zona. 6.2.2 Mercado libre 6 En un mercado libre, aparece la figura del comercializador, cuya función es la venta de energía eléctrica a los consumidores o a otros sujetos del sistema. Éste no es el propietario de las líneas eléctricas de distribución, su principales misiones: son las de obtener contratos de usuarios finales, ofreciendo precios más bajos u otros servicios de valor añadido. Por otro lado, compra la energía en el POOL o directamente al productor (contratos bilaterales) y finalmente paga al trasportista o al distribuidor, por el uso de sus redes. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 189 Fig. 6.4 - Estructura del mercado libre La actividad de estas empresas comercializadoras, debe de estar regulada por el gobierno o entidad competente. En éste caso el flujo de la electricidad, que sigue siendo el mismo que en un mercado regulado, es diferente al flujo del dinero, debido a la aparición de la figura del comercializador. El usuario final de la energía, puede elegir libremente quien será su proveedor de energía, aunque la distribuidora de energía, propietaria de las líneas de distribución, seguirá siendo la misma. 6.3 Marco legal Los contadores de energía destinados a la facturación deben cumplir unos requisitos muy estrictos asociados a su correcta forma de medir. Hasta hace poco existían unas normativas propias de cada país, que cada centro homologado (en España por ejemplo el CEM - Centro Español de Meteorología) debía certificar. Desde hace algunos años la aparición de la Directiva Europea MID, ha permitido que la certificación en un único país de la CEE, sea válida para el resto, simplificando de forma notable los procesos necesarios para estar presentes en todo ellos. El objetivo de este punto es explicar cuáles son los puntos más importantes de la Directiva MID y de qué forma se aplica. La Directiva de instrumentos de medida (MID, Measuring Instruments Directive) 6 La directiva de instrumentos de medida (MID) 2004/22/EC entró en vigor el 30 de octubre de 2006. La MID es una Directiva europea que cubre un número de diferentes instrumentos de medición, incluyendo instrumentos de pesaje automáticos, surtidores de combustible, medidas de materiales, y contadores de energía. El objetivo de la MID es crear un mercado de instrumentos de medición en beneficio de fabricantes y, en última instancia de los consumidores homologados en toda la UE. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 190 La MID le permite a un fabricante obtener un certificado de aprobación válido en todos los países de la Unión Europea (UE). Además, la MID provee a los fabricantes de una serie de rutas de evaluación de conformidad para obtener la certificación y, con ello, el acceso al mercado europeo. 6.3.1 Ámbito de aplicación Esta Directiva se aplicará a los dispositivos y sistemas con funciones de medición como son los de instrumentos relativos a los contadores del agua, contadores de gas y dispositivos de conversión volumétrica, contadores de energía eléctrica activa, contadores de energía térmica, sistemas de medida para medir de forma continua y dinámica magnitudes de líquidos distintos del agua, instrumentos de pesaje de funcionamiento automático, taxímetros, medidas materializadas, instrumentos para medidas dimensionales y analizadores de gases de escape. 6.3.2 Precisión El fabricante deberá especificar el índice de clase del contador. Los índices de clase se definen como: Clase Precisión A 2.0 B 1.0 C 0.5 Tabla 6.1 - Índices de clase Los siguientes valores de tensión, frecuencia y factor de potencia corresponden a los intervalos dentro de los cuales el contador cumple los requisitos de errores máximos permitidos. Por lo tanto son las condiciones de funcionamiento del contador en el que la clase esta definida. Los intervalos son los siguientes: Parámetro Intérvalo Tensión Un (tensión nominal) 0,9 · Un ≤ U ≤ 1,1 · Un Frecuencia fn (frecuencia nominal) 0,98 · fn ≤ f ≤ 1,02 · fn El intervalo de PF será, como mínimo, desde cosφ = 0,5 inductivo hasta cosφ = 0,8 capacitivo. Tabla 6.2 - Intervalo de funcionamiento 6.3.3 Errores máximos permitidos 6 Los efectos de las distintas magnitudes sometidas a medición y de las distintas magnitudes de influencia (a, b, c, ...) se evalúan por separado, manteniendo relativamente constantes en sus valores de referencia todas las demás magnitudes sometidas a medición y de influencia. El error de medición no superará el error máximo permitido indicado en el siguiente cuadro y se calculará de este modo: medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Error de medición = 191 √ (a2 + b2 + c2 ...) Cuando el contador esté funcionando bajo una corriente de carga variable, el porcentaje de error no superará los límites de la tabla 6.3. Temperatura de funcionamiento -10 ºC ... +5 ºC -10 ºC ... +5 ºC -10 ºC ... +5 ºC ó ó ó +5 ºC ... +30 ºC +30 ºC ... +40 ºC Clase A B C A B C +30 ºC ... +40 ºC A B C +30 ºC ... +40 ºC A B C Contadores monofásicos o polifásicos si funcionan con carga equilibrada Imin ≤ I ≤ Itr 3,5 2 1 5 2,5 1,3 7 3,5 1,7 9 4 2 Itr ≤ I ≤ Imáx 3,5 2 0,7 4,5 2,5 1 7 3,5 1,3 9 4 1,5 1,7 9 4,5 2 Contadores polifásicos si funcionan con carga monofásica Itr ≤ I ≤ Imáx 4 2,5 1 5 3 1,3 7 4 Tabla 6.3 - Porcentajes de error permitidos La tabla anterior tiene como objetivo definir los límites de error dependiendo de la temperatura de funcionamiento. En la siguiente figura se representa el error máximo de un contador clase B en función de la temperatura. Fig. 6.5 - Límites de error clase B 6.3.4 Definiciones 6 Concepto Definición Un contador de energía eléctrica activa Dispositivo que mide la energía activa que se consume en un circuito I Intensidad de corriente eléctrica que circula a través del contador In Intensidad de corriente de referencia especificada para la que ha sido concebido el contador conectado a transformador. Imín Valor de corriente por encima del cual el margen de error se sitúa dentro de los errores máximos permitidos. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 192 Itr Valor de corriente por encima del cual el margen de error se sitúa dentro del más pequeño error máximo permitido correspondiente al índice de clase del contador. Imáx Valor máximo de corriente para el cual el margen de error se sitúa dentro de los errores máximos permitidos. U Tensión eléctrica suministrada al contador. f Frecuencia de la tensión suministrada al contador. fn Frecuencia de referencia especificada. PF PF, factor de potencia = cosφ = el coseno del angulo de fase φ entre I y U. Tabla 6.4 - Definiciones Visualización grafica de los conceptos asociados a la corriente para un contador clase B. Fig. 6.6 - Conceptos asociados a la corriente 6.3.5 Efecto de las perturbaciones de larga duración Las perturbaciones de larga duración no deben afectar a la precisión más allá de los valores críticos de cambio que se definen en la tabla 6.5, y que pueden llegar a provocar una degradación temporal o pérdida de funcionamiento de los cuales el contador se recobrará. En este caso la tabla define la variación del error que permite la MID con respecto del punto al que ha sido ajustado y verificado. 6 medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 193 Perturbación Valores críticos de variación (%) para los contadores de la clase A B C 1,5 1,5 0,3 Desequilibrio de tensión (aplicable sólo a los contadores polifásicos) 4 2 1 Contenido armónico en los circuitos de corriente 1 0,8 0,5 Secuencia de fase inversa C.C. y armónicos en el circuito de corriente 6 3 1,5 Ráfagas transitorias de corriente 6 4 2 Campos magnéticos, campo electromagnético HF, perturbaciones conducidas originadas por campos de radiofrecuencia, e inmunidad a ondas oscilatorias 3 2 1 Tabla 6.5 - Variación (%) del error 6.4 Tipos de contador Antes de entrar en profundidad en la descripción del contador, es necesario definir lo que se denomina tipos de cliente. Estas divisiones es necesario realizarlas, ya que en función del tipo de cliente, le corresponde un tipo de contador u otro. Estas divisiones, basadas principalmente en la potencia contratada, están directamente relacionadas con la clase de precisión y prestaciones que debe tener el equipo de medida. Las divisiones por tipos de cliente, que se plantean a continuación, corresponden al mercado español, regulado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto del 2007, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico español. En cada país las divisiones por potencias que plantea éste Real Decreto, pueden ser diferentes, aunque éstas pueden servir de referencia. Clientes tipo 1 • Consumo ≥ 10MW / Generación ≥ 12 MVA / Otros ≥ 5 GWh/año • Precisión energía activa ≤ 0.2S / reactiva ≤ 0.5 • Canal de comunicaciones RS-232 y óptico • Disponer de dispositivo de lectura remota • 6 maxímetros (período de 15 min.) • Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en curva de carga de 5 min.) • Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min y tiempo en que la tensión esta fuero de los límites) 6 • Precisión de los transformadores de medida: Tensión 0.2 / Corriente 0.2S Clientes tipo 2 • Consumo > 450kW / Generación ≥ 450kVA / Otros ≥ 750 MWh/año medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 194 • Precisión energía activa ≤ C / reactiva ≤ 1 • Canal de comunicaciones RS-232 y óptico • Disponer de dispositivo de lectura remota • 6 maxímetros (período de 15 min.) • Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en curva de carga de 5 min.) • Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites) • Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 0.5 / Corriente ≤ 0.5S Clientes tipo 3 • Consumo > 50 kW / Generación < 450 kVA • Precisión energía activa ≤ B / reactiva ≤ 2 • Canal de comunicaciones RS-232 y óptico (excepto fronteras cliente) • Disponer de dispositivo de lectura remota (excepto fronteras cliente) • 6 maxímetros (período de 15 min.) • Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias (período mínimo en curva de carga de 5 min.) • Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites) • Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 1 / Corriente ≤ 1 Clientes tipo 4 • Consumo ≤ 50 kW y > 15 kW • Precisión energía activa ≤ B / reactiva ≤ 2 • Puerto óptico de comunicaciones • 6 maxímetros (período de 15 min.) • Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva y potencias • Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites) • Precisión de los transformadores de medida: Tensión ≤ 1 / Corriente ≤ 1 • Posibilidad de ser integrado en el sistema de telegestión y telemedida Clientes tipo 5 • Consumo ≤ 15 kW / Generación ≤ 15 kVA • Precisión energía activa ≤ A / reactiva ≤ 3 • Puerto óptico de comunicaciones 6 • 1 maxímetro (período de 15 min.) • Registrador: 6 tramos de energía activa, reactiva • Curva de carga: Energía Activa y Reactiva min. 3 meses medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 195 • Registro adicional de parámetros de calidad (nº y duración de interrupciones ≥ 3min y tiempo en que la tensión esta fuera de los límites) • Integrado en un sistema de telegestión y telemedida (lectura, parametrización, control de potencia) En resumen, en cualquier mercado es necesario realizar divisiones, ya sea por tipos de cliente, por potencias o clases de precisión, con el objetivo de poder encajar las prestaciones del contador a las necesidades del usuario final de la energía. En los diferentes tipos de clientes que se han definido en éste apartado, en todos ellos el contador de energía no puede ser otro que un contador multifunción. En el siguiente apartado se detallan algunas de las formas más habituales que se utilizan para la medida de tensión y corriente. En el apartado 6.6, se desarrolla el concepto de un contador multifunción, en cuanto a cuales son sus características y principales funcionalidades. Respecto a los contadores que denominamos tipo 5, hacer mención al importante reto que tienen, principalmente las distribuidoras de energía, pero también los fabricantes, sobre al cambio de todo el parque de contadores, principalmente mecánicos, por contadores electrónicos con capacidad de telegestión. Este es un reto que algunas eléctricas de diferentes países ya han empezado, y supone un gran cambio tanto para la compañía distribuidora como del usuario final, ya que el sistema puede permitir a la distribuidora conectarse al contador del usuario final. Para tener una referencia puede tener contratados 4,4 kW, leer el contador, y gestionar el suministro, reduciendo la potencia contratada o cortando y reconectando el suministro. Para completar la información sobre éste sistema de telegestión, véase el apartado 6.8. 6.5 Parámetros que mide un contador de energía Los contadores mecánicos que durante muchos años han sido los líderes indiscutibles de la medida de la energía eléctrica, nos han aportado una información muy básica, aunque durante muchos años suficiente. Originalmente mediante complejos sistemas mecánicos, ya fuesen indicadores circulares, dígitos secuenciales o cualquier otra forma, nos han proporcionado información sobre el consumo de energía activa y posteriormente, sobre el consumo de energía reactiva. 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.7 - Contadores tipo Ferraris Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 196 Con la llegada de los contadores estáticos, también llamados contadores electrónicos, se abre la posibilidad de dar un importante salto en cuanto a la información que son capaces de calcular. El hecho de introducir un sistema de medida electrónico que permita mediante la captura de muestras de las señales de tensión y corriente, calcular un amplio grupo de parámetros eléctricos, es sin duda un salto tecnológico. Antes de comentar cuales son las variables que puede medir un contador es importante conocer de que distintas formas se puede medir la tensión y la corriente, y que ventajas e inconvenientes presenta cada una de ellas. 6.5.1 Medida de la tensión Para la medida de la tensión, en la mayoría de las ocasiones, el objetivo es dividir la tensión de la red 230 Vac y reducirla a una tensión mucho más pequeña que sea directamente medible por un procesador. En la mayoría de las ocasiones del orden de voltios. Fig. 6.8 - Contadores antiguos En alguna ocasión, dependiendo de si el contador también dispone de canales de comunicaciones, se puede plantear la opción de que la referencia de la medida de la tensión esté aislada de la red, en este caso al divisor se le puede añadir un transformador de aislamiento. Contador con la medida de la tensión aislada: 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.9 - Con medida de tensión aislada Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 197 6.5.2 Medida de corriente Los contadores utilizan elementos de medida que convierten la corriente en una tensión proporcional (para más información, ver capítulo 5). A continuación veremos los distintos sistemas que utilizan los contadores de energía y cuales son las principales ventajas e inconvenientes. 6.5.2.1 Transformador de medida Es un elemento por el cual se hace pasar la corriente de la fase. Mecánicamente consiste en un núcleo magnético con un devanado que entrega una corriente proporcional a la que circula por la fase que mediante una resistencia de carga se transforma en una tensión. Fig. 6.10 - Transformadores de medida 6.5.2.2 Sistema de medida con Shunt Consiste en un elemento resistivo que se intercala en el circuito de corriente y que nos da una tensión proporcional a la corriente que circula por la fase. Fig. 6.11 - Medida con Shunt 6 6.5.2.3 Sondas de efecto Hall Son parecidas a los transformadores de corriente pero sin nucleo, por lo tanto una de las ventajas es que el coste es mucho más competitivo. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 198 6.5.2.4 Sondas gradiométricas Son bobinas que se integran en el circuito impreso y que generan una pequeña señal proporcional a la corriente. La principal ventaja es que a diferencia del resto de opciones, no es necesaria su integración mecánica en el contador ya que puede formar parte del propio circuito en el que se monta la electrónica. Tabla comparativa Tipo de sonda Ventajas Inconvenientes Transformador La medida está aislada. Es capaz de medir corrientes muy bajas. El coste es el más elevado de los distintos sistemas. Shunt El coste es muy competitivo. Es muy fácil de adaptar mecánicamente La medida no está aislada. Auto-calentamiento a corrientes elevadas. Gradiométricas Coste muy competitivo Trabaja con corrientes muy pequeñas que necesitan mucha amplificación. Tabla 6.6 - Tabla comparativa de soluciones en la medida de corriente Con las formas de medir la tensión y la corriente que hemos visto, el contador electrónico muestrea ambas señales y realiza todos los cálculos necesarios para obtener los parámetros eléctricos. Fig. 6.12 - Muestra de tensión y corriente Para el cálculo de las potencias es necesario hacer operaciones con las muestras de tensión y de corriente, en el caso de la potencia activa consiste en multiplicar las muestras de tensión por las de corriente. 6 medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 199 Fig. 6.13 - Cálculo de potencia En el caso de la potencia reactiva es necesario desplazar la corriente 90º antes de multiplicar las muestras. Para ello se utiliza la transformada de “Hilbert” que es un algoritmo matemático que permite desplazar las muestras manteniendo la influencia de los armónicos. Fig. 6.14 - Transformador de Hilbert Los principales parámetros que mide el contador son los siguientes: Grupo 6 Parámetros Energías Activa (kWh), Reactiva (kvarh) Potencias Activa (kWh), Reactiva (kvarh), Aparente (kVA) Parámetros eléctricos Tensión (V), Corriente (A), Frecuencia (Hz), Factor de potencia medida de energía y calidad de suministro Tabla 6.7 - Parámetros que mide el contador Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 200 6.6 Contadores multifuncion A diferencia de los contadores mecánicos, los contadores estáticos, o popularmente denominados electrónicos, son contadores multifunción, que como su propio nombre indica, son un equipos compactos que integran diferentes funciones: contador, registrador, tarificador, maxímetro y módulo de comunicaciones. En los siguientes apartados, se detalla cada una de las funciones que puede realizar un contador multifunción. 6.6.1 Contador de energía La función de contador, es la necesidad básica que se requiere de un contador de energía. Mediante la medida de tensión e intensidad, el equipo es capaz de medir la energía. La mayoría de los contadores multifunción, son contadores combinados, lo que significa es que miden tanto energía activa como energía reactiva. La energía activa, debe ser acumulada en dos totalizadores diferentes según su sentido, es decir, un contador para la energía activa importada (consumida) y otro contador para la energía activa exportada (generada). Sobre la energía reactiva, el contador, no solamente tiene que ser capaz de separar la importación de la exportación, sino que tiene que dividirla por cuadrantes. En la figura que sigue, se pueden identificar cada uno de los cuadrantes, y tipos de energías reactivas que debe separar el contador. Fig. 6.15 - Cuadrantes de energía En resumen, un contador combinado multifunción, debe de ser capaz de medir como mínimo seis tipos de energía: • Energía activa entrada (unidades: kWh) • Energía activa salida (unidades: kWh) 6 • Energía reactiva Q1 (unidades: kVArh) • Energía reactiva Q2 (unidades: kVArh) • Energía reactiva Q3 (unidades: kVArh) • Energía reactiva Q4 (unidades: kVArh) medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 201 Véase apartado 6.5 y el capítulo 5, para conocer como el contador mide los parámetros eléctricos, para llegar a contar y registrar los diferentes tipos de energía. 6.6.2 Registrador Durante muchos años, el registrador, era un dispositivo separado del contador de energía, cuya función era la de registrar los datos horarios de las energías medidas por el contador. En la actualidad los contadores multifunción integran el registrador. La misión de un registrador, es la de almacenar registros de energía con una periodicidad fijada. En el caso de España, los registradores tienen que tener una profundidad de registro de cómo mínimo 4.000 registros. Ésta capacidad puede ser duplicada, dependiendo del tipo de suministro o cliente. Actualmente los contadores multifunción, se programan con períodos de 60 minutos, lo que lo convierte en la denominada curva de carga horaria. Si el equipo tiene que disponer de un segundo registro de energías, éste se programa con una periodicidad de 15 minutos, y es la curva cuarto-horaria. Las energías que se registran en éstas curvas de carga, son las 6 energías descritas en el apartado anterior (6.6.1). A continuación, se muestra a modo de ejemplo, una curva de carga horaria descargada de un contador de energía. Etiqueta tiempo kWh + kWh - kvarh Q1 kvarh Q2 kvarh Q3 kvarh Q4 01:00 27/02/09 Invierno 143155 0 7174 0 0 9616 02:00 27/02/09 Invierno 143639 0 7213 0 0 9616 03:00 27/02/09 Invierno 144123 0 7270 0 0 9616 04:00 27/02/09 Invierno 144424 0 7326 0 0 9616 05:00 27/02/09 Invierno 144546 0 7378 0 0 9619 06:00 27/02/09 Invierno 144913 0 7388 0 0 9631 07:00 27/02/09 Invierno 145391 0 7388 0 0 9664 08:00 27/02/09 Invierno 145842 0 7392 0 0 9704 09:00 27/02/09 Invierno 145846 0 7393 0 0 9716 10:00 27/02/09 Invierno 145850 0 7397 0 0 9723 Tabla 6.8 - Curva de carga horaria En éste ejemplo de curva de carga, se puede observar que no hay valores en las columnas de kWh -, Q2 y Q3. Esto es porque el punto de medida solamente es de importación, es decir solo hay consumo de energía. 6 El registrador de un contador multifunción, también puede tener la capacidad de almacenar, eventos y cierres de facturación. Los eventos, son sucesos que tiene el contador, tales como cambios en la programación, fallos de tensión, incidencias en comunicaciones, etc. Por otro lado, los denominados cierres de facturación, son registros mensuales de las energías y maxímetros tarificados, registrados durante un período de tiempo (des del anterior cierre de facturación) medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 202 6.6.3 Tarificador La función de tarificador, es la capacidad de discriminar por tarifas, un único consumo de energía. Los contadores con la función de tarificador, tienen la capacidad de programar un calendario con una discriminación tarifaria. En este calendario se definen unas temporadas, que pueden ser por ejemplo invierno y verano. También se definen unos perfiles diarios, que se asignan a las temporadas definidas. De ésta forma el contador es capaz de discriminar la energía por tarifas, variando la discriminación, en función del día del año y de la franja horaria dentro de cada perfil de día. En el mercado eléctrico español, es de obligatorio cumplimiento que los contadores de energía dispongan de hasta 3 calendarios programados, o lo que en el contador se denomina contratos. El resultado final es que la misma energía medida en un punto, se puede tarificar de tres formas diferentes. 6.6.4 Maxímetro El maxímetro es el parámetro que utiliza la compañía eléctrica para la facturación del término de potencia. El maxímetro da la potencia instantánea promediada durante un período de tiempo. La máxima demanda, es un valor programable en cuanto a su período de integración, y aunque normalmente el parámetro eléctrico que se asigna al cálculo de la máxima demanda, es la potencia activa (kW), en algunos casos la variable asignada es la potencia aparente (kVA). En la siguiente gráfica, se representa, para un período de 15 minutos, la potencia instantánea en kW. El contador de energía, durante estos 15 minutos, almacena temporalmente los valores de las potencias instantáneas de este período. Al final del mismo, realiza un promedio de los valores registrados. Este promedio es el valor de la máxima demanda para éste período, que en éste caso sería aproximadamente de 300 kW. 6 Fig. 6.16 - Gráfica de potencia Si el contador multifunción es tarificador y maxímetro, dispondrá de tantos valores de máximas demandas como tarifas programadas, ya que dispone de registros medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 203 de maximetros independientes para cada franja tarifaria, así como un valor total que será el mayor de todas las máximas tarificadas. 6.6.5 Módulo de comunicaciones Todos los contadores multifunción, disponen de cómo mínimo un puerto óptico, por el que se puede además de programar, descargar toda la información que almacenan. Además, y según los modelos y variantes de cada fabricante, puede incorporar puertos serie eléctricos. En el caso del mercado español, los contadores trifásicos, deben disponer de cómo mínimo, un puerto óptico y un serie, adicionalmente se puede ampliar con un segundo puerto serie o Ethernet, para que el usuario final pueda descargar los datos, o bien por integrarlo dentro de un sistema de control energético tipo SCADA. En algunas ocasiones, el soporte físico de las comunicaciones es la propia red, dando lugar a los comunicaciones PLC Power Line Communications). 6.7 Comunicaciones y protocolos Durante muchos años la única forma posible de obtener información de los contadores fue la lectura manual del indicador mecánico. Con la introducción de los contadores estáticos basados en el diseño electrónico, apareció la posibilidad de introducir un interface óptico que permitía con la ayuda de un cabezal externo, la lectura de algunos parámetros eléctricos, y finalmente, la disponibilidad de canales RS232, RS485 e incluso Ethernet han hecho que los contadores dejen de ser un elemento aislado y pasen a ser un nodo más de una red de comunicaciones. Fig. 6.17 - Comunicación con el contador Con la aparición de la posibilidad de captar información del contador mediante un canal de comunicaciones cada fabricante empezó a trabajar con protocolos propios ya que en la fase inicial no existía ningún estándar aplicable. 6 Con el paso del tiempo empezaron a aparecer protocolos estándar que permitieron que contadores de diferentes fabricantes pudieran utilizar un mismo lenguaje de comunicación. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 204 A continuación comentaremos los protocolos más importantes que se están utilizando en la actualidad, aplicados en los contadores de energía. 6.7.1 IEC 61107 Anteriormente llamado IEC1107, es un documento internacional estándar que describe un protocolo extensamente usado para leer contadores de facturación en la Unión Europea. El IEC 61107 se considera reemplazado por el IEC 62056, pero se sigue utilizando porque es simple y muy aceptado. Envía datos en ASCII utilizando un puerto serie. Los medios de comunicación físicos son con modulación de la luz, enviados con un diodo LED y recibidos con un fotodiodo, o un par de cables, por lo general un RS-485. El protocolo sólo permite enviar o recibir, y no puede trabajar de forma simultánea. Esta norma es la que define como ha de ser el hardware de la conexión óptica. 6.7.2 IEC 60870-5-102 El IEC 60870-5-102 es un protocolo estándar internacional, publicado por el IEC al principio de los años 90. Permite la comunicación entre una unidad central y varios contadores de energía. El protocolo está basado en la arquitectura EPA (Enhanced Performance Architecture) y define sólo la capa física, la de enlace y la de aplicación de modelo OSI. El IEC 60870-5-102 se usa básicamente, con medios de transmisión lentos. Cuando en el mercado español empezaron a aparecer contadores trifásicos electrónicos, cada fabricante decidió incorporar al equipo el protocolo que en aquel momento consideró adecuado, algunos de ellos incluso propietarios del fabricante. Frente a esta circunstancia, REE como responsable de la lectura remota de los contadores destinados a los grandes consumidores, decidió intentar corregir esta situación y propuso este estándar para la lectura de los contadores. Como resultado de aquella propuesta aparecieron diferentes fases: • En una primera fase se incorporó a todos los contadores trifásicos instalables en España el protocolo IEC 870-5-102 para la lectura de aquellos parámetros que necesitaba REE para controlar el balance energético. • En una segunda fase la compañías eléctricas, trabajando de forma conjunta definieron una segunda parte que les permitiera configurar todos los equipos de la misma forma. El resultado fue que se definieron los comandos necesarios para que las tarifas, el control de los cierres, las potencias contratadas, etc, se pudieran programar de la misma forma. 6 • En una tercera fase se definieron una serie de parámetros asociados a la calidad de la tensión de la red y los comandos necesarios para su configuración y lectura. 6.7.3 DLMS medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 205 El DLMS (Device Language Message specification) es un lenguaje abstracto universal para la estandarización de la comunicación de medida dentro de IEC. DLMS es un estándar abierto y ha sido publicado como IEC 61334-4-41. DLMS esta abierto a otros tipos de contadores diferentes a los de energía eléctrica como los de gas, calor, agua etc. Objetivos del DLMS • Compatible: Uno de los objetivos es garantizar la interoperabilidad de los equipos de diferentes fabricantes. • Independiente: DLMS es independiente del medio de comunicación utilizado y garantiza la interoperabilidad de contadores de diferentes fabricantes en sistemas de comunicación multimedia y aplicaciones multifuncionales. • Expandible: DLMS facilita la ampliación de los sistemas existentes. No es necesario adoptar posteriores equipos de comunicación. Esto se traduce en menores costes generales y configuración de los sistemas más simple. El DLMS es uno de los protocolos cuyo uso se está extendiendo no sólo por toda Europa, sino por el resto del mundo. El hecho de que se haya publicado una IEC como estándar abierto ha facilitado que muchas compañías eléctricas hayan basado en el sus proyectos de telegestión. 6.8 Gestión de la demanda Los contadores que cumplen con la especificación de sistema de telegestión actualmente integran lo que se conoce como un elemento de corte. Este dispositivo permite de forma remota controlar el suministro. 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.18 - Elemento de corte integrado Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 206 Existen dos grandes funciones asociadas a este elemento: La primera consiste en la posibilidad de que de forma remota (utilizando la propia red eléctrica como medio de comunicaciones), el contador reciba la orden de cortar el suministro de usuario final y posteriormente de reponerlo. Fig. 6.19 - Gestión remota de la demanda Esta posibilidad permitirá a las compañías eléctricas cortar el suministro de forma remota en los siguientes casos: • Por impago: En caso de que el usuario final no abone los recibos correspondientes, y después de seguir todos los pasos que legalmente están definidos, será posible cortar el suministro y reponerlo posteriormente sin necesidad de desplazarse al domicilio. • Por seguridad: Si se supera el factor de simultaneidad de carga con el que están dimensionados los transformadores de los centros de transformación, será posible desconectar algunos abonados antes de que se produzca una situación crítica. 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.20 - Control total de la demanda Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 207 Otra posible situación sería que frente a la imposibilidad de aumentar la capacidad de generación frente a un pico de demanda, la única posibilidad por parte de la compañía eléctrica sea desconectar cargas domésticas de forma controlada evitando de esta forma el colapso eléctrico. La otra función del elemento de corte es limitar la potencia consumida por el usuario. En la mayoría de los entornos domésticos existen dispositivos mecánicos cuya función es limitar la potencia consumida. En el futuro serán los propios contadores los que integren esta función aportando las siguientes ventajas: • En el caso de que se supere la potencia contratada el contador desconectará el suministro y el usuario deberá desconectar algunas cargas hasta estar por debajo del máximo contratado. En este caso el contador utiliza su “Sistema de reconexión por detección de circuito abierto” y en cuanto detecte que el usuario ha abierto y ha vuelto a cerrar el interruptor general, de forma automática repondrá el suministro. En el caso de que no hayan desconectado las cargas sobrantes, después de ejecutar la maniobra de seguridad, el contador volverá a abrir el circuito, cortando el suministro. Fig. 6.21 - Sistema de reconexión • Otra de las ventajas que aporta este sistema es que la potencia máxima es configurable remotamente en el caso del sistema de telegestión, lo que permite dar respuesta a una petición de ampliación de potencia sin necesidad de desplazarse hasta el domicilio. • Por último tenemos la posibilidad de programar una consigna del límite de potencia para cada una de las tarifas, por lo tanto, este mecanismo nos puede permitir adecuar las posibilidades de generación con los límites de consumo. 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.22 - Control de potencia por tarifas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 208 6.8.1 Gestión pasiva de la demanda La idea de la gestión pasiva es dar información al usuario final acerca de cuál es su consumo real en cualquier momento y su influencia en las emisiones de CO2. Otra posibilidad es dar información a los usuarios acerca de tarifas más económicas con la idea de gestionar mejor su demanda. Fig. 6.23 - Gestión pasiva de la demanda 6.8.2 Gestión activa de la demanda Podemos introducir un dispositivo capaz de conectar y desconectar las cargas domésticas no críticas, por ejemplo la lavadora, el lavavajillas, etc. Por lo tanto dependiendo de la tarifa o dependiendo de la capacidad de generación de energía será posible decidir de forma automática como distribuir el consumo de energía. Fig. 6.24 - Gestión activa de la demanda 6.9 Funciones adicionales Los contadores mecánicos han tenido durante muchas décadas como única misión proporcionar una medida fiable de la energía. Actualmente con la incorporación de la electrónica es posible disponer de una serie de funciones que aportan un valor añadido a la gestión del contador. 6 Estas funciones adicionales están asociadas a la posibilidad por parte del contador de gestionar módulos de entradas y de salidas. A continuación veremos algunas de las funciones más típicas asociadas a estos módulos especiales. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 209 6.9.1 Módulos de entradas Existen algunas instalaciones en las que están montados elementos mecánicos que indican por ejemplo la tarifa activa (reloj tarifario), o bien el sincronismo para el periodo de cálculo de la máxima demanda, etc. Para poder seguir usando estos dispositivos externos, en los contadores estáticos podemos encontrar entradas digitales para su gestión. Fig. 6.25 - Módulos de entradas Existen contadores de gas y agua que emiten pulsos proporcionales al consumo. El contador puede disponer de entradas que permitan contabilizar estos impulsos, de forma que el contador se puede convertir en un concentrador de medidas del entorno doméstico y acumular información sobre el consumo de energía, gas y agua. 6.9.2 Módulos de salidas El contador puede incorporar salidas que den impulsos proporcionales al consumo de energía. Es posible asociar a cada una de las energías que acumula el contador una salida independiente de impulsos. Una de las posibles aplicaciones de estos pulsos es la centralización de la información proveniente de varios equipos, y luego mediante un canal de comunicaciones es posible hacer una lectura remota de esta información. 6 medida de energía y calidad de suministro Fig. 6.26 - Módulos de salidas Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 210 Otra posible aplicación de las salidas son como indicadores de las tarifas. Se puede asociar el estado de los relés de salida a la conexión de circuitos que sólo deben funcionar cuando determinadas tarifas están activas, por ejemplo, podemos esperar a una tarifa tipo valle para conectar cargas que no son críticas. 6.10 Calidad de suministro 6.10.1 Introducción a la medida de calidad El consumo eléctrico existe gracias a un conjunto de agentes que intervienen a lo largo de todo un proceso. Empezando por la generación, pasando por el transporte y la distribución, hasta llegar al consumo final, la electricidad sufre una serie de alteraciones que en ocasiones afectan de forma considerable. Las compañías eléctricas encargadas de realizar la distribución de energía eléctrica se encargan de garantizar que la tensión suministrada cumpla con una serie de parámetros, los cuales pueden variar en función de la zona geográfica. Las cargas conectadas a las redes de distribución son muy distintas, y a medida que evoluciona la tecnología, muchas de las cargas también varían y afectan a la estabilidad del conjunto de la red de distribución. Las industrias utilizan cada vez procesos más sofisticados en los que hay más elementos de control, automatización y regulación, que permiten realizar procesos de forma más automática y ser más competitivos. Generalmente, estas cargas tienen una gran sensibilidad a las variaciones de tensión, ante las cuales provocan malos funcionamientos y problemas críticos en los procesos. Por otro lado, cada vez más las empresas invierten en medir y controlar la calidad del suministro eléctrico para evitar unos costes asociados generalmente a procesos productivos. Se hace imprescindible controlar no solo los costes asociados a las faltas de continuidad del suministro, sino también los asociados a la falta de calidad del suministro. Es de vital importancia supervisar el buen funcionamiento de la instalación y de los equipos conectados a esta, así como realizar una correcta gestión energética para evitar excesos de consumo innecesarios. 6 La globalización de los mercados, hace también que los diferentes interlocutores implicados en los procesos de la generación, el transporte y el consumo de energía eléctrica, tengan la necesidad de hablar en los mismos términos para afrontar los nuevos retos futuros que implican una optimización tanto de las redes de distribución como de las instalaciones eléctricas. Por este motivo, las normativas actuales hacen mucho énfasis en utilizar elementos que midan conforme a una serie de criterios determinados para facilitar así la interpretación de toda la información. La medida en distintos puntos de las redes de distribución hace indispensable disponer de equipos que aseguren por un lado una validez absoluta en la medida, y por otro lado una robustez contrastada, al encontrarse en entornos complejos. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 211 Estos equipos son los equipos de referencia para compañías eléctricas de todo el mundo en entornos y redes de distribución muy distintas. Al mismo tiempo, las empresas operan cada vez de forma más habitual en un entorno global, que obliga a que sean más competitivas y optimicen sus procesos. Para ello se hace indispensable analizar y estudiar las perturbaciones eléctricas que afectan a los procesos productivos de las empresas con el objetivo de mejorar e inmunizar las instalaciones. 6.10.2 Normativa Relativo a los analizadores de calidad de suministro, tanto en como tienen que medir como en que tienen que registrar, existen principalmente 2 normativas a nivel europeo, y son: IEC-61000-4-30 y EN 50160 Por otro lado, en el caso de España, existen decretos que publica el gobierno y que regulan, entre otros temas, los índices de calidad zonal o los tiempos medios de interrupción. Todos éstos parámetros se deben registrar, ya no por el usuario final, si no que la responsabilidad recae sobre la distribuidora de energía, que debe de presentar sus índices de calidad al departamento de Industria. El Real Decreto 1955/2000, habla establece una serie de criterios ligeramente distintos de los que establece la norma EN 50160. Por ejemplo la EN 50160, entiende por interrupción de alimentación cuando la tensión en los puntos de suministro no supera el 10% de la tensión declarada. También define como interrupción de larga duración, cuando ésta es superior a 3 minutos y breve cuando es igual o inferior a 3 minutos. En el RD 1955/2000, define que los límites máximos para variaciones de tensión de alimentación a los consumidores finales deberán ser inferiores al 7% de la tensión de alimentación declarada en lugar del +/- 10% que es lo que establece la norma UNE-EN 50160. 6.10.2.1 IEC-61000-4-30 6 Una de las normativas internacionales más exigentes que existen actualmente es la normativa IEC-61000-4-30, que especifica cómo los analizadores de calidad de suministro deben realizar las medidas de todo un conjunto de parámetros. Dentro de esta normativa, se diferencian 3 clases: A, B y S. Clase A se reserva a aquellos equipos de más precisión y más prestaciones, los cuales deben cumplir de forma muy rigurosa con una metodología de medida, y deben tener una elevada precisión en todos los parámetros que miden. Aquellos equipos certificados con la precisión clase A de esta normativa, son utilizados como elementos patrones y pueden ser usados llegado el caso a resolver cualquier tipo de disputa. CIRCUTOR, dispone de la gama de analizadores de calidad QNA serie 400, que cumplen con estas exigentes normativas, siendo en instalaciones muy diversas los patrones de medida utilizados. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 212 El registro de valores históricos permite conocer la evolución y la tendencia de la tensión suministrada y la potencia consumida en la instalación eléctrica, permitiendo además identificar anomalías que interfieran en el óptimo rendimiento de las máquinas y sistemas conectados a la red. Además del registro de los diferentes parámetros de calidad en tensión, hay modelos de analizadores que son capaces de medir corriente, por lo que disponen de todos los parámetros eléctricos, tales como potencias, energías, factores de potencia, THD en corriente, etc. Cualquier evento de tensión es perceptible de ocasionar funcionamientos inadecuados en cierto tipo de equipos electrónicos. Registrando estas incidencias según la normativa de calidad de red IEC-61000-4-30 Clase A, permite identificar con exactitud las causas de las averías y tomar así las medidas correctoras necesarias para minimizar los costes asociados a la productividad. 6.10.2.2 EN-50160 La normativa de calidad de suministro a nivel europeo se conoce con el nombre de EN 50160. La adaptación a nivel español es la norma UNE-EN50160. La norma UNE-EN 50160 establece unas condiciones para los registros analizados de tensión eficaz, flicker y armónicos. En cuanto a tensión eficaz, éstos registros serán promedios de 10 minutos registrados a lo largo de una semana. De estos registros, un 95% deben estar entre el +/- 10% de la tensión nominal. Una sobretensión no está definida con márgenes en la norma UNE-EN50160 y en cuanto al tiempo de duración tan solo se comenta que la duración es relativamente larga cuando se trata de una sobretensión temporal a frecuencia industrial. Un hueco de tensión se entiende como una reducción de la tensión entre el 90% y el 1% de la tensión declarada durante un tiempo comprendido entre 10 ms y 1 minuto. Por último, se considera interrupción cuando la tensión baja del 1% del valor nominal. Además existen varios tipos de interrupciones: Programadas: cuando el usuario es informado antes que se produzca Accidental: causada por fallos transitorios normalmente ocasionados por eventos externos. Las interrupciones accidentales se clasifican en: • De larga duración: > de 3 minutos 6 • De corta duración: ≤ de 3 minutos En cuanto a flicker, existen dos términos, el pst y el plt. El promedio durante 10 minutos de estos valores eficaces es el conocido como Pst. Se considera que el flicker es perceptible por el ojo humano cuando el Pst > 1. medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 213 Por otro lado tenemos el Plt, que no es más que el “Índice de perceptibilidad para tiempos largos”. Este valor se obtiene de promediar durante 2 horas (es decir 12 valores) de Pst. La norma UNE-EN 50160 establece que el Plt debe ser ≤ 1 para el 95% de tiempo de registro (1 semana). En lo que a armónicos se refiere, a continuación se muestra una tabla en la que se establecen los valores máximos para cada orden de armónico en tensión hasta el armónico 25 que es hasta donde establece la norma. Además el 95% de los valores promedio de cada tasa individual debe estar por debajo de los valores especificados en la tabla. Armónicos impares No múltiplos de 3 Orden Tensión relativa Armónicos pares Múltiplos de 3 Orden Tensión relativa Orden Tensión relativa 5 6% 3 5% 2 2% 7 5% 9 1,5 % 4 1% 11 3,5 % 15 0,5 % 6...24 0,5 % 13 3% 21 0,5 % 17 2% 19 1,5 % 23 1,5 % 25 1,5 % Tabla 6.9 - Valores máximos para cada orden de armónico. En cuanto al THD, éste debe ser inferior o igual al 8% incluyendo los armónicos hasta orden 40. 6.11 Resumen En el presente capítulo sobre la medida eléctrica se han abordado temas relacionados con los contadores homologados y la calidad de suministro. Se han comentado temas relacionados con el mercado eléctrico y el marco legal que lo regula, así como del contador de energía, desde como mide la energía internamente hasta los parámetros que almacena en memoria y los descarga mediante diferentes protocolos de comunicaciones. Por último también se han comentado temas relacionados con la calidad de suministro, tanto de los parámetros que persigue la calidad de suministro, como de la normativa europea que lo regula. 6 Como conclusiones a éste capítulo, podríamos decir que el contador es un equipo que durante muchos años no había evolucionado, pero dentro de los 15 últimos años, ha experimentado el cambio de los contadores mecánicos a los contadores estáticos o electrónicos. Los contadores actuales son equipos electrónicos, que medida de energía y calidad de suministro Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 214 incorporan un microprocesador que permite convertirlos en equipos multifunción, con diferentes posibilidades en comunicaciones, que hace que pueda llegar a ser un analizador de red más, dentro de un sistema de gestión energético, hecho que hace algunos años, era totalmente impensable. 6.12 Referencias http://www.unesa.net http://www.omel.es http://www.ree.es http://www.energiaysociedad.es http://www.mityc.es/ http://www.cne.es http://www.dlms.com Doc: Directiva Europea 2004-22-CE Doc: UNE-EN 50470-3-2007.pdf Doc: UNE-EN 50470-1-2007.pdf Doc: Real Decreto 1110/2007 6 medida de energía y calidad de suministro 7 HERRAMIENTAS DE MEDIDA Y ANÁLISIS DE LA RED ELÉCTRICA 7.1 Introducción Como ya adelantábamos en el capítulo 5, la instalación de analizadores de redes eléctricas de tipo fijo es cada vez más frecuente. Dichos analizadores se encuentran presentes desde las celdas de media tensión en subestaciones y centros de transformación, pasando por los cuadros generales de acometida y cuadros de distribución en baja tensión. El propio contador de energía suele incluir un analizador de red, aparte de las funciones propias para la medida y tarificación de la energía. Los beneficios que cada usuario busca obtener con la instalación de los analizadores de redes son de diferente índole, aunque los objetivos de todos ellos suelen ser de dos tipos: • Necesidad de disponer de datos de explotación de una manera regular en el tiempo. Estos datos son del tipo perfil de consumo de potencia activa, consumo de energía reactiva, consumos por secciones, etc. • Necesidad de disponer de datos registrados en caso de producirse alguna incidencia en el suministro. Estos datos son clave en el diagnóstico de averías y en la planificación de mantenimiento preventivo Hasta el presente, cuando ha tenido lugar la proliferación de instrumentos electrónicos basados en microprocesador, la recopilación de datos de explotación de las instalaciones eléctricas industriales y/o comerciales se realizaba de manera manual, e incluso podríamos decir que casi artesanal. Los datos que más frecuentemente se recogían eran muy básicos, tales como: Valores de la tensión, energías activa y reactiva y cos φ. Todo ello con el fin de controlar básicamente tres cosas: La calidad de suministro, los consumos y posibles penalizaciones por reactiva. Lógicamente la recopilación manual de dichos datos es costosa, poco sistemática y propensa a error y además la calidad de la información es pobre, poco precisa y mucho menos instantánea. Precisamente, de la necesidad de disponer de información actual y precisa, nacieron los primeros analizadores de redes con comunicación incorporada, pudiéndose conectar en red, donde pueden actuar como sistemas “master” con recogida de datos o como esclavos dentro de un bus de comunicación y siendo leíbles (tele-lectura) desde un sistema maestro que comparte el mismo “lenguaje”, o mejor dicho, el mismo protocolo de comunicación. 7 Las redes iniciales eran muy rudimentarias y relativamente aisladas por el hecho de que cada fabricante tenía su propio protocolo de comunicación. Esto ha evolucionado hacia diferentes sistemas de comunicación estándar, comunicables “todos con todos”, donde cada instrumento o grupo de instrumentos aporta diferentes valores , según las necesidades(velocidad de captura, capacidad comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 216 de almacenaje de datos, velocidad de comunicación, etc.), aunque el concepto básico sigue siendo el mismo, instrumentación y toma de decisiones primarias distribuidas y recogida de datos y gestión a nivel de sistema centralizada. Uno de los inconvenientes que pueden presentarse en el caso de instrumentación distribuida en plantas muy extensas, con un sistema central de recogida y gestión de datos, es precisamente la centralización de dicha información. En el caso ideal en que los equipos se encuentren todos ubicados en una área próxima con distancias relativamente cortas entre ellos, la comunicación a nivel local es sumamente sencilla a través de un simple bus de campo. El enlace con un sistema central (ordenador o PLC) puede requerir sistemas de comunicación más sofisticados a nivel de lo que se denomina red de área local (LAN). En otros casos y debido a la dispersión de los diferentes cuadros eléctricos a lo largo de una planta o en distintos edificios, la comunicación debe hacer uso combinado de buses de campo y LAN y requiere, por supuesto, de protocolos más sofisticados. El nivel de enlace puede llegar incluso a enlazar diversas plantas situadas a muchos kilómetros de distancia. Para estos casos la red ya no es un simple bus de campo o una LAN dedicada, sino que hay que recurrir a la red pública de telecomunicaciones. Esta estructura es la que se conoce habitualmente como WAN (del inglés Wide Area Network, red de área amplia) Este capítulo del libro no pretende ser un tratado exhaustivo sobre buses de comunicación y sobre sistemas de enlace LAN o WAN. El objetivo básico es dar un resumen descriptivo, con los principales términos lingüísticos y los datos técnicos esenciales de la tecnología actual de buses de instrumentación y control. Se describirá la estructura física (cableado) y las principales características de los diferentes sistemas de transmisión de datos y los protocolos de comunicación (se puede definir a un protocolo como el idioma, lenguaje o estándar que utilizan dos o más dispositivos electrónicos para “entenderse” y comunicarse entre sí). 7 Fig. 7.1 - Gráfico – Curva de Carga Circutor comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 217 7.2 Conceptos básicos sobre instrumentos en red La gran mayoría de sistemas con instrumentación y control distribuido combinan distintos tipos de puntos de medida y controladores con mayor o menor grado de inteligencia (procesadores más o menos potentes). En concreto, los analizadores de redes, suelen estar agrupados en una red local de bajo nivel, y de pequeña extensión, comunicada en un modo que se denomina “maestro-esclavo”. Por lo general, los instrumentos de la red “maestro-esclavo” están interconectados mediante enlaces sencillos y protocolos muy simples, formando lo que se denomina un “bus de campo” de bajo nivel. En este tipo de buses, suele haber un nodo o instrumento algo más potente e “inteligente” que el resto, que se denomina “Maestro” (Master) y que sirve de enlace a otros procesadores de nivel superior en la red. El “maestro” puede ser un instrumento con procesador más potente, un autómata programable (AP) o un ordenador. El enlace lógico entre el “maestro” y el resto de nodos del bus local (“esclavos”) es independientemente de cual sea el cableado de la red (enlace físico) y se realiza de forma que los esclavos sólo responden a peticiones de información del maestro. Es decir el protocolo es siempre pregunta-respuesta, iniciada por el maestro y el esclavo no transmite a menos que sea interrogado. Así se evita la colisión en la red de distintos periféricos hablando al mismo tiempo. En cambio, obsérvese que todos los instrumentos de la red reciben toda la información que circula por la red. A veces, en el argot de comunicaciones, los términos transmitir y recibir se sustituyen por “hablar” y “escuchar”. Diríamos entonces que el “maestro” puede hablar siempre y los “esclavos” hablan sólo cuando son interrogados. A esta técnica se la conoce a veces como “polling”. Otro aspecto a considerar es ¿cómo se identifica cada instrumento en la red? Pues bien, para identificar los distintos instrumentos de la red, cada uno deberá tener un número de periférico asignado, que lo identifica dentro del bus de forma unívoca. La asignación de este número, así como la configuración de otros parámetros de la comunicación se puede hacer, bien por el propio teclado del instrumento, o conectando punto a punto el instrumento a un ordenador y mediante un software diseñado para ese fin. Dependiendo del protocolo de comunicación y del tipo de red, el número de periférico podrá ser simplemente un número, generalmente entre 1 y 255 para buses de campo, o una dirección IP para redes WAN. 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 218 Fig. 7.2 - Configuración por teclado de un instrumento CVM-MINI La información que es capaz de dar un instrumento y el formato de la misma depende del tipo de instrumento. Cada tipo en particular es capaz de medir un determinado número de parámetros, con una determinada frecuencia de medida, en monofásico o en trifásico y dispone de una cierta cantidad de memoria para almacenar datos. De hecho, atendiendo a su memoria interna y a la forma de descargar los datos podemos distinguir dos tipos de instrumentos: Instrumentos fijos conectados permanentemente en red. Estos suelen tener poca capacidad de memoria y un sistema de comunicaciones potente, que les permite transmitir datos a gran velocidad y guardarlos en un ordenador central. Generalmente los datos se almacenen temporalmente en registros y el maestro de la red interroga al instrumento a intervalos de tiempo regulares Instrumentos portátiles o fijos con conexión temporal a red (por ejemplo a través de llamada telefónica) . Estos suelen tener gran capacidad de memoria y guardan los datos de períodos relativamente largos en ficheros. Los ficheros pueden vaciarse al final de un período, sin necesidad de una red, con una conexión punto a punto a un ordenador, o en caso de instrumentos con conexión temporal a red, pueden descargarse periódicamente los ficheros a un ordenador central. Para los instrumentos del primer tipo, los fabricantes indican en el manual de instrucciones cómo se almacenan los distintos datos en los registros internos del aparato, de forma que el sistema de comunicaciones deberá ir a leer estos registros de una forma más o menos regular para obtener el histórico de datos. A título de ejemplo la Fig. 7-3 muestra el mapa de registros de un instrumento EDMk de CIRCUTOR, indicando el parámetro que contiene cada registro. 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 219 Fig. 7.3 - Mapa de registros de un instrumento EDMk de CIRCUTOR. La posibilidad de conexión de instrumentos en red facilita que los integradores de sistemas puedan recoger e integrar en una sola base de datos los parámetros eléctricos y otros datos de proceso, registros de climatización, etc., utilizando una única plataforma de visualización y control SCADA. La unificación de formatos e interpretación de datos en uno de estos sistemas que integran datos de diferentes instrumentos e incluso de diferentes fabricantes suele requerir de algún tipo de programa de interfaz, llamados a veces “drivers”. 7.3 Niveles OSI de un sistema de comunicación En 1977, la Internacional Standards Organisation (ISO), creó un subcomité para desarrollar estándares de comunicación de datos que promovieran la accesibilidad universal y una interoperabilidad entre productos de diferentes fabricantes. El resultado de estos esfuerzos fue el modelo denominado OSI (Open Systems Interconnection). El modelo OSI no especifica un estándar de comunicación, pero establece una división funcional de las tareas de comunicaciones y se ha convertido en un estándar seguido mundialmente. Los equipos presentan diferencias de configuración: CPU, velocidad, memoria, interfaces para comunicaciones, códigos de caracteres, etc. Estas diferencias hacen que abordar el problema de comunicación como un todo sea complejo. Por ello OSI propone dividir el problema global de la comunicación, en tareas más simples facilitando así la solución. La división de tareas debe contemplar desde los cables, los conectores y los bits hasta el concepto aplicación. La división propuesta en el modelo OSI, establece una estructura que presenta las siguientes particularidades: • Estructura multinivel: Cada nivel se dedica a resolver una parte del problema 7 de comunicación. Esto es, cada nivel ejecuta funciones especificas diseñadas para atender a la capa superior. • Cada nivel superior utiliza los servicios de los niveles inferiores: Cada nivel se comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 220 comunica con su similar en otras computadoras, pero debe hacerlo enviando un mensaje a través de los niveles inferiores en la misma computadora. • La comunicación entre niveles está bien definida. El nivel N utiliza los servicios del nivel N-1 y proporciona servicios al nivel N+1. Entre los diferentes niveles existen interfaces llamadas “puntos de acceso” a los servicios. • Encabezados: En cada nivel, se añade al mensaje una información de control. Este elemento de control permite que un nivel en la computadora receptora se entere de que su similar en la computadora emisora esta enviándole información. Cualquier nivel dado, puede incorporar un encabezado al mensaje. Por esta razón, se considera que un mensaje esta constituido de dos partes: Encabezado e Información. Entonces, la incorporación de encabezados es necesaria aunque representa un lote extra de información, lo que implica que un mensaje corto pueda ser voluminoso. Sin embargo, como la computadora destino retira los encabezados en orden inverso a como fueron incorporados en la computadora origen, finalmente el usuario sólo recibe el mensaje original. • Unidades o bloques de información: En cada nivel, la unidad de información tiene diferente nombre y estructura: La Fig. 7.4 muestra un esquema de los niveles del modelo OSI y en los párrafos siguientes se da una breve descripción de cada uno de ellos. 7 Fig. 7.4 - Pila o pirámide OSI comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 221 Nivel Físico: Define el medio de comunicación utilizado para la transferencia de información, dispone del control de este medio y especifica bits de control. Este nivel cubre los siguientes aspectos: • Conexiones físicas entre computadoras • Detalles mecánicos de la interfaz (conectores) • Niveles eléctricos de tensión de señal. • Aspectos funcionales de la interfaz física. Líneas de protocolo hardware (CTS, RTS, etc.) • Técnica de transmisión y tipo de transmisión: Serie o paralelo • Define la codificación de línea. Codificación de bits. • Define la velocidad de transmisión: “Baud Rate” • Define el modo de operación de la línea de datos. Nivel Enlace: Este nivel proporciona facilidades para la transmisión de bloques de datos entre dos estaciones de red. Esto es, organiza los 1’s y los 0’s del Nivel Físico en formatos o grupos lógicos de información. Este nivel cubre los siguientes aspectos: • Detectar errores en el nivel físico. • Establece el método de acceso a la red. • Establece las reglas del enlace lógico. • Realiza la transferencia de datos a través del enlace físico. • Envia bloques de datos con el control necesario para el sincronismo. • Controla el nivel y es la interfaces con el nivel de red. Nivel de Red: Este nivel define el enrutamiento y el envío de paquetes entre redes. Las funciones de este nivel son: • Establecer, mantener y terminar las conexiones • Proporcionar el enrutamiento de mensajes, determinando si un mensaje en particular deberá enviarse al nivel 4 (Nivel de Transporte) o bien al nivel 2 (Enlace de datos). • Conmuta, enruta y controla la congestión de los paquetes de información en una sub-red. • Define el estado de los mensajes que se envían a nodos de la red. Nivel de Transporte: Este nivel actúa como un puente entre los tres niveles inferiores totalmente orientados a las comunicaciones y los tres niveles superiores totalmente orientados a el procesamiento de datos. Las funciones de este nivel son: • Asegurar la llegada a nivel “sesión” de datos del nivel de red. 7 • Establecer como direccionar los dispositivos de la red. Asigna una dirección única de transporte a cada usuario. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 222 • Definir una posible estructura multicanal. Esto es, puede soportar múltiples conexiones. • Definir la manera de habilitar y deshabilitar las conexiones entre nodos. • Determinar el protocolo que garantiza el envío del mensaje. • Establecer la transparencia de datos así como la confiabilidad en la transferencia de información entre dos sistemas. Nivel Sesión: Se encarga de proveer los servicios utilizados para la organización y sincronización del diálogo entre usuarios y el manejo e intercambio de datos. • Establecer el inicio y termino de la sesión y la recuperación de la sesión. • Controlar el diálogo; establecer el orden en que los mensajes deben fluir entre usuarios. • Referenciar a los dispositivos por nombre y no por dirección. • Permite escribir programas que correrán en cualquier instalación de red. • Nivel Presentación: Traduce el formato y asigna una sintaxis a los datos para su transmisión en la red. • Determina la forma de presentación de los datos sin preocuparse de su significado. • Establece independencia a los procesos de aplicación considerando las diferencias en la representación de datos. • Proporciona servicios para el nivel de aplicaciones al interpretar el significado de los datos intercambiados. • Controla el intercambio y la visualización. Nivel Aplicación: Proporciona servicios al usuario del Modelo OSI. • Proporciona comunicación entre dos procesos de aplicación, tales como: programas de aplicación, aplicaciones de red, etc. • Proporciona aspectos de comunicaciones para aplicaciones especificas entre usuarios de redes: manejo de la red, protocolos de transferencias de archivos (ftp), etc. • En muchos buses industriales a nivel local el modelo no es completo y las capas Red, Transporte, Sesión y Presentación, se engloban en una sola, uniendo el nivel red al nivel aplicación. 7.4 Enlaces físicos En este apartado se hará un breve repaso de los principales tipos de enlaces físicos utilizados en comunicaciones industriales. 7 7.4.1 Enlace RS232 Este tipo de enlace está diseñado para la conexión punto a punto entre un sistema maestro y una estación o esclavo. El enlace RS232 está diseñado para comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 223 distancias cortas y puede considerarse robusto para longitudes de cable no superiores a 15 metros. La conexión RS-232 está regulado por la Norma EIA RS232C y en principio se creó para regular la conexión de un ordenador (DTE, Data Terminal Equipment) a un MODEM (DCE, Data Communications Equipment). Según la Norma, esta conexión usaba un conector de 25 patillas (“pins”) (DB-25). No obstante esta conexión se convirtió en un estándar para unir punto a punto ordenadores entre sí u ordenadores con instrumentos (conexión DTE-DTE), usando un conector de 9 patillas (DB-9) , ver la Fig. 7-5. Fig. 7.5 - Conectores y terminales de la conexión RS232 en un PC (DTE) A nivel físico, la conexión completa se realiza mediante 5 hilos, más la pantalla, ver Fig. 7-6, pero en algunos casos se prescinde de las señales de protocolo hardware, CTS-RTS, y se reduce el sistema a 3 hilos (TxD, RxD y GND). 7 Fig. 7.6 - Conexiones RS-232 de 5 hilos y de 3 hilos comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 224 En el enlace RS-232 los datos se transmiten en serie, es decir, los bits de un paquete de información se envían uno tras otro dentro de unos determinados “slot” de tiempo, ver Fig. 7.7. El número de bits por segundo que se transmite, es una medida de la velocidad que se conoce con el nombre de “baud rate”. Fig. 7.7 - Codificación de datos en serie Los niveles lógicos se corresponden con señales eléctricas cuya codificación es : “1” cuando la tensión línea-GND está entre -3 y -15 voltios, y “0” cuando la tensión línea-GND está entre +3 y +15 voltios, ver Fig. 7.8. El mensaje completo contiene, además del paquete de bits con los datos a enviar, unos bits adicionales de control. Los bits de control son, básicamente, un bit de inicio (start) un bit de paridad y uno o más bits de final (stop), ver Fig. 7.8. Fig. 7.8 - Codificación de bits en la conexión RS-232 7 En las redes de instrumentación industrial, el enlace RS-232 se usa para aquellas aplicaciones donde se debe conectar un maestro, generalmente un ordenador PC a un solo esclavo (analizador de red u otro dispositivo), por ello se denomina también “conexión punto a punto. Otro caso en el que se suele aplicar es para unir el ordenador a un conversor RS-232 a RS-485 en el nodo maestro. No comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 225 obstante este último caso es cada vez menos frecuente porque los ordenadores PC no suelen llevar ya salidas RS-232, sino que en su lugar suelen llevar salidas de tipo puerto USB que se usan para la conexión punto a punto de igual forma que se ha hecho en el pasado con las salidas RS-232. 7.4.2 Puertos USB Actualmente, la salida serie habitual en ordenadores PC, es del tipo puerto USB. Se trata también de una salida de datos tipo serie, pero de tipo diferencial. Esto quiere decir que no hay una sola línea de datos sino dos, (Dato+ y Dato-), con niveles lógicos complementarios, en general +5V y -5V, tal como muestra la Fig. 7.9. Este tipo de codificación de los bits es muy robusta frente a ruidos y transitorios externos, ya que en caso de que la línea capte una interferencia, ésta se superpone a cada señal en el mismo sentido y al hacer la diferencia de señales en el receptor desaparece (de ahí el nombre de sistema diferencial) La codificación de bits en el caso del USB no es por niveles lógicos sino que se asigna un “1” si no hay cambio de valor lógico y un “1” si hay cambio. Esta codificación se llama NRZI. La Fig. 7.9 muestra una señal con codificación NRZI y la Fig. 7.10 muestra la forma física de los conectores y las señales que corresponden a cada patilla para los puertos USB. Fig. 7.9 - Señales de un bus diferencial tipo USB 7 Fig. 7.10 - Puertos USB del ordenador comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 226 7.4.3 Enlace con bus RS-485 El enlace RS-485 es un enlace multipunto, en contraste con el enlace RS-232, que lo hemos definido como un enlace punto a punto. Esto quiere decir que un mismo juego de cables puede enlazar un maestro con varios esclavos. El juego de cables que enlazan maestro y esclavos se denomina “bus”. La estructura de bus es una estructura donde se conectan en paralelo todos los instrumentos, maestro y esclavos, tal como muestra la Fig. 7.11.a. Nótese que el bus no puede tener una configuración en estrella como la que muestra la Fig. 7.11.b, pues esto provoca errores de comunicación. a) Conexión en bus: Correcta b) Conexión en estrella: Errónea Fig. 7.11 - Conexión bus RS-485 y conexión errónea en estrella El bus RS-485 se basa en una conexión física mediante tres hilos. Las señales eléctricas, son de tipo diferencial (igual que definimos para los puertos USB) y se identifican como: A+ la señal positiva, , B- la señal negativa, y GND el común). Los cables de las líneas activas, A+ y B- deben ir trenzados y el GND puede ir trenzado o no. En el bus, el conjunto de cables debe ir apantallado. Los niveles estándar de tensión de A+ y B- respecto al común (GND) son de +5 voltios y -5 voltios respectivamente. En cuanto al conector no hay estándar definido, aunque algunas veces se suele usar un conector DB9, donde las patillas son las indicadas en la Fig. 7.12. 7 Fig. 7.12 - Señales y conexión del bus RS-485 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 227 Es evidente que en el bus RS-485 no pueden transmitir y recibir todos los periféricos a la vez, sino que al haber una sola línea para transmitir y recibir, sólo un periférico puede estar ocupando la línea. A este tipo de transmisión se le llama “half duplex” por contraposición a lo que ocurre en un RS-232, que al tener líneas separadas para transmitir y recibir a la vez, puede estar transmitiendo y recibiendo a la vez , lo cual se designa como “full duplex” El enlace RS-485 es uno de los más utilizados como bus de campo de bajo nivel. Sus principales ventajas son su simplicidad de instalación, la robustez frente a ruido y la versatilidad en cuanto a número de estaciones. Se trata de un sistema ideal para transmitir información a las distancias habituales dentro de una planta, pues permite hasta 1.200 metros de línea sin repetidores. El estándar RS-485 marca que el bus sólo puede tener 32 estaciones (maestro + esclavos), pero en realidad puede controlar hasta 255 estaciones, cada una identificada con una dirección o número de periférico. Generalmente la dirección de los periféricos se suele dar por un número en hexadecimal entre 0 y 255 (00H a FFH). La dirección 00H no se asigna a ningún periférico y cuando un mensaje se dirige a esta dirección se llama mensaje de difusión y se entiende que lo deben recibir todos los elementos de la red. Es decir, cualquier dispositivo conectable a un bus RS-485 se identificará por una dirección propia dentro del bus, que normalmente será configurable, pero además atenderá a los mensajes enviados a la dirección 00H. 7.4.4 Conversores de enlace En algunas ocasiones existen barreras físicas o ambientes muy ruidosos eléctricamente que dificultan el cableado normal, descrito anteriormente, de un bus RS-485. Otras veces los puntos a enlazar están muy distantes entre sí, haciendo imposible el cableado entre estaciones. En estos casos el enlace físico puede realizarse mediante conversores de señal tales como acopladores de fibra óptica, enlaces radio, enlace por PLC (Power Line Communications), etc. El enlace radio es uno de los preferidos cuando deben comunicarse transductores que toman señal de alta tensión por ejemplo. Actualmente existen pares de transmisor – receptor estándar con tecnología Wifi o Bluetooth, que facilitan este tipo de enlaces. Para puntos muy distantes puede pensarse en enlaces con señales de radiofrecuencia (RF) modulada de alguna forma y transmitida a través de un par de antenas de UHF unidas a modems radio. 7 Nótese que este tipo de conversores proporcionan un enlace en el cual el medio físico pasa de cable a señal radio y viceversa, pero la comunicación es totalmente independiente del tipo de enlace. Se dice que el enlace es transparente, es decir, da lo mismo tener un cable que el enlace radio que una fibra óptica. Si los bits pasan, el protocolo de comunicación no distinguirá cual es el medio. Las distancias que pueden llegar a alcanzarse con enlaces radio, dependerán en cada caso de la frecuencia de transmisión, y por supuesto, de la potencia de emisión de los modems. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 228 Fig. 7.13 - Red ordenador - RS-232 - modem radio - Bus RS-485 7.5 Enlace Ethernet con protocolo IP Ethernet es un estándar a nivel 2 de OSI, es decir a nivel de enlace. Este estándar junto con un protocolo a nivel de red denominado protocolo IP (Internet Protocol) se ha convertido en un estándar para redes de computadoras tanto a nivel LAN (área local) como a nivel WAN (redes de área extendida). El acceso al medio (Nivel OSI 2) se realiza por detección de colisión CSMA/CD. Ethernet define además las características de cableado y señalización de nivel físico y los formatos de tramas de datos del nivel de enlace del modelo OSI. El protocolo de Ethernet se tomó como base para la redacción del estándar internacional IEEE 802.3. Usualmente se toman Ethernet e IEEE 802.3 como sinónimos. Ambas se diferencian en uno de los campos de la trama de datos, pero las tramas Ethernet y IEEE 802.3 pueden coexistir en la misma red. Ethernet con protocolo IP es un medio de comunicación que permite configurar sistemas multi-servicio, es decir, sistemas que soportan en el mismo medio varios canales, por ejemplo para transmitir simultáneamente audio, video, aplicaciones web y un largo etcétera, soportando un gran flujo de datos continuo y operando en la misma red compartida. 7 Debido a las enormes posibilidades de implantación de sistemas de comunicación compartida a través del protocolo Ethernet IP, éste se ha convertido también en un estándar de aplicación, en redes de instrumentación industrial, como lo es en el sector de las comunicaciones. Esto permite transmitir a través de una misma red de comunicación compartida, diversos tipos de datos, tanto de sistemas de gestión empresarial, como de gestión operativa. Con el fin de poder integrar en el conjunto de datos de gestión operativa los parámetros de calidad de red, consumos de energía y otros parámetros comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 229 eléctricos, muchos analizadores de redes actuales disponen ya de un puerto de conexión directo a Ethernet. 7.5.1 Medio físico del enlace Ethernet Recordemos que el nivel físico fija los niveles de señal eléctricos y el tipo de cables y conectores empleados por un sistema de comunicación. El canal de comunicaciones es un canal “full duplex” con dos pares diferenciales, El cable normalizado por EIA es un cable de 8 hilos cuyas señales y colores son los que indica la Fig. 7.14. Fig. 7.14 - Cables del bus Ethernet: Colores y señales Hay dos tipos de cables, denominados tipo 568A o tipo 568B, con colores distintos. Cable directo El cable directo sirve para conectar dispositivos distintos, que podemos llamar DTE (Terminal) y DCE (Equipo de Comunicaciones). En este caso sería por ejemplo enlace de un ordenador (DTE) con un “hub” o con un “switch” (DCE). En este caso ambos extremos del cable deben tener la misma distribución A o B . No existe diferencia alguna en la conectividad entre la configuración 568A y la 568B, siempre y cuando en ambos extremos se use la misma. Cable cruzado 7 El cable cruzado sirve para conectar dos dispositivos iguales, es decir dos DTE (2 ordenadores) o dos DCE (2 hub) entre sí (ver apartado 7.6). Podría ser también la conexión directa PC a nodo de una LAN sin pasar por un “hub”. Actualmente la mayoría de hubs o switches soportan cables cruzados para conectarse entre sí. Por otro lado, a algunas tarjetas de red les es indiferente que se les conecte un cable cruzado o normal, ellas mismas se configuran para poder utilizarlo PCPC o PC-Hub/switch. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 230 Fig. 7.15 - Conectores Ethernet 7.5.2 Nivel Red Ethernet Los analizadores de redes, al igual que cualquier otro dispositivo conectado a una red Ethernet, deben disponer de una dirección de acceso al medio (MAC address). En base a este número se asigna un número de identificación a cada periférico, que en el caso de redes Ethernet se denomina dirección IP. Esta dirección permite al analizador identificarse en la red y operar dentro de la misma igual que lo haría un ordenador, una impresora u otro dispositivo. En algunos casos, sólo un instrumento o un nodo de la red de instrumentos tiene interfaz Ethernet y éste se usa de pasarela para un bus local del tipo RS-485 por ejemplo (ver Fig. 7.16) 7 Fig. 7.16 - Red Ordenador-Switch-LAN-Bus de Instrumentación comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 231 7.6 Redes de área local (LAN) BASADAS EN ethernet Una Red de Área Local se define como la interconexión de varios ordenadores o periféricos unidos por un determinado enlace físico. En este apartado nos referiremos específicamente a enlaces basados en protocolo IP. El protocolo IP está preparado para la transmisión de paquetes de datos por canales diversos e implementa todas las capas de la estructura OSI descrita anteriormente en el apartado 7.3 El ámbito de aplicación de las redes basadas en Ethernet es la comunicación entre “n” periféricos en una misma red compartida. Dependiendo de la dimensión de la red y de la topología, el medio físico utilizado puede ser de diferentes naturalezas (cable, fibra óptica, WIFI, etc.). 7.6.1 Equipos usados en redes Ethernet En una red Ethernet pueden encontrarse los siguientes tipos de equipos gestionando las comunicaciones de la red: • Tarjetas de red, • Repetidores • Concentradores (Hubs) • Puentes (Bridges) • Conmutadores (Switch) • Enrutadores (Routers) Los nodos de red pueden clasificarse en dos grandes grupos: equipos terminales de datos (DTE) y equipos de comunicación de datos (DCE). Los DTE son dispositivos de red que suelen ser el origen y/o destino de los datos: los PC, las estaciones de trabajo, los servidores de archivos, los servidores de impresión; todos son DTE. Los DCE son los dispositivos de red intermediarios, que sirven para garantizar el enlace. Estos dispositivos reciben las tramas y las retransmiten a la red, cambiando algunas veces la codificación. Los DCE más comunes son los routers, los conmutadores, los hub, los repetidores, los puentes y los modems. • Tarjeta de Interfaz de Red - Permite que un ordenador acceda a una red local. Cada tarjeta tiene una única dirección MAC que la identifica en la red. Un ordenador conectado a una red se denomina nodo. 7 • Repetidor - Este dispositivo aumenta el alcance de una conexión física, recibiendo las señales y retransmitiéndolas, para evitar su degradación, a través del medio de transmisión, lográndose un alcance mayor. Usualmente se usa para unir dos áreas locales de igual tecnología y sólo tiene dos puertos. Opera en la capa física del modelo OSI. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 232 • Concentrador o hub - Funciona como un repetidor pero permite la interconexión de múltiples nodos. Su funcionamiento es relativamente simple pues recibe una trama de ethernet, por uno de sus puertos, y la repite por todos sus puertos restantes sin ejecutar ningún proceso sobre las mismas. • Puente o bridge - Este dispositivo interconecta segmentos de red haciendo el cambio de tramas entre las redes de acuerdo con una tabla de direcciones que le dice en qué segmento está ubicada una dirección MAC dada. Se diseñan para uso entre LAN’s que usan protocolos idénticos en la capa física y MAC (de acceso al medio). Existen bridges más sofisticados que permiten la conversión de formatos MAC diferentes (Ethernet-Token Ring por ejemplo). • Conmutador o Switch - Este dispositivo funciona como un puente, pero permite la interconexión de múltiples segmentos de red, funciona en velocidades más rápidas y es más sofisticado. Los switches pueden tener otras funcionalidades, como Redes virtuales , y permiten su configuración a través de la propia red. Gestionan básicamente la capa 2 del modelo OSI (enlace de datos). Los conmutadores son capaces de procesar la información de las tramas y gestionar las tablas de direcciones. • Router - El router, a diferencia del hub y el switch, es un dispositivo cuya función es la comunicación cruzada hacia otras redes de comunicación separadas geográficamente o a Internet (WAN – Wide Area Network). Ello implica que mediante dicho dispositivo el usuario puede enlazar una conexión con otras Redes de Área Local de manera privada y con un encriptamiento de la información, evitando así la vulneración de la información por parte de terceros (VPN - Red Privada Virtual), o bien, pueden utilizarse para dar acceso a un usuario desde el exterior creando en el rutas de direccionamiento. • Modem - El modem es un dispositivo que cambia la codificación de bits. En general se codifican los bits con distintas frecuencias. 7 Fig. 7.17 - Red LAN controlada desde una red WAN comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 233 7.6.2 Otros medios de enlace físico para Ethernet Aparte de la conexión por cable, es frecuente encontrar enlaces a través de otros medios tales como: Fibra óptica, Infra-rojos, enlaces radio (Wi-Fi por ejemplo), enlaces telefónicos, etc. La tabla 7.1 muestra un resumen de los tipos de enlace y velocidades utilizados en redes Ethernet Fibra Óptica Para distancias superiores a los 100 metros, la fibra óptica dota a la red de comunicación de mayores distancias de comunicación. La fibra óptica es un conductor de vidrio (o materiales plásticos), que permite en envío de gran cantidad de información a gran velocidad y en mayores distancias. Dependiendo de la distancia que se desee abarcar, pueden implementarse diferentes tipos de fibra óptica: la fibra multimodo o monomodo. Con la fibra óptica multimodo se pueden alcanzar longitudes de línea hasta 2 km, mientras que con la fibra óptica multimodo sólo se pueden alcanzar distancias hasta 100km con un laser de alta intensidad. Wi-fi En ocasiones es preciso pasar comunicaciones a través de barreras físicas (muros, cajas, etc.) o separar circuitos entre redes de alta o media tensión (AT, MT) y los equipos de proceso de datos. En estos casos la instalación de un bus de comunicación con cables puede ser muy difícil o incluso inviable. Por ello, las comunicaciones vía enlaces de radiofrecuencia (RF) pueden ser una solución. El tipo de enlace RF más conocido en nuestros días es el Wi-fi. Éste tipo de enlace permite la construcción de redes ethernet de alta velocidad, gracias a su gran ancho de banda. Los enlaces Wi-fi suelen disponer de protocolos de cifrado que evitan la intrusión en los mismos de usuarios ajenos a la red. Las distancias máximas que podrán llegar a alcanzarse, dependerán en cada caso de la potencia del emisor y receptor de señal. Telefonía fija y móvil Para redes de área extendida, WAN, los enlaces se suelen realizar a través de líneas de telefonía fija o móvil. 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 234 Tabla 7.1 - Características de los enlaces Ethernet sobre distintos medios físicos Velocidad de transmisión Tipo de cable Distancia máxima Topología 10Base2 10 Mbps Coaxial 185 m Bus (Conector T) 10BaseT 10 Mbps Par Trenzado 100 m Estrella (Hub o Switch) 10BaseF 10 Mbps Fibra óptica 2000 m Estrella (Hub o Switch) 100BaseT4 100Mbps Par Trenzado (categoría 3UTP) 100 m Estrella. Half Duplex (hub) y Full Duplex(switch) 100BaseTX 100Mbps Par Trenzado (categoría 5UTP) 100 m Estrella. Half Duplex (hub) y Full Duplex(switch) 100BaseFX 100Mbps Fibra óptica 2000 m No permite el uso de hubs 1000BaseT 1000Mbps 4 pares trenzado (categoría 5UTP) 100 m Estrella. Full Duplex (switch) 1000BaseSX 1000Mbps Fibra óptica (multimodo) 550 m Estrella. Full Duplex (switch) 1000BaseLX 1000Mbps Fibra óptica (monomodo) 5000 m Estrella. Full Duplex (switch) Tecnología 7.7 Aplicaciones: Gestión energética, control de calidad y gestión de la demanda Una vez comentados los aspectos más importantes relacionados con la tecnología de las comunicaciones y su uso en las redes de instrumentación industrial pasamos a continuación a describir con un cierto detalle todo el aspecto de aplicación de estas redes de instrumentos a la centralización de datos de analizadores de redes y equipos de control de calidad de suministro. Estos equipos están habitualmente destinados a control energético, control de calidad de suministro y gestión de la demanda. En lo que sigue llamaremos a esto en conjunto gestión de la red eléctrica 7.7.1 Software para la gestión de la red eléctrica 7 La explotación de los datos medidos y transmitidos por los analizadores de redes, normalmente requiere una interfaz de presentación inteligible para el usuario, a ser posible con capacidad gráfica y con cierta inteligencia para el procesado de datos. Por ello, además de los instrumentos de campo, el sistema de gestión de la red requiere un ordenador central de recogida de datos y a la vez interfaz hombre-proceso, admitiendo entradas. El ordenador central de la red suele actuar como maestro de la misma, capturando y almacenando toda la información suministrada por los instrumentos de medida. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 235 La explotación de los datos se completa con un software SCADA que facilite al usuario la presentación y la interpretación de los datos de un modo fácil e intuitivo. Una vez procesados los datos se puede proceder a la toma de decisiones para la mejora de la eficiencia energética, mejora de la calidad de suministro o gestión de la demanda Para poder concretar un poco más las funciones de las redes de instrumentos dotados con dichos paquetes de software SCADA, en lo que sigue nos referiremos a una red tipo, con instrumentos CIRCUTOR, SA, controlada por el software propio denominado PowerStudio Scada®. La red tipo en este caso tiene la estructura mostrada en la Fig. 7.18. Se trata de una red de tipo maestroesclavo, con una estación que asume el papel de master o controlador del bus (generalmente un PC) a través de diferentes enlaces de comunicación. WAN LAN LAN Fig. 7.18 - Topología muestra para una red de analizadores 7.8 Prestaciones de una red controlada con Powerstudio Los principales beneficios que puede obtener el usuario de la explotación de un conjunto de instrumentos, analizadores de red, medidores de calidad, contadores, etc, controlados por el sistema PowerStudio Scada® son los siguientes: 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 236 7.8.1 Configuración remota de los equipos La red de comunicación, una vez configurada y asignados los números de periférico, permite configurar de forma remota, desde la estación central, todos y cada uno los equipos conectados a la red. Esta configuración comprende normalmente los siguientes ítems: ajuste de las relaciones de transformación de tensión y corriente, ajuste de las consignas asociadas a salidas digitales o analógicas, asignación del nombre o línea al que va asociado el equipo, y un largo etcétera. 7.8.2 Visualización en tiempo real de parámetros eléctricos En fase de explotación de la red de analizadores, el software SCADA permitirá al usuario visualizar en la pantalla del ordenador central todos los datos de todos los analizadores. Además, estos datos pueden ser almacenados en disco o cualquier memoria masiva, de forma que el software SCADA permitirá, aparte de presentar los datos en tiempo real, la realización de gráficos de históricos, perfiles de carga y otros tipos de pantallas de agregación de datos. El número de variables que es posible visualizar depende del tipo de analizador instalado. En la mayoría de ellos podemos ver y registrar entre 200 y 500 parámetros distintos. Las variables disponibles son de distinta índole y van desde los valores instantáneos, valores eficaces, valores eficaces máximos y mínimos, pasando por los eventos de calidad de suministro eléctrico, datos de totalizadores de energía, etc. Todo ello permite al usuario un conocimiento exhaustivo del comportamiento de su instalación y del estado de las líneas de distribución eléctrica y planificar sus procesos productivos con vistas a una mayor eficiencia energética. 7.8.3 Pantallas del sistema PowerStudio Scada® Es frecuente que una red de medida de una planta industrial incluya una gran cantidad de analizadores instalados en campo (decenas o centenares). Por ello, y para que la información sea clara e inteligible de forma rápida por el usuario, es necesaria la creación de sinópticos basados en esquemas unifilares, que ayuden al usuario a identificar rápidamente la procedencia de la información que está viendo y le permita ver en el sinóptico, desde la información más relevante de la instalación hasta el detalle que quiera ver, simplemente señalando el instrumento que quiere visualizar. Además, el software puede proporcionar al usuario información histórica y agregada que le ayuden en la toma de decisiones a la hora de controlar variables técnicas y económicas del proceso . 7 Las pantallas SCADA son íntegramente configurables por el usuario para mostrar los datos que se prefiera y en la forma deseada. Aún así, el paquete de software comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 237 provee al usuario de un gran número de herramientas para la elaboración de pantallas de diseño propio, de un modo fácil y sencillo. 7.8.4 Registro de históricos En el PowerStudio Scada®, el registro de históricos se realiza de manera automática. El usuario no debe configurar opción alguna para iniciar el registro ya que el master de comunicación realiza dicha gestión una vez añadido un periférico a la red. Una vez detectado el equipo, el software elabora una base de datos que contiene todos los datos medidos por el analizador con una cadencia de tiempo predeterminada. 7 Fig. 7.19 - Datos registrados y datos en tiempo real comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 238 7.8.5 Visualización de históricos mediante tablas y gráficos Una vez registrados los datos en la base de datos, el software PowerStudio Scada® proporciona herramientas para poderlos presentar en forma de gráficos de distintos tipos (lineales, barras, etc.). Es el propio usuario quien puede elegir la forma de presentación y el período de tiempo del gráfico. Posteriormente existen funciones de zoom, que permiten ver los detalles de períodos más cortos. Con toda esta información puede analizarse cómodamente la evolución de uno o más parámetros eléctricos o de proceso a lo largo del tiempo. Permite también visualizar la evolución de variables agregadas a lo largo del tiempo (energías activa, reactiva inductiva, reactiva capacitiva, contadores de agua o gas, eventos, etc.). Toda esta información puede ser presentada por pantalla o puede imprimirse para la elaboración de informes para auditorias energéticas. 7.8.6 Elaboración de informes Mediante el software PowerStudio Scada®, el usuario tiene la posibilidad de elaborar informes incluyendo gráficos relativos a los parámetros eléctricos medidos y registrados en la base de datos. La información almacenada permite realizar informes de consumo individualizado por equipos, informes globales e incluso simulaciones de coste por secciones o simulación del total de la factura eléctrica. Se pueden introducir y actualizar las tarifas, contemplando la discriminación horaria por tramos y por términos de potencia que correspondan a cada franja horaria y a cada día del calendario. El software facilita enormemente al usuario el conocer el consumo de cada punto de medida, pudiendo calcular costes parciales por departamentos, por líneas de producción, por parcelas, etc. 7.8.7 Alarmas y visualización de eventos El PowerStudio Scada® dispone de un módulo de control y alarmas que permite avisar al usuario de cualquier incidencia que ocurra en la instalación. Las alarmas pueden asociarse de una forma sencilla a cualquier parámetro integrado en el SCADA, ya sea un parámetro eléctrico o de proceso, con la finalidad de llevar a cabo una vigilancia de la instalación. Puede también usarse las alarmas para detectar límites de tolerancia de algunos parámetros con vistas a mantenimiento preventivo. 7.8.8 Software multipuesto (servidor Web) 7 PowerStudio Scada®, lleva integrado un servidor web interno; de esta manera, el resto de usuarios conectados a la red corporativa de la empresa (LAN o WAN), pueden visualizar los datos históricos o de tiempo real, procedentes del servidor master. Las pantallas serán dinámicas, y por tanto, el cliente web tendrá la comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 239 posibilidad de visualizar todos los datos en tiempo real, al igual que el servidor master. El acceso de usuarios remotos está restringido mediante una clave para cada usuario registrado. El número de usuarios web que pueden conectarse al servidor es ilimitado y para la cada uno de ellos se puede llevar a cabo un filtro de acceso, limitando el acceso a determinado tipo de datos. 7.9 Sistemas de telegestión Se define como sistema de telegestión, un sistema de medida, dotado de comunicación bidireccional, entre un ordenador central y una red formada por analizadores, medidores de calidad y contadores de energía, que incluye también elementos de maniobra controlables remotamente (interruptores, relés, autómatas, etc.). El sistema tiene por objeto dotar a las compañías distribuidoras de energía de una herramienta de vigilancia y control remoto. El sistema debe permitir, con las máximas garantías de integridad y seguridad, el acceso remoto a los contadores de energía, con disponibilidad de lectura, gestión de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros, entre otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y actuación entre los sistemas de las empresas y los contadores de energía. 7.9.1 Elementos básicos de un sistema de telegestión Un sistema de telegestión suele estar compuesto por: Equipos de medida: El caso más frecuente es que sean contadores de energía activa y reactiva, situados en los puntos frontera entre el cliente y la empresa distribuidora de energía. El objetivo de la telegestión suele ser la discriminación horaria de la energía y el control de la potencia demandada, con posibilidad de conexión / desconexión remota del total o parte del suministro. Concentrador intermedio: Este es un elemento intermedio entre el sistema informático de gestión y control y los equipos de medida, que permite la agregación y gestión local de un número limitado de equipos de medida. Dispone de comunicaciones con el sistema informático y con los equipos de medida. Habitualmente se suele instalar un concentrador por cada centro de transformación, con funciones de telegestión de otros concentradores secundarios o directamente de los contadores, gestionando las comunicaciones entre todos ellos. 7 Sistema informático de gestión y control: Se trata de un equipo terminal de datos (DTE) con un software que gestiona los flujos de información entre los equipos de medida (contadores) y la red de ordenadores de la empresa distribuidora de energía, de forma directa o a través de concentradores intermedios. Esta herramienta informática debe poder leer los parámetros de comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 240 los contadores, tales como curvas de energías, eventos, cierres de facturación, alarmas de intrusismo. De la misma forma puede actuar sobre el contador, por ejemplo realizando un cierre de facturación remoto, o bien desconectar el suministro. Sistema de comunicación entre contadores y concentrador: Este sistema comprende el medio físico y el protocolo que se utilizan para el intercambio de información entre los equipos de medida y el concentrador. Dicho sistema debe de permitir una comunicación bidireccional, con una velocidad no necesariamente elevada, ya que los requisitos, tanto legales como del propio sistema no lo demandan. Requisitos básicos de un sistema de telegestión: Los elementos básicos de que debe disponer un sistema de telegestión son: Sincronización horaria y Control de seguridad y privacidad de datos. Sincronización horaria: Esta prestación es indispensable para la gestión de las distintas franjas de la tarifa eléctrica. El sistema puede estar basado en señales recibidas vía GPS o GPRS (para sistemas autónomos) o en señales recibidas de los niveles superiores, mediante una estructura jerarquizada de sincronización, que propaga la señal a través de los concentradores intermedios y contadores, mediante órdenes de supervisión y puesta en hora. Privacidad y seguridad de datos: El sistema de telegestión deberá disponer de mecanismos de control de acceso que garanticen la privacidad de datos y de sistemas de control de errores que garanticen la integridad de la información transmitida. Generalmente esta última parte se completa con sistemas de confirmación de recepción de mensajes, entre contadores y concentradores y entre estos y el ordenador central. 7.9.2 Sistema de comunicación para telegestión Existen múltiples medios físicos para establecer una comunicación bidireccional para un sistema de telegestión. Como ejemplos podemos citar la telefonía fija (RTC), telefonía móvil (GSM, GPRS) , Enlaces Radio o comunicación por la línea eléctrica (PLC). 7 La tecnología a usar debe de ser fiable, robusta y con un coste sobre las comunicaciones muy bajo, ya que no puede ser mas costoso el equipo/modulo de telecomunicación que el propio equipo de medida (contador). Otra de las premisas a tener en cuenta es que debe de ser un sistema auto-configurable, de forma que no sea necesario dar de alta en la red a cada uno de los contadores o concentradores intermedios de forma manual dentro del sistema de gestión global. Debe de ser un sistema Plug&Play, donde la conexión de un nuevo nodo en una red implique su reconocimiento automático. Actualmente el sistema más extendido que abarca todos éstos requisitos, y otros comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 241 que se detallarán más adelante, es el PLC (Power Line Communications). Éste se ha adoptado como el sistema de comunicaciones idóneo entre contadores de abonados y la compañía distribuidora, ya que es de los pocos sistemas que ofrece unas prestaciones y funcionalidades, con una fiabilidad que otros sistemas no son capaces de ofrecer, aparte de cubrir todas las necesidades anteriormente comentadas y otras que más adelantes se detallarán. 7.10 Redes de comunicaciones PLC: Arquitectura Una vez definido que el medio de comunicación más conveniente entre los equipos de medida y el concentrador del centro de transformación (CT) es el PLC, ya se puede definir la estructura de la red local de enlace entre contadores y concentrador en un sistema básico de telegestión. En la Fig. 7.20, se puede observar la estructura básica de esta red local. La comunicación del contador con el concentrador se realiza a través de los cables de potencia de la red de distribución, mediante comunicaciones PLC. A nivel superior, el concentrador PLC está enlazado con el terminal de datos de la empresa distribuidora mediante un sistema de comunicación, que podría ser también PLC. No obstante los enlaces PLC en líneas de MT presentan un mayor grado de dificultad en los acoplamientos, debido a las exigencias de aislamiento. En general el enlace concentrador - terminal de compañía se realiza a través de un enlace IP (Internet) a través de línea telefónica RTC , GSM o GPRS. Fig. 7.20 - Estructura básica de un sistema de telegestión con PLC 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 242 En el ejemplo anterior se tenía un enlace de un solo CT con un concentrador, pero evidentemente las redes de distribución de las empresas eléctricas suelen ser mucho más complejas y cada centro de distribución o subestación (SE) tiene varias líneas de salida a CT y cada una de ellas con multitud de derivaciones. Un ejemplo de una posible arquitectura del sistema global de telegestión basado en PLC, podría ser el que se muestra en la Fig. 7.21. En éste esquema se pueden ver diferentes concentradores conectados cada uno a la red de BT de un CT. A su vez todos los concentradores están conectados, ya sea vía GSM/ GPRS o Ethernet al terminal de lecturas de la empresa distribuidora de energía. Obsérvese que el terminal de compañía puede ser a su vez un PC concentrador que enlaza con máquinas más potentes en centros de facturación o centros de dispatching. Fig. 7.21 - Arquitectura general de una red de concentradores PLC Los ensayos de redes formadas por contadores y concentradores CIRCUTOR, dotados de comunicación PLC, enlazados con terminales de diversas compañías distribuidoras a través de la red telefónica, han demostrado que el sistema de comunicaciones descrito es totalmente funcional y permite una gestión centralizada de facturación y control de cargas. 7.11 Características generales de una red de comunicación PLC 7 Los contadores conectados a las líneas de distribución de un centro de transformación conforman una red local de comunicaciones PLC, pudiendo comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 243 comunicar hasta un máximo de 1785 contadores. Esta red local está gestionada, como se ha dicho más arriba, por un concentrador, que envía todos los datos a la empresa distribuidora de energía. En ocasiones las comunicaciones a través de la línea eléctrica (PLC) presentan una serie de problemas debido a la superposición de ruido a la señal PLC o a atenuación de ésta debido a las largas distancias y a las variaciones de la impedancia total de la red. Todo ello dificulta la comunicación y exige proveer medidas para garantizar el enlace entre contadores y concentrador, a pesar del ruido y de la atenuación antes citadas. Los sistemas de comunicación PLC incorporados a los contadores CIRCUTOR disponen de una serie de controles basados en hardware y software para hacer frente a todos estas contingencias. Los controles más destacados son: Enrutamiento dinámico, Robustez en la modulación, Transmisión multicanal y elección del canal más conveniente, etc. Bandas de frecuencias El sistema de telegestión de CIRCUTOR, con comunicaciones PLC cumple con la normativa europea EN 50065-1, en la cual se definen los niveles máximos de señal a inyectar y las bandas de frecuencia normalizadas, para la comunicación PLC a través de la red eléctrica. La Fig. 7.22 muestra un resumen de las distintas bandas normalizadas y los máximos niveles de señal en dBμV que está permitido inyectar. Fig. 7.22 - Banda de frecuencias PLC según EN 50065-1 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 244 Banda Frequencia Uso Protocolo Ejemplo A 3 - 95 kHz Reservado compañías eléctricas no B 95 - 125 kHz Comunicación interna sin protocolo de acceso no Megafonía interna C 125 - 140 kHz Comunicación interna con protocolo de acceso CSMA/CD Domótica D 140 - 148.5 kHz Para sistemas de alarmas y seguridad no Tal y como se puede observar en la tabla de la Fig. 7.22, la banda A, de 3 a 95kHz, es la banda reservada para las comunicaciones PLC en líneas propiedad de la empresa distribuidora de energía. Para otras aplicaciones, como podría ser la domótica, deben utilizarse las bandas de frecuencias B, C o D o modulación de banda ancha (PLC Ethernet). La velocidad de transferencia en estos sistemas de banda ancha puede llegar a los 135 Mbps y se realiza por medio de redes de transporte Gigabit Ethernet (1000 Mbps) o SDH/Sonet (red de telefónica de fibra óptica de hasta 40 Gbps). 7.11.1 Modulación y velocidad del PLC norma EN 50065-1 Para hacer más robustas las comunicaciones a través de la red eléctrica, se emplea modulación DCSK (Differential Code Shift Keying). De esta forma se consigue una velocidad de transferencia de datos de hasta 7,5 kbps altamente fiable. La velocidad de transferencia es variable ya que el procesador encargado de la gestión de las comunicaciones PLC, permite variar en función de la calidad de señal, la velocidad de transferencia, obteniendo una buena relación entre robustez y velocidad. A continuación se muestra una tabla , a modo de referencia que relaciona robustez con velocidad: Tabla 7.2 - Velocidades del sistema PLC con modulación DCSK 7 Modo Velocidad Modo Standard 7.5 kbps Modo Robusto 5 kbps > 2.5 kbps Modo muy robusto 1.25 kbps > 0.625 kbps Adicionalmente, se emplea el protocolo CSMA/CD para detectar si el medio de comunicación está o no disponible y evitar colisiones en la transferencia de datos. Esto se realiza creando tres canales de comunicaciones, es decir tres bandas de frecuencias, por las que se emite la misma señal, reduciendo así las posibilidades de fallo en las comunicaciones. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 245 7.11.2 Sistema de repetidores En la comunicación entre el concentrador PLC y un contador, es posible que, debido a la variabilidad en las características de la red eléctrica, sea imposible la transferencia de datos (exceso de ruido eléctrico, distancia o atenuación de la señal). En este caso, entra en acción la función de repetidor. La función de repetidor hace posible utilizar uno o más contadores que hagan de repetidores de la señal del último contador de la cadena. En la Fig. 7.23 se puede ver un ejemplo, donde se utilizan dos contadores como repetidores para hacer posible la comunicación entre el concentrador PLC y un tercer contador. Fig. 7.23 - Contador como repetidor de comunicaciones PLC El protocolo de comunicaciones PLC que ofrece CIRCUTOR, asigna a cada contador un nivel, y en función del nivel donde se encuentre, el contador utilizará más o menos repetidores para comunicarse con el concentrador PLC. Los contadores que se comunican directamente con el concentrador PLC pertenecen al nivel 1, los de nivel 2 necesitarán un repetidor y así hasta los contadores de nivel 7 que pueden utilizar hasta 6 repetidores intermedios. De esta forma se consigue comunicar con contadores a distancias que, inicialmente no serían posibles si el enlace entre contador y concentrador PLC fuera directo. 7.11.3 Sistema Plug & Play 7 Los diferentes contadores que conforman una red de comunicación, se encuentran registrados en el concentrador PLC. Esta información puede ser leída por la empresa distribuidora, para poder solicitar datos a cada uno de estos contadores. Los contadores no se registran de forma manual en el concentrador PLC, sino que el sistema PLC de CIRCUTOR, ofrece la funcionalidad llamada Plug&Play, que permite que de forma automática y autónoma por parte del concentrador y del contador, el contador busque el mejor camino (mejor señal de comunicaciones PLC) para llegar al concentrador, ya sea de forma directa o a través de otros contadores (repetidores). El proceso para el registro en la base de datos de un concentrador es el siguiente. Disponemos de un concentrador PLC ya instalado en la red, y se comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 246 instala un nuevo contador. Éste último buscará en el momento de alimentarse, un concentrador PLC. Si la comunicación, distancia y otros factores lo permiten, éste se conectará al concentrador y se añadirá a la base de datos del concentrador PLC automáticamente, y también de forma automática el concentrador PLC empezará la rutina de descarga y exportación de datos. Si no es así, el nuevo contador conectado a la red, buscará otros contadores cercanos a él, para definirlos como repetidores de su señal, para que a través de éstos pueda llegar a conectar con el concentrador. El proceso automático de conexión a la red (alta en la base de datos del concentrador PLC) establece a qué nivel pertenecerá un nuevo contador, así como el número de repetidores que se utilizará para acceder a él. Para ello, el nuevo contador evalúa una serie de parámetros de calidad del enlace. 7.11.4 Enrutamiento dinámico Cuando las comunicaciones con un contador fallan, el concentrador PLC o el propio contador lo detecta, iniciándose la búsqueda de una nueva ruta. Esto es lo que en el sistema PLC de CIRCUTOR, denominamos enrutamiento dinámico. El sistema es capaz de buscar de forma dinámica y automática un nuevo camino para acceder a un contador en el caso de que el enrutamiento establecido inicialmente no sea el correcto. El enrutamiento con mejor calidad, será el que se establezca como comunicación con el concentrador. Resumiendo, la ruta que inicialmente se determine para comunicar, no significa que sea la definitiva, ya que el sistema permite el cambio del enrutamiento debido a cambios en la calidad de las comunicaciones PLC. Por ejemplo en la siguiente Fig. 7.24, podemos ver que aunque normalmente la forma de acceder al contador A es vía el contador B, en caso de fallar este camino, será posible establecer una nueva ruta con el contador C. 7 Fig. 7.24 - Enrutamiento dinámico comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 247 7.12 Especificaciones funcionales del sistema de telegestion En éste apartado ser tratarán algunos de los aspectos más funcionales de la comunicación PLC, es decir, el funcionamiento global de todos los componentes de un sistema de telegestión: equipo de medida, concentrador PLC y software de gestión. 7.12.1 Sistema automático Una de los requerimientos básicos de un sistema de telegestión es que sea un sistema de medida y comunicación bidireccional. Además debe ser un sistema automático, es decir, que no sea necesaria la intervención de ningún agente, para el alta de un contador, más que los necesarios y obligatorios trámites administrativos de la empresa distribuidora, en el alta de u nuevo suministro. Los equipos de medida para suministros inferiores a los 15 kW , tipo de cliente que agrupa el mayor numero de suministros, en todo el parque de contadores, deben satisfacer obligatoriamente las dos condiciones antes citadas. El sistema CIRCUTOR basado en el concentrador PLC-800 es un sistema totalmente automático, ya que en el momento de la instalación de un nuevo contador en la red, éste se conecta automáticamente al concentrador, que se encarga de: • Descargar información relativa al propio equipo de medida. • Actualizar la curva de energía horaria hasta la fecha actual, de forma que en la próxima exportación, que se realiza de forma diaria a los servicios centrales de la empresa distribuidora, se enviarán los nuevos datos del nuevo contador instalado en la red. La comprobación de que un equipo se ha conectado y comunica correctamente con el concentrador PLC-800, se puede hacer mediante el software PowerPLC® o bien des del propio concentrador PLC-800, observando la lista de contadores conectados, y mirando la última fecha de comunicación. 7.12.2 Control de potencia integrado en el contador Cabe destacar, por su relevancia, el sistema de corte y reconexión ofrecido por CIRCUTOR en sus contadores de energía. Éste control de potencia permite programar la corriente contratada, es decir, la potencia contratada en cada suministro, de forma que actúa como un limitador de corriente. El limitador de corriente, integrado dentro del contador, no sustituye, al IGA ni al ICP, que se establecen como obligatorios en cada punto de suministro. 7 Éste control de la potencia, permite ser programado y maniobrado (corte y reconexión) a través de comunicaciones PLC, aunque el abonado debe saber el funcionamiento en la reconexión, ya que debe seguir unos pasos para restablecer el suministro. comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 248 Pasos en la reconexión: En el caso de que el abonado se quede sin suministro, éste debe saber que no volverá a tener corriente, hasta que no abra el circuito, es decir, hasta que no abra el magnetotérmico general (ICP o IGA). En el momento de abrir el circuito, el control de potencia integrado en el contador devolverá el suministro, ya que detecta la apertura del circuito, de forma que cuando cierre el magnetotérmico (ICP o IGA), ya tendrá restablecido el suministro. Puede darse el caso que la compañía distribuidora decida, por el motivo que crea oportuno, cortar el suministro de un abonado, entonces, éste no tendrá tensión, aunque haga la maniobra de abrir y cerrar el magnetotérmico general, hasta que la distribuidora, no de la orden de restablecer el suministro, por telemedida. En éste momento el abonado ya puede realizar la maniobra de abrir y cerrar el magnetotérmico general (ICP o IGA). El elemento de corte tendrá tres funciones principales: Corte programado: En éste caso el elemento de corte, cortará el suministro, por un comando enviado por comunicaciones PLC, desde el centro de transformación (Concentrador PLC-800), a través del puerto óptico, o bien desde las oficinas de la empresa distribuidora (PowerPLC)) Reconexión programada/automática: El rearme después de un corte programado, será indicado desde el centro de transformación, por comando PLC (Concentrador PLC-800), a través del puerto óptico, o desde el PowerPLC. El contador no reconectará en el mismo instante del comando por temas de seguridad. Sólo se rearmará en el momento en el que el abonado, abra el circuito (abriendo el térmico principal), y lo vuelva a cerrar. En el momento en que se le indica al contador que puede cerrar el elemento de corte, éste mide la potencia que se está consumiendo, de forma que detecta si el circuito está abierto o no. En el momento en el que el abonado abre el circuito, el contador lo detecta, éste cierre el elemento de corte, y cuando se cierre el magnetotérmico, ya vuelve a tener suministro. Corte por sobrecorriente: El elemento de corte estará programado con una corriente máxima, que debería corresponder con la potencia contratada. Existe la posibilidad de que el contador tenga dos tarifas, por lo tanto existe la posibilidad de que el elemento de corte tenga dos corrientes programadas (p.ej. 15 A durante el día y 40 A durante la noche). Para la reconexión, se trata de seguir el mismo procedimiento descrito anteriormente. 7.13 Capacidad de gestión de cargas 7 Mediante el elemento de corte y la herramienta de informática PowerPLC, es posible hacer una gestión activa de la demanda, actuando sobre un grupo de comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 249 contadores, reduciendo el consumo global a base de cortes programados de suministro a ciertas secciones o partes de una planta, proceso, línea o sector. En definitiva se trata de controlar las puntas de consumo y de conseguir una curva de carga lo más plana posible El sistema ofrece multitud de posibilidades, ya que la instalación de un contador trifásico en la cabecera de una instalación, como totalizador de la instalación (o centro de transformación) nos permitirá conocer en todo momento el nivel de carga del transformador, y en caso de situación crítica, actuar, mediante el software PowerPLC, con el fin de desconectar cargas no críticas, reduciendo consumos hasta conseguir salir de la situación peligro potencial por exceso de carga del transformador. Otro de los beneficios posibles que nos ofrecería la instalación de un contador en cabecera, sería el conocer el nivel de pérdidas de las cargas de un determinado centro de transformación, simplemente comparando las medidas del totalizador y la suma de todos los consumos parciales. 7.14 Resumen A lo largo del capítulo, hemos desarrollado una serie de conceptos cada vez más ligados al mundo de la distribución de energía eléctrica. Hemos puesto el énfasis en demostrar los beneficios que puede aportar al usuario un sistema de instrumentos distribuidos y conectados en red. Básicamente esto permite el control de flujos energía en las plantas industriales, el control de la calidad de suministro y la gestión de la demanda. Conceptos como el de productividad y control de costes, están estrechamente ligados a la instalación de sistemas que garanticen un buen funcionamiento de las instalaciones y que sirva como una herramienta de gestión energética para conocer en todo momento el consumo global y específico (por pieza o por tonelada, etc). Así pues las que hemos denominado herramientas para la gestión energética son fundamentales para valorar la productividad y para valorar el impacto del coste energético sobre el coste total de un determinado bien o servicio. A lo largo del capítulo se han descrito cuales eran estas herramientas y se ha visto que para la recogida y procesado de datos es fundamental disponer de tres elementos: Instrumentos de medida y control, un sistema de comunicaciones que permita la lectura de datos en cualquier punto de una planta y un software que permita la centralización de estos datos y su procesado. 7 comunicación y Herramientas de anÁlisis del sistema eléctrico 8 SEGURIDAD EN LA RED: PROTECCIÓN DIFERENCIAL 8.1 Introducción Una de las principales preocupaciones en el funcionamiento de una instalación eléctrica es sin duda la seguridad, tanto de la propia instalación como de las personas y bienes relacionados con dicha instalación . El término seguridad comprende básicamente dos aspectos: • La protección contra defectos de aislamiento en condiciones normales de uso de la instalación. • La protección en caso de condiciones accidentales o anómalas: Básicamente sobretensiones y cortocircuitos. En este capítulo nos centraremos básicamente en el primero de estos aspectos, es decir, el aspecto de aislamiento entre partes conductoras de una instalación sometidas a tensión de fases distintas o entre éstas, masa y tierra. En este libro no trataremos de los temas de protección de sobretensiones o protección de cortocircuitos. Los defectos de aislamiento pueden producir dos tipos de problemas: • Peligro de electrocución para las personas, por contacto directo con partes conductoras del propio sistema eléctrico o por contacto indirecto a través de las envolventes. Corrientes del orden de 5 a 10 mA pueden ser suficientes para provocar una fibrilación cardíaca si en el camino de paso de la corriente se ven afectados los músculos del corazón. Corrientes del orden de 30 mA se consideran peligrosas en cualquier caso. • Peligro de incendio en caso de corrientes de fuga importantes a través de caminos resistivos con resistencias relativamente grandes o por cortocircuito a través del conductor de tierra. De hecho, se ha comprobado que corrientes del orden de 300 mA, circulando entre piezas conductoras con elevada resistividad, como puede ser el caso de hierro oxidado, pueden llegar a producir pérdidas suficientes para poner el óxido incandescente e iniciar un incendio. Las medidas de protección para evitar este tipo de problemas son esencialmente de dos tipos: • Aislamiento entre partes envolventes y partes sometidas a tensión. Esto significa que las envolventes de los equipos eléctricos deben diseñarse de tal forma que cualquier parte conductora accesible al tacto esté debidamente aislada de las partes sometidas a tensión. 8 • Conexión de las envolventes a tierra y protección de las instalaciones en caso de fuga mediante relés diferenciales o relés de vigilancia de aislamiento. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 252 En este capítulo, daremos una breve descripción de las causas que pueden provocar pérdida de aislamiento y clasificaremos las envolventes según su capacidad de mantener el aislamiento ante determinadas condiciones ambientales externas. Por otro lado se hará una descripción de los distintos regímenes de conexión del neutro a tierra y de las ventajas e inconvenientes de cada uno, desde el punto de vista de la seguridad y de la facilidad de protección. Por último, haremos una descripción más detallada de la protección diferencial en instalaciones con distintos regímenes de conexión del neutro y de las masas. 8.2 Definiciones Antes de proseguir con la descripción de los métodos de protección diferencial vamos a dar una serie de definiciones relativas a aislamiento entre partes conductoras de una instalación eléctrica. La mayoría de las definiciones están basadas en las normas IEC-61008 e IEC-60364, aunque no se ha hecho una traducción literal. • Partes conductoras activas: Partes conductoras directamente conectadas a uno de los conductores de fase o al neutro. • Masa: Partes conductoras envolventes de un equipo eléctrico que accidentalmente pueden tener contacto con partes conductoras activas. • Clase de protección IP de una envolvente: La clase de protección se define por la capacidad de la envolvente de proteger las partes interiores contra la penetración de partículas sólidas de diverso tamaño o contra penetración de líquidos en diferentes circunstancias. • Tierra: Parte o conjunto de partes conductoras en contacto con el suelo, destinadas a ser utilizadas como potencial cero de referencia de cualquier instalación eléctrica. • Conductor de tierra: Conductor unido al potencial de tierra, con una resistencia suficientemente baja para que no existan diferencias de potencial significativas, incluso en caso de circular las corrientes de defecto previstas en la instalación. • Régimen de conexión del neutro a tierra (IEC 60364-3): Indica la configuración de una determinada instalación por lo que se refiere a la conexión a tierra del neutro y de las masas. (Véase apartado 8.4) • Contacto directo: Contacto de una persona directamente con una parte activa sometida a tensión. (Ver la Fig. 8.1) • Contacto indirecto: Contacto de una persona con una parte conductora no activa sometida a tensión solo en caso de defecto. (Ver la Fig. 8.2) 8 seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica L1 L1 L2 L2 L3 L3 253 N Fig. 8.1 - Electrocución por contacto directo L1 L1 L2 L2 L3 L3 N Fallo de Aislamiento Carga eléctrica Fig. 8.2 - Electrocución por contacto indirecto • Corriente de defecto a tierra: Corriente que circula desde las partes activas hacia el tierra debida a un defecto de aislamiento. • Corriente de fuga: Corriente que circula desde las partes activas hacia el tierra en ausencia de cualquier defecto de aislamiento. • Corriente diferencial residual, I∆: Valor eficaz de la corriente resultante de la suma vectorial de los valores instantáneos de las corrientes de todos los conductores activos. 8 • Interruptor diferencial I D (En la denominación inglesa RCCB, Residual Current Circuit Breaker). Dispositivo electromecánico destinado a cortar la corriente de un determinado circuito, en caso de que la corriente diferencial supere un determinado valor umbral de disparo. Si el dispositivo, además, proporciona protección contra cortocircuitos, se denomina interruptor diferencial con protección de sobrecarga (RCBO, en inglés). seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 254 • Relé diferencial: Relé que detecta la corriente residual. En realidad es una parte del interruptor diferencial, sin el dispositivo de corte. • Corriente residual, de funcionamiento: Valor de la corriente diferencial residual que causa el disparo de un ID. • Corriente residual, de no funcionamiento: Valor de la corriente diferencial residual por debajo de la cual un ID no dispara. • Interruptor diferencial independiente de la tensión: Interruptor diferencial que NO NECESITA tensión de alimentación para funcionar.. • Interruptor diferencial dependiente de la tensión: Interruptor diferencial que NECESITA tensión de alimentación para funcionar. • Interruptor con seguridad positiva: Se dice de aquel que incluso en ausencia de alimentación (falta de una fase) continúa siendo capaz de disparar la protección. En caso de ID que requieren alimentación para su funcionamiento, deben abrir automáticamente cuando falta la tensión de alimentación para que puedan ser considerados de seguridad positiva. • Interruptor diferencial tipo AC: Interruptor diferencial que funciona correctamente cuando detecta corrientes diferenciales residuales alternas sinusoidales, ya sean aplicadas bruscamente o de forma gradual. • Interruptor diferencial tipo A: Interruptor diferencial que funciona correctamente tanto si detecta corrientes diferenciales residuales alternas sinusoidales como cuando detecta corrientes diferenciales continuas pulsadas, ya sean aplicadas bruscamente o de forma gradual. 8.3 Efectos de la corriente eléctrica en las personas En el estudio técnico publicado en la norma IEC-479-1 se indican los efectos de la corriente eléctrica en el hombre y los animales domésticos en la gama de frecuencias de 15 Hz a 100 Hz, y que sirven de guía para establecer las prescripciones de seguridad eléctrica. En caso de un contacto directo, el peligro para la persona, de la corriente que pasa a través de su cuerpo, depende esencialmente del valor de dicha corriente y del tiempo que dura. Principalmente, el riesgo de fibrilación ventricular del corazón se considera una de las causas mayores de accidentes mortales por choque eléctrico. En la Fig. 8.3 se resumen los efectos de la corriente alterna en el cuerpo humano en función del valor de corriente (valor eficaz en mA) y su duración en tiempo (ms). 8 seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 255 Fig. 8.3 - Zonas tiempo/corriente de los efectos corriente alterna de 15 Hz a 100 Hz El resumen de las distintas zonas es el siguiente: • Zona 1: No se produce ninguna reacción. Se considera el umbral de percepción y reacción a un valor de 0,5 mA. • Zona 2: De 0,5 mA hasta el límite de la curva B, hay percepción, pero no se produce ningún efecto peligroso. La curva B empieza a unos 10 mA, y corresponde al umbral de no soltar, de contracción muscular. • Zona 3: Es la zona limitada por la curva B hasta C1. Se produce contracción muscular y dificultades de respiración, aunque no suele producirse daño orgánico. La curva C1 es el umbral de fibrilación ventricular. Este umbral depende tanto de los parámetros (anatomía del cuerpo, estado de las funciones cardíacas) como de los parámetros eléctricos (duración, recorrido de la corriente, valor de corriente, etc.). Los 30 mA están justo por debajo de este umbral. • Zona 4: A parte de los efectos de la zona 3 se puede producir parada del corazón, parada de la respiración y quemaduras graves. La probabilidad de fibrilación ventricular es de un 5 % entre C1-C2, de un 50 % entre C2-C3 y de más de un 50 % por encima de la curva C3. Estos valores son los que permiten establecer el umbral de las distintas protecciones diferenciales normalizadas. 8.4 Tensiones de seguridad El valor límite de la tensión de seguridad debe ser tal que aplicada al cuerpo humano el valor de corriente que se deriva por la resistencia que presenta no suponga riesgos para el individuo. 8 La norma UNE 20460 define unos valores de seguridad para protección de personas que en función de la tensión de contacto Uc nos dan el tiempo máximo de corte en caso de defecto. Estos tiempos también son función del tipo de ambiente: seco o húmedo. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 256 La norma UNE 20460-4-41 establece los siguientes valores de tensión límite convencional de contacto, con respecto a tierra: • UL ≤ 50 V para locales secos • UL ≤ 25 V para locales húmedos A estos valores de tensión, la resistencia que presenta el cuerpo humano es tal que en el caso de contacto las corrientes que se derivan están por debajo de los umbrales que presentan peligro. 8.5 Envolventes y grados de protección de equipos de BT Las funciones básicas de las envolventes de los equipos eléctricos son las siguientes: • Impedir el contacto directo de personas con las partes conductoras activas. • Impedir la penetración de cuerpos sólidos extraños (arena, polvo, insectos, roedores, etc.) • Impedir la penetración de líquidos. • Impedir la penetración de gases corrosivos o de radiaciones electromagnéticas o nucleares (luz, partículas nucleares, etc.) • Proteger contra choques. 8.5.1 Grados de protección IP Para caracterizar el comportamiento de las envolventes en equipos de baja tensión se codifican mediante una siglas que se conocen como “grado de protección IP” o “código IP” , definido en las normas EN-60.529 y EN 60947-1. El grado de protección se caracteriza mediante dos cifras características: La primera (a veces seguida de una letra) designa la estanqueidad de la envolvente frente a penetración de objetos o partículas sólidas. La segunda define la estanqueidad de la envolvente ante la penetración de líquidos. Las Tablas 8.1 y 8.2 detallan los significados de cada una de las citadas cifras. 8 seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 257 Tabla 8.1. Significado de la primera cifra del código IP (*) La sigla “x” designa una segunda cifra cualquiera, ver Tabla 8.2 8 Código (*) Descripción abreviada Observaciones IP 1x Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 50 mm Impide el contacto directo de una gran superficie del cuerpo humano, tal como la mano, con las partes activas y piezas en movimiento IP 2x Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 12,5 mm IP 2Lx ó IP 2xB Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 12,5 mm y contra contactos con el dedo de prueba estándar IP 3x Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 2,5 mm IP 3Lx ó IP3xC Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 12,5 mm y contra contactos a través de una varilla de Ø = 2,5 mm y longitud inferior a 100 mm IP 4x Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 1 mm IP 4Lx ó IP4xD Protección contra penetración de objetos sólidos de Ø > 1 mm y contra contactos a través de una varilla de Ø = 1 mm y longitud inferior a 100 mm La sigla “L” añadida tras la primera cifra o “D” al final, indica que se distingue entre penetración y contacto con la varilla, simulando lo que podría ser un alambre o cable rígido. IP 5x Protección contra el polvo Permite su penetración en tanto que no se deposite sobre partes donde se comprometa el aislamiento. IP 6x Estanqueidad total contra el polvo seguridad en la red: Protección diferencial La sigla “L” añadida tras la primera cifra o “B” al final indica que se distingue entre penetración y contacto con un dedo articulado estándar de 80 mm de longitud, Ø =12 mm y con punta biselada. (Forma definida en la norma) La sigla “L” añadida tras la primera cifra o “C” al final, indica que se distingue entre penetración y contacto con la varilla, simulando lo que podría ser un destornillador. Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 258 Tabla 8.2.- Significado de la segunda cifra del código IP (*) La sigla “x” designa una primera cifra cualquiera, ver Tabla 8.1 Código (*) Descripción IP x1 Protegido contra goteo de agua en dirección vertical IP x2 Protegido contra caída de agua con una inclinación máxima de 15º IP x3 Protegido contra caída de agua con una inclinación máxima de 60º IP x4 Protegido contra proyección de agua en cualquier dirección IP x5 Protegido contra chorro de agua proyectado a presión en cualquier dirección IP x6 Protegido contra golpes de mar. Agua proyectada en cualquier dirección IP x7 Protegido contra los efectos de la inmersión. (Presión y tiempo limitados) IP x8 Protegido contra los efectos de la inmersión. (Presión y tiempo especiales) 8.6 Regímenes de conexión de neutro y tierra Para asegurar la protección de personas y bienes contra los posibles fallos de aislamiento en una instalación eléctrica , es conveniente que las envolventes de los equipos eléctricos estén conectados a un potencial de tierra de referencia. Por otro lado, la continuidad de servicio y la seguridad de instalaciones con partes sometidas a descargas atmosféricas, hacen aconsejable que la instalación eléctrica esté protegida contra posibles diferencias de potencial excesivas entre los conductores activos y tierra. Todas las consideraciones anteriores hacen plantear la pregunta de cómo deben referirse a tierra las partes activas y las envolventes de los sistemas de distribución de energía eléctrica. Para el caso de instalaciones de baja tensión , alimentadas siempre a través de un transformador MT/BT , los puntos de interés son dos: • ¿Hay o no neutro en el secundario del transformador?, y en caso de existir, ¿cómo se refiere el conductor neutro a tierra? • ¿Cómo se conectan las masas de la instalación de BT a tierra? 8 La respuesta a estas preguntas no es única y dependiendo de cual sea el interés principal (protección de personas, protección de riesgo de incendio, protección contra descargas atmosféricas, etc.) puede dar lugar a distintos esquemas de conexión, que han sido descritos por la norma IEC 60364 y que resumimos en las tablas 8.3 y 8.4. La designación estándar de las distintas formas de conexión se codifica mediante dos letras básicas según IEC 60364. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 259 Algunas normas (NFC13-100) añaden una letra suplementaria para designar como están relacionados el tierra de BT con los herrajes de MT. Los significados de la letra suplementaria se detallan en la Tabla 8.5. Tabla 8.3.- Significado de las dos letras de designación de régimen de neutro según IEC 60364 Código Significado Variantes T: neutro unido directamente a tierra Primera letra Indica como se hace la conexión del secundario del transformador MT/BT a tierra. Segunda Letra Indica la forma de conexión de las masas a tierra I: Neutro aislado de tierra. Existen variantes en que la conexión se hace a través de una impedancia, otras en que el aislamiento es total o incluso puede no existir el neutro T: Masas unidas directamente a tierra. N: Masas conectadas a neutro. (Solo tiene sentido si la primera letra es T) Notas: La primera letra I sólo admite como segunda letra T. Así pues las configuraciones posibles son TT, TN , IT. La configuración TN tiene diversas variantes (ver Tabla 8.4) Descripción de los sistemas posibles: • TT: Neutro del transformador unido a tierra de la ET (Estación Transformadora) y masas de la instalación unidas al tierra local. En caso de cortocircuito fase a masa, las resistencias de las tomas de tierra limitan la corriente de cortocircuito, pero pueden aparecer tensiones peligrosas entre las masas y tierra. Por ello, se requiere una protección diferencial con actuación instantánea. Esto causa a veces problemas de poca selectividad y de interrupciones de partes de la instalación muy alejadas del defecto. • TN: Neutro del transformador unido a tierra de la ET y masas de la instalación unidas al mismo punto a través de un conductor (caso de TNC) o de dos conductores (caso de TNS). En caso de cortocircuito fase – masa las corrientes de defecto son muy grandes y pueden aparecer también tensiones peligrosas entre las masas y el tierra local de la instalación. 8 • IT: En la conexión IT , el neutro del transformador no se pone a tierra directamente. Algunas veces se mantiene totalmente aislado y otras veces se une a tierra a través de una impedancia de valor relativamente alto (conexión conocida como neutro impedante). Este tipo de conexión debe protegerse con un relé vigilante de aislamiento y es más robusta en cuanto a que no genera disparos intempestivos de los relés diferenciales. En caso de pérdida de aislamiento por un seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 260 punto no existe disparo, sino solo aviso de pérdida de aislamiento. Solo en caso de defecto doble dispara la protección de sobrecarga. Tabla 8.4.- Configuraciones posibles del régimen de neutro en BT Conexión / Esquema TT Características • En teoría un solo diferencial en cabecera protege cualquier fuga en cualquier punto. • El método es poco selectivo. En caso de fuga en una derivación puede disparar el total. • Para una buena continuidad de servicio deben escalonarse los tiempos de disparo.. • Corriente de defecto moderada en caso de cortocircuito directo fase - masa, IT • Los relés diferenciales en las derivaciones disparan solo si hay un doble defecto • A veces se requiere un controlador permanente de aislamiento (CPA) en el transformador. • Es más robusto desde el punto de vista de la disponibilidad de energía. Un pequeño defecto no causa interrupción TN-C • Corriente de defecto alta en caso de cortocircuito directo fase – masa • Tensiones peligrosas en caso de cortocircuito directo. • Prohibido seccionar el neutro en este tipo de conexión TN-S • Corriente de defecto alta en caso de cortocircuito directo fase – masa • Tensiones peligrosas en caso de cortocircuito directo. 8 • Peligro de pérdida de protección si se corta el conductor PE TN-C-S: TNC seguido de TNS seguridad en la red: Protección diferencial • Este sistema consiste en utilizar el sistema TNS aguas debajo de un TNC. Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 261 Tabla 8.5.- Significado de la tercera letra en la designación del régimen de neutro según norma francesa NFC13-100. Tercera letra Tierra de herrajes de la ET Tierra de BT del transformador Masas de BT R Conectado Conectado Conectado N Conectado Conectado Aislado S Aislado Aislado Aislado 8.7 Protección diferencial La protección de personas contra el riesgo de electrocución por contacto directo y la protección contra incendios en caso de derivaciones fortuitas a masa , exigen el empleo de dispositivos de desconexión que actúan cuando se produce una corriente de defecto a tierra. Estos dispositivos se denominan generalmente relés diferenciales o interruptores diferenciales. La diferencia entre ambos está en el hecho de que tengan o no incorporado el dispositivo de corte, tal como se ha indicado en el apartado de definiciones (Véase la definición de relé diferencial). Los niveles de corriente de disparo admitidos, son distintos según se trate de protección de personas o de bienes (generalmente 30 mA para protección de personas y 300 mA o más para el caso de protección de instalaciones industriales). El empleo de dispositivos diferenciales de valor igual o inferior a 30 mA son siempre una medida de protección complementaria a otras medidas de protección contra los contactos directos. Los diferenciales se usan como protección adicional pero nunca como única protección contra los contactos directos. 8.7.1 Principio de funcionamiento El empleo de los relés diferenciales o interruptores diferenciales está pensado básicamente para instalaciones con régimen de neutro TT o con ciertas condiciones el régimen TN (solo tipo TN-S). La detección de la corriente diferencial se realiza mediante un transformador de corriente , generalmente con núcleo toroidal de baja dispersión y alta sensibilidad. A través del hueco del núcleo se hacen pasar todos los conductores activos, según muestra el esquema de principio de la Fig. 8.4. 8 Si la suma de las corrientes de todos los conductores activos (fases y neutro) es cero el flujo creado en el transformador será nulo y por tanto la señal que éste dará en el secundario será también nula. Esto significa que las corrientes que entran por alguno de los conductores activos retornan por otro conductor activo, de tal forma que la suma es cero en todo momento y por tanto no hay retorno de corriente por otros caminos, es decir no hay fuga. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 262 En caso de fuga, la suma de corrientes en los conductores activos no es cero, debido a la corriente de fuga que retorna por el tierra. Esto causa una tensión en el secundario del transformador diferencial, que debidamente amplificada y tratada hace disparar el relé diferencial y éste a su vez activa el dispositivo de corte. Fig. 8.4.- Principio de funcionamiento de un interruptor diferencial 8.7.2 Tipos de dispositivos diferenciales Las tres partes básicas de todo interruptor diferencial pueden estar juntas en un solo dispositivo o pueden ser partes separadas. Según esto podemos distinguir varios tipos de interruptores diferenciales: • Interruptor diferencial completo. Incluye el transformador de medida, el relé de detección y el dispositivo de corte. Esta configuración suele emplearse para pequeñas potencias o en interruptores domésticos. • Relé diferencial + interruptor: El relé incluye el transformador de medida y el relé de detección, con un contacto de salida de baja potencia. Este contacto está pensado para actuar sobre un interruptor automático convencional, ya sea a través de la bobina de mínima o de la bobina de emisión.. • Transformador + relé detector + interruptor: Esta modalidad es análoga a la anterior, pero el transformador de medida es una pieza aparte del relé de detección. 8 Fig. 8.5.- Distintas ejecuciones del conjunto transformador de medida y relé diferencial seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 263 8.7.3 Aplicación de interruptores automáticos y contactores como dispositivos de corte de la protección diferencial. En instalaciones industriales de potencia media y alta, el relé diferencial no puede cortar la potencia total. Por ello se suelen emplear interruptores automáticos o contactores, con el poder de corte adecuado para realizar dicha función de corte. Al utilizar interruptores automáticos como dispositivos de corte por corriente de defecto , podemos adoptar dos tipos de esquema de disparo, cada uno con ciertas ventajas e inconvenientes que se comentan a continuación: • Disparo por bobina de mínima: Un interruptor automático con bobina de mínima, dispara en el caso de que dicha bobina se quede sin alimentación. La aplicación como elemento de corte de un sistema de protección diferencial puede hacerse de dos formas distintas, según puede verse en los esquemas de las figuras 8.6 y 8.7. En la Fig. 8.6, la alimentación del relé se toma aguas arriba del interruptor y esto permite un rearme eléctrico del sistema. Algunas veces se emplea un contactor en vez de un interruptor con bobina de mínima, de forma que al rearmar el relé diferencial automáticamente vuelve a alimentarse el sistema. En tal caso, si el defecto persiste, el relé vuelve a disparar inmediatamente al intentar rearmarlo. En la Fig. 8.7, la alimentación se toma aguas abajo del interruptor, lo cual quiere decir que el relé diferencial se queda sin alimentación al disparar y normalmente esto supone un rearme automático. 8 Fig. 8.6.- Disparo por bobina de mínima con rearme manual seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 264 Fig. 8.7.- Disparo por bobina de mínima con rearme automático. • Disparo por bobina de emisión: Un interruptor automático con bobina de emisión, dispara en el caso de que dicha bobina reciba tensión de alimentación. La aplicación de este tipo de disparo para el corte de un sistema de protección diferencial puede hacerse también de dos formas distintas, según puede verse en los esquemas de las figuras 8.8 y 8.9. En la Fig. 8.8. la alimentación se toma aguas arriba del interruptor, con lo cual, al producirse el disparo queda enclavado el sistema y no es posible el rearme del interruptor hasta haber rearmado el relé. Debe tenerse precaución al utilizar este método, pues algunos interruptores automáticos no admiten tener la bobina de emisión alimentada durante largo tiempo. En la Fig. 8.9, la alimentación se toma aguas abajo, con lo cual el rearme del relé diferencial es automático, pero hay que rearmar el interruptor de forma manual. 8 seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 8.8.- Disparo por bobina de emisión con rearme manual. 8 Fig. 8.9.- Disparo por bobina de emisión con rearme automático. seguridad en la red: Protección diferencial 265 Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 266 8.7.4 Clasificacion de los diferenciales según el tipo de corriente de defecto a tierra Los diferenciales se clasifican en diferentes tipos, según su capacidad para garantizar la protección contra varios tipos de corriente de defecto a tierra. a) Diferenciales tipo AC Son los diferenciales que garantizan el disparo para corrientes de fuga alternas sinusoidales, tanto aplicadas bruscamente como de aumento progresivo. Se marcan con el símbolo b) Diferenciales tipo A Estos diferenciales garantizan el disparo para las siguientes corrientes de fuga: • Corrientes alternas sinusoidales • Corrientes continuas pulsantes • Corrientes continuas pulsantes, superpuestas sobre corrientes continuas lisas de 0,006 A, con o sin control de ángulo de fase, independiente de la polaridad, tanto aplicadas bruscamente como de aumento progresivo. Se marcan con el símbolo c) Diferenciales tipo B Estos diferenciales están de acuerdo con la norma IEC-62423. Son diferenciales que garantizan el disparo como el tipo A, y además para estas corrientes de fuga: • Corrientes sinusoidal alterna hasta 1000 Hz. • Corrientes continuas lisas de 0,4 veces la corriente residual asignada o 10 mA, el que sea el valor más elevado de los dos superpuestos a una corriente alterna. • Corriente continuas lisas de 0,4 veces la corriente residual asignada o 10 mA, el que sea el valor más elevado de los dos superpuestos a una corriente continua pulsante. • Para corrientes continuas pulsantes rectificadas provenientes de dos o más fases. • Para corrientes continuas lisas provenientes de circuitos multifase. Se marcan con el doble símbolo 8 seguridad en la red: Protección diferencial o alternativamente Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 267 8.8 Selectividad de la protección diferencial Uno de los aspectos importantes en una instalación eléctrica es que los elementos de protección deben interrumpir el servicio solo en las secciones o partes defectuosas, manteniendo la alimentación en las partes que no tengan ningún defecto. Para ello, se suele subdividir la instalación en partes o líneas independientes y se utiliza un relé diferencial individual para cada línea. Aun así, para proteger las líneas que enlazan la acometida con los cuadros de distribución, se suele poner un diferencial en cabecera. Debe garantizarse, sin embargo, que el sistema tenga la suficiente selectividad para que un defecto en una línea individual no provoque el disparo del diferencial general (véase Fig. 8.10) Fig. 8.10.- Esquema unifilar de protección de varias líneas 8.8.1 Métodos para obtener selectividad de los diferenciales Cuando se instala un diferencial aguas arriba de otros hay que procurar que una corriente de defecto en un subcircuito dé lugar al disparo del diferencial que protege este subcircuito, y no dispare el diferencial aguas arriba a menos que persista el defecto. Los métodos para asegurar la selectividad en un esquema de protección como el de la Fig. 8.10. se basan generalmente en los siguientes principios: • Retardo del disparo aguas arriba. • Disminución de la sensibilidad aguas arriba. • Filtrado de perturbaciones aguas arriba. • Combinación de los anteriores 8 En general, el sistema más seguro es una combinación de la sensibilidad y del retardo de disparo. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 268 Según la guía IEC/TR 62350, la regla general para asegurar la selectividad se basa en dos ajustes: • La corriente de disparo asignada al diferencial aguas arriba debe ser al menos unas 3 veces la corriente de defecto asignada al diferencial aguas abajo. Normalmente esta relación es entre dos y tres veces. • El tiempo mínimo de no actuación del diferencial aguas arriba debe ser superior al tiempo de disparo máximo del conjunto diferencial instalado aguas abajo. Otra de las propiedades que debe exigirse al diferencial general es que sea relativamente insensible a las perturbaciones, es decir que tenga un filtrado adecuado de las señales espúreas generadas por fugas a través de capacidades parásitas durante la conexión o desconexión de cargas pesadas. 8.8.2 Ajuste de los retardos de los diferenciales Para determinar los tiempos de disparo y asegurar la protección por diferencial se tienen en cuenta los estudios realizados y plasmados en la norma IEC-60479, que hacen referencia a los efectos de la corriente en el hombre. La apertura automática de la instalación se realiza en base a un umbral de corriente de defecto y unos tiempos de respuesta o funcionamiento. a) Para los interruptores diferenciales domésticos o usos análogos, la norma UNE-EN-61008 / IEC-61008 define los tiempos de funcionamiento y de no actuación para dos tipos: • Diferenciales instantáneos (tipo General) • Diferenciales selectivos (tipo S) Tabla 8.6 : Valores según UNE EN-61008 para los tipo AC. TIPO INSTANTÁNEO SELECTIVO In (A) CUALQUIER VALOR > 25 IΔn (A) TODOS LOS VALORES > 0,03 VALORES NORMALIZADOS DE TIEMPO DE FUNCIONAMIENTO(s) CON UNA CORRIENTE DIFERENCIAL (IΔ): IΔn 2IΔn 5IΔn 500 A 0,3 0,15 0,04 0,04 TIEMPO DE FUNCIONAMIENTO MÁXIMO 0,5 0,2 0,15 0,15 TIEMPO DE FUNCIONAMIENTO MÁXIMO 0,13 0,06 0,05 0,04 TIEMPO DE NO ACTUACIÓN MÍNIMO Para lograr una selectividad pueden instalarse diferenciales selectivos aguas arriba de diferenciales de tipo general instantáneos. 8 b) Para los interruptores automáticos con protección por corriente diferencial incorporada de potencia es la norma UNE-EN 60947-2 / IEC-60947-2 la que define los tiempos de disparo. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 269 Tipo no temporizado (instantáneo): Tabla 8.7: Características de funcionamiento para el tipo no temporizado. Para 30 mA siempre tienen que ser del tipo no temporizado. Tipo temporizado (selectivo): Para un tipo temporizado, la norma indica que el tiempo límite de no respuesta se define a 2 I∆n,siendo 0,06 s el tiempo mínimo de no respuesta permitido. Tabla 8.8: Características de no funcionamiento para el tipo temporizado que tiene un límite de no respuesta de 0,06 s. Otros tiempos límite de no respuesta recomendados por la norma son 0,1 s – 0,2 s – 0,3 s – 0,4 s – 0,5 s – 1 s. Para estos tiempos límite de no respuesta superiores a 0,06 s el fabricante tiene que declarar los tiempos de funcionamiento. En el caso de que de un interruptor de característica tiempo/corriente inversa el fabricante tiene que indicar la relación corriente diferencial residual/ tiempo de corte. c) Los diferenciales electrónicos asociados a interruptores son normalmente regulables en tiempo y sensibilidad, y están sujetos a los valores anteriores, según la norma IEC-60947-2. Además para permitir la selectividad, la norma IEC-60364-4-41 de instalaciones eléctricas de baja tensión definen para la protección contra contactos indirectos los tiempos máximos de desconexión del dispositivo de protección. Admite para circuitos de distribución (que no sean circuitos finales): • En sistemas TT un tiempo de desconexión hasta 1 s. • En sistemas TN este tiempo aumenta hasta 5 s. 8.9 Disparos intempestivos en los relés diferenciales 8 Determinadas perturbaciones y/o determinados vicios de instalación provocan a veces disparos intempestivos de los dispositivos de protección diferencial. Las causas principales de disparo pueden agruparse en dos grandes grupos: seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 270 • Disposición de cables muy asimétrica en el transformador de medida. • Presencia de perturbaciones en la red. La disposición muy asimétrica de cables o pletinas en un transformador de medida diferencial, causa flujos de dispersión que provocan detección de defecto incluso en caso de que las corrientes sumen cero. Este fenómeno es más frecuente en tamaños grandes de transformadores de medida y puede solventarse con la utilización de transformadores con un diámetro más grande del necesario , procurando centrar los conductores , o puede también mejorarse con el empleo de un accesorio en forma de tubo de hierro dulce como indica la Fig. 8.11 Fig. 8.11.- Transformador toroidal de medida con tubo de compensación de dispersión En cuanto al disparo por perturbaciones, podemos distinguir dos posibles causas de dichos disparos: • Perturbaciones que originan fuga transitoria. • Perturbaciones que interfieren en el sistema electrónico de detección. El primer grupo de perturbaciones causan una corriente de fuga de corta duración a pesar de que el sistema no tiene ningún defecto permanente a tierra. Generalmente este tipo de fugas se producen a través de los condensadores de filtro, en modo común para perturbaciones EMI o a través de las capacidades parásitas del propio sistema (cables enterrados o distribuidos a través de bandejas metálicas con recorridos largos). El segundo grupo de causas de disparo intempestivo, es decir, los disparos producidos por interferencia del sistema electrónico de detección se evitan utilizando relés que hayan superado las pruebas de inmunidad, según ensayos de Compatibilidad Electromagnética, exigidos por la directiva Europea y las normas específicas de producto (por ejemplo según norma IEC 61543 / UNE-EN61543). La Tabla 8.9 da una serie de posibles causas de disparo intempestivo y algunos consejos para evitar dichos disparos. 8 seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 271 Tabla 8.9.- Posibles causas de disparo intempestivo de relés diferenciales Causas de disparo Posibles soluciones A) Cables o barras muy descentrados Colocar tubo de guía para en el transformador de medida evitar la dispersión. B) Presencia en la red de equipos de tiristores conmutando por control de fase (arrancadores estáticos, rectificadores controlados) causando altos dU/dt Colocar reactancias en serie con el equipo que interfiere. C) Conexión por arranque directo de grandes motores, causando altos dU/dt Prever arranque escalonado o arrancador estático con reactancia de choque a la entrada. D) Presencia en la red de alguna carga protegida con filtro EMI de gran potencia (grandes arrancadores o grandes equipos de tiristores). Los filtros de EMI incorporan condensadores entre fases y tierra. Subir el nivel de disparo del relé diferencial en la línea que incluye dichas cargas. E) Presencia en la red de múltiples cargas de pequeña potencia con filtro EMI incorporado (balastos electrónicos, ordenadores, impresoras, fax, etc.). Los filtros de EMI incorporan condensadores entre fases y tierra. Subdividir el consumo de la línea en varias líneas con protección diferencial individual. F) Causas enumeradas en C) o D) agravadas por la presencia de altos niveles de armónicos y líneas de distribución largas y muy acopladas a tierra. Filtrar armónicos en las cargas o reducir su contenido con reactancias o transformadores de aislamiento TSA. G) Unión entre neutro y tierra por error en alguna parte de la instalación. Debe buscarse y eliminarse toda unión de neutro a tierra que no sea la del transformador en sistemas TT. Subdividir la línea en varias. 8.10 Relés diferenciales de alta inmunidad a las perturbaciones 8 Una de las características más importantes de cualquier sistema de protección es que solo debe disparar si existe realmente defecto y además debe interrumpir solo la parte defectuosa, o el mínimo de partes no defectuosas , garantizando por tanto una máxima continuidad de servicio. Para garantizar estas prestaciones puede optarse por dos soluciones o por una combinación de ambas: El uso de relés de alta inmunidad a perturbaciones y el uso de relés con reconexión automática. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 272 8.10.1 Relés diferenciales inmunizados Los relés diferenciales inmunizados consisten básicamente en relés que filtran las perturbaciones de alta frecuencia y solo son sensibles a la fuga de 50 ó 60 Hz. Este tipo de relés ignoran las fugas de alta frecuencia y por tanto pueden resultar adecuados en el caso de cargas como variadores de frecuencia, hornos de inducción a alta frecuencia, SAI, etc. De hecho, estos relés detectan la pérdida de aislamiento pero son prácticamente insensibles a las fugas provocadas a través de las capacidades parásitas. Fig. 8.12.- Relé superinmunizado Algunas de las características de estos diferenciales inmunizados son : • Comportamiento de no disparo frente a perturbaciones transitorias. Tienen que superar las pruebas de compatibilidad electromagnética que se indican en la norma UNE EN 61543 / IEC 61543 en el caso de interruptores diferenciales, o la IEC 947-2. • Filtrado de corrientes armónicas y fugas de alta frecuencia, corrientes no peligrosas. • Medida de señales normalmente no sinusoidales. Medida de la corriente de defecto en verdadero valor eficaz, aun con distorsiones importantes. • Orden de desconexión a partir, por ejemplo, del 80 % del umbral de disparo ajustado (la norma indica que tienen que disparar entre el 50 y el 100 %). • Curvas de disparo seleccionables tipo instantáneas, selectivas o inversas. 8.10.2 Relés diferenciales con reconexión automática 8 Otra posible solución para garantizar una buena continuidad de servicio y a la vez tener una protección contra todo tipo de fugas es la utilización de relés inteligentes con reconexión automática. Estos relés disparan cuando existe una fuga, pero se rearman automáticamente al cabo de unos segundos. Se intenta el seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 273 rearme varias veces y si persiste la falta a cada intento de rearme el relé queda definitivamente desconectado. La Fig. 8.13 muestra un conjunto de relé con reconexión automática y un interruptor con mando eléctrico. Fig. 8.13.- Relé diferencial con reconexión automática con interruptor con mando eléctrico La reconexión automática es una buena solución para aquel tipo de instalaciones en que es necesario un suministro continuado de energía eléctrica sin personal de mantenimiento: • Instalaciones rurales • Cámaras frigoríficas • Alumbrado público • Repetidores de telefonía móvil • Cuadros de semáforos • Iluminación túneles • Cajeros automáticos En todo sistema de reconexión automática hay que conocer que tipo de protecciones hay instaladas, que protecciones pueden reconectarse y en que condiciones. 8.11 Seguridad en centrales, parques de alta tensión y estaciones transformadoras 8 La seguridad en instalaciones de alta tensión depende en gran medida de que las puestas a tierra de los generadores , transformadores y herrajes sean correctas. El reglamento de alta tensión establece la obligatoriedad de una serie de ensayos como los de tensión de paso y contacto (véase apartado siguiente) así como, la necesidad de efectuar revisiones periódicas de la puesta a tierra cada 3 años como máximo. A continuación definiremos los principales ensayos y parámetros a controlar. El tipo de instrumento a utilizar para realizar dichos ensayos debe permitir la inyección de corrientes elevadas en la instalación de seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 274 tierra, no siendo válidos los clásicos instrumentos que comprueban resistencias de tierras mediante la inyección de corrientes débiles. 8.11.1 Tensión de paso Es la tensión que puede resultar aplicada entre los pies de una persona, a la distancia de un paso, durante el funcionamiento de una instalación y en caso de una corriente de defecto. El motivo por el cual interesa la medida de esta tensión es el de velar por la seguridad de una persona que pudiera estar caminando en las proximidades del electrodo de puesta a tierra, en el momento de producirse una corriente de defecto elevada. La medida estándar se realiza con dos electrodos de una superficie de 200 cm2, separados 1 m, para simular los pies. El peso de cada electrodo según norma es de 250 N (aproximadamente 25 kg) 8.11.2 Tensión de contacto Es la tensión a la cual puede estar sometido el cuerpo humano estando en contacto con las carcasas y las estructuras metálicas de máquinas y aparellajes que normalmente no están bajo tensión. El motivo por el cual interesa la medida de esta tensión es el de prevenir la electrocución de una persona que con la mano estuviera tocando una parte metálica de la instalación, que pudiera recibir tensión en caso de defecto de aislamiento, teniendo por otra parte los pies en contacto con el suelo. La Fig. 8.14 muestra el MPC-GETEST, aparato especialmente diseñado para la medida de las tensiones de paso y contacto y para la medición de la resistencia del terreno con corrientes elevadas. 8 seguridad en la red: Protección diferencial Fig. 8.14.- Medidor MPC-GETEST Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 275 8.12 Medida de las tensiones de paso y contacto La Instrucción Técnica Complementaria MIE-RAT-13 publicada en el BOE 183 de 1 de agosto de 1984, en su apartado 1.1. determina las tensiones máximas de paso y contacto admisibles para instalaciones de puesta a tierra en centrales, parques de AT y estaciones de transformación. Concretamente en los apartados 8.1 y 8.2 establece la obligatoriedad de verificar dichas tensiones de paso y de contacto. 8.12.1 Medida de la tensión de paso Para efectuar correctamente la medida de la tensión de paso medidor (GETEST por ejemplo) a una distancia suficientemente a medir (20 ó más metros), procurando no colocarlo encima de por los electrodos que componen el tierra. La Fig. 8.15 muestra los electrodos y de la toma de tierra auxiliar. debe situarse el alejada del tierra la zona ocupada la disposición de Fig. 8.15.- Medida de la tensión de paso La prueba consiste en hacer circular una corriente de defecto a través del tierra y medir la tensión entre las dos pesas de 25 kg. Para poder inyectar la corriente de defecto a través del tierra a medir, es necesario disponer de un electrodo auxiliar de tierra suficientemente alejado del que se desea medir, de forma que los gradientes de tensión que se producen alrededor de los electrodos no se influyan mutuamente. En la práctica se aconseja una separación mínima entre el electrodo auxiliar y el que se mide, de unos 20 metros. Esta distancia debe ser mayor en proporción a la profundidad de la toma de tierra y a la extensión de su zona de influencia. La resistencia del tierra auxiliar, sumada a la del tierra a medir no debe sobrepasar el valor de 100 W. 8 Para efectuar el ensayo se inyecta una corriente de 5 A para estaciones transformadoras (50 A, para parques de AT o centrales) a través del circuito principal formado por el tierra a medir y el tierra auxiliar y se mide la tensión entre las pesas de 25 kg, situadas a 1m. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 276 8.12.2 Medida de la tensión de contacto Al igual que para la tensión de paso, para efectuar correctamente la medida de la tensión de contacto debe situarse el medidor a una distancia de unos 20 ó más metros del punto de medida. La Fig. 8.16 muestra la disposición de los electrodos y de la toma de tierra auxiliar. Fig. 8.16.- Medida de la tensión de contacto Las pesas se colocan juntas, unidas eléctricamente mediante un cable puente (simulan los pies de la persona que puede estar sometido a la tensión de contacto). Se conectan a un solo borne de entrada del medidor de tensión. El otro borne de entrada del voltímetro se conecta al PUNTO DE CONTACTO a ensayar (parte metálica, valla, aparellaje, carcasa, etc.). La distancia entre los dos electrodos y dicho punto de contacto, objeto de medida, es de un metro. Esta medida debe efectuarse en cada una de las partes metálicas que contenga la instalación, aunque estén unidas todas ellas a tierra por una red equipotencial, ya que puede ocurrir que el tierra tenga gradientes de potencial importantes a lo largo y ancho de todo el mallado, presentando por tanto distintas diferencias de potencial frente a cada parte metálica. 8.12.3 Valores admisibles de las tensiones de paso y contacto La instrucción técnica complementaria MIE-RAT-13, BOE.183 de 1-08-1984, en su apartado 1.1 indica las tensiones de paso y de contacto admisibles para instalaciones de puesta a tierra. Las tensiones de paso y contacto máximas admisibles según las Instrucciones complementarias del Ministerio de Industria BOE. 291 DE 5-12-87 vienen determinadas por las siguientes fórmulas aproximadas: 8 Vp = 10.K tn K Vc = n t seguridad en la red: Protección diferencial (8.1) (8.2) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 277 Donde: K=72 y n=1 para tiempos inferiores a 0.9 s. K=78.5 y n=0.18 para tiempos entre 0.9 y 3 s. t = duración de la falta, en segundos. El reglamento establece, además que para tiempos comprendidos entre 3 y 5 segundos, la tensión de paso no debe sobrepasar los 640 V y la de contacto los 64 V y para tiempos superiores a 5 segundos, la tensión de paso no debe sobrepasar los 500 V y la de contacto los 50 V. La Tabla 8.7 muestra un resumen de las tensiones máximas admisibles. Tabla 8.10.- Máximas tensiones de paso y de contacto admisibles según reglamento de AT. La medición de tensiones de paso y de contacto puede resultar falseada debido a la existencia de corrientes erráticas, vagabundas o parásitas circulantes por el terreno. El BOE 291, de 5 de diciembre de 1987, establece la forma de corregir las medidas en caso de que dichas corrientes erráticas sean significativas. 8.13 Medida de la resistencia de una toma de tierra En muchos casos es necesaria la medición de la resistencia de las conexiones a tierra, incluyendo las características del terreno donde está implantada. Esta medida debe hacerse con corrientes relativamente altas para obtener los resultados en condiciones reales de defecto. Para ello, se utiliza el mismo tipo de instrumentos empleados para la medida de las tensiones de paso y contacto, ya que estos permiten inyectar corrientes altas. Se evitan así los errores de los medidores que funcionan con corrientes muy débiles debidos, por ejemplo, a Tiempo Tension paso máxima Tension contacto máxima Más de 5 s 500 V 50 V De 3 a 5 s 640 V 64 V 2s 690 V 69 V 1s 785 V 78.5 V 0.9 s 800 V 80 V 0.7 s 1020 V 102 V 0.5 s 1440 V 144 V 0.2 s 8 0.1 s ó menos 3600 V 360 V 7200 V 720 V la humedad superficial del terreno o a un cable de tierra muy afectado por la corrosión o por una conexión defectuosa. seguridad en la red: Protección diferencial Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 278 El método de medida consiste en hacer circular una corriente de 5 A ajustable entre el tierra a medir y un electrodo de tierra auxiliar, separados como mínimo 20 metros. Alrededor de cada tierra aparece una zona de gradiente de potencial y debe procurarse que las zonas de ambos tierras no se solapen. Si esto es así, aparece en la zona mitad de distancia, entre ambas tierras, una zona neutra de potencial cero en la cual conectaremos un electrodo de tierra auxiliar. Midiendo la tensión entre el tierra a medir y el tierra auxiliar y dividiéndola por la corriente inyectada obtenemos una medida real de la resistencia del tierra, incluyendo la influencia del terreno. La Fig. 8.17 muestra un esquema del método de medida. Fig. 8.17.- Medición de la resistencia de la toma de tierra, incluyendo la del terreno 8.14 Resumen En este capítulo se han revisado algunos aspectos relacionados con la seguridad en las instalaciones eléctricas. Ciertamente esta seguridad es un aspecto importante, puesto que las instalaciones entrañan riesgos, tanto para las personas que utilizan o manipulan dichas instalaciones, como riesgos de daños materiales (sobre todo por incendio). Hemos visto las formas de proteger dichos riesgos, a base de dispositivos de protección diferencial y a base de controlar las tomas de tierra en instalaciones de AT. 8 Hemos visto también que algunos fenómenos transitorios o algunos receptores con filtros EMI pueden provocar disparos intempestivos, generando esto un compromiso entre seguridad y protección por un lado y continuidad de servicio por otro. En tales casos hemos visto que se dispone de algunas soluciones que permiten paliar el problema. En cualquier caso la máxima final debe ser que nunca debe sacrificarse la seguridad a cambio de ninguna otra exigencia. seguridad en la red: Protección diferencial 9 TÉCNICAS DE COMPENSACIÓN Y FILTRADO DE PERTURBACIONES 9.1 Introducción En el capítulo 3 se hizo una amplia descripción de las técnicas de compensación de energía reactiva en redes con baja distorsión por armónicos. La presencia de armónicos y de desequilibrios, descrita en el capítulo 4, hace que la compensación convencional a base de simples condensadores, no sea apropiada en muchos casos a causa de los fenómenos de resonancia que ocurren en las redes industriales y que se describirán más adelante. En este capítulo dedicaremos la atención fundamentalmente a dos temas: a) Compensación de energías fluctuantes en redes distorsionadas por los armónicos. Es decir, compensación de reactiva y filtrado de dichos armónicos. b) Estudio de penetración de armónicos y otras perturbaciones en redes de baja y media tensión. En el capítulo 4 hemos descrito el origen de las perturbaciones y algunas de sus consecuencias a nivel de sobrecargas en la red, pero no hemos descrito como se propagan a través de la red ni como pueden evitarse los efectos de polución que producen sobre dicha red las cargas no lineales. Este va a ser el tema central de este capítulo, en el que intentaremos dar algunos criterios de elección de filtros para instalaciones a nivel global. El capítulo próximo se va a dedicar más específicamente a filtros para la compensación individual de algunas cargas, principalmente cargas alimentadas por convertidores conectados a red a través de un rectificador. 9.2 Modelo de la red: armónicos de tensión 9 En el capítulo 4 hemos justificado el origen de las corrientes armónicas por la no linealidad de ciertos receptores. Cabe preguntarse ahora, como afectarán estas corrientes a otros receptores conectados en paralelo en la misma red. Considerando en principio sólo sistemas equilibrados, podemos razonar la respuesta considerando que en el punto de conexión común de varios receptores, PCC , cada fase se puede representar por un esquema unifilar equivalente como el de la Fig. 9.1, formado por una fuente ideal de tensión senoidal (U50) , de 50 Hz (o 60 Hz en redes cuya frecuencia fundamental sea esta), entre fase y neutro con una impedancia interna Z = R + jX . i i i Para el estudio de penetración de armónicos, utilizaremos este esquema equivalente, pero deberemos tener en cuenta que tendremos que modificar dicho esquema equivalente para cada una de las frecuencias armónicas que queramo s técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 280 estudiar. Concretamente, para las frecuencias de los armónicos, la fuente de tensión que representa la red se debe anular (cortocircuitar) y en cambio la fuente de corriente In es la que alimenta el circuito. El cálculo de penetración consistirá en determinar como se reparte dicha corriente en el nudo PCC. FASE Zi = Ri + jXi PCC ZL = RL + jXL PCC Ign Ign U50 (50 Hz) Otros abonados In M 3 In Irn Zr NEUTRO Fig. 9.1.- Circuito equivalente en PCC Analizando el esquema equivalente vemos que conectadas al punto PCC se encuentran cargas lineales representadas por la impedancia Z r y cargas no lineales representadas en parte por Z r y en parte por la fuente de corrientes armónicas In y que presentan una impedancia interna Z L = RL + jX L. Nótese que Z i incluye tanto el sistema de alimentación como las cargas de otros abonados. En el nudo PCC habrá un reparto de corrientes armónicas entre la red y las cargas que se podrá calcular a partir del circuito equivalente. Recordando que la fuente U50 interviene sólo a 50 Hz y que debe sustituirse por un cortocircuito a las frecuencias de los armónicos. La fracción de corrientes armónicas que se derivará hacia la red vendrá dada por la ecuación (9.1) I gn =I Z r n Z +Z r i (9.1) La tensión de red en el punto PCC ya no será por tanto senoidal, sino que resultará distorsionada por la caída de tensión que las corrientes armónicas produzcan sobre la impedancia interna de la red. Z .Z i r U = U − Z .I = U − I x 50 i gn nZ +Z i r 9 (9.2) Así pues la tensión en el punto PCC contiene ciertas componentes armónicas, tanto más cuanto mayor sea la impedancia interna de la red comparada con la del resto de carga. Hay que recordar una vez más, que cualquiera de las impedancias que manejamos en el cálculo de armónicos, Z i, Z L y Z r, deben calcularse o medirse a la frecuencia de dicho armónico para aplicarlas a la ecuación (9.2), teniendo en cuenta las observaciones que se dan a continuación. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 281 9.2.1 Observaciones importantes sobre el circuito equivalente: • La red presentará, en general, una estructura más compleja que la que hemos considerado, con inductancias (dispersión de transformadores) y condensadores (compensación de reactiva), dando lugar a resonancias entre estos elementos. El circuito equivalente de dicha red no será por tanto tan simple como lo hemos considerado. • De hecho, el conocimiento del circuito equivalente de la red y las cargas es uno de los puntos clave para conocer los armónicos de tensión y a la vez uno de los datos más difíciles de obtener. Téngase en cuenta que hay cargas y condensadores que se conectan y se desconectan y mallas que cambian de configuración, lo cual hace que dicho circuito equivalente sea cambiante, debiéndose considerar al menos los valores extremos de cada una de las impedancias. • Las resistencias R de cualquiera de los circuitos aumentan con la frecuencia debido al efecto de resistencia equivalente de pérdidas en el hierro y en menor cuantía por efecto pelicular o efecto "skin". • Las inductancias con núcleo pueden aumentar su impedancia en proporción no lineal con la frecuencia, debido a fenómenos de saturación y pérdidas (Recuérdese que las pérdidas en el hierro son aproximadamente proporcionales a f 1,8). • Los condensadores pueden no variar linealmente su impedancia con la frecuencia debido a pérdidas en los dieléctricos y a su forma constructiva en forma de láminas enrolladas, que hace que presenten una inductividad parásita. • Para conocer el valor de los armónicos de tensión en un punto cualquiera de la red deben conocerse las impedancias de ésta y de las cargas a la frecuencia de cada armónico y estos datos suelen ser difíciles de obtener por cálculo o a través de modelos. Esto hace que sea difícil hacer predicciones con precisión y que el problema completo deba abordarse en dos fases: Un diseño previo aproximado, mediciones con un analizador de red y reajuste del diseño final. • Existen programas de simulación para modelar de forma más precisa el comportamiento de la red, como los basados en EMTP [1] o los basados en Matlab – Simulink utilizando la librería Power Systems Toolbox [2] • Obsérvese que como consecuencia de los distintos valores de impedancia a cada frecuencia, el espectro de armónicos de tensión en un determinado punto de la red puede resultar muy distinto del espectro de corrientes armónicas generadas por las cargas no lineales de la red. Esta diferencia puede ser especialmente importante si aparecen resonancias paralelo a alguna de las frecuencias de los armónicos, tal como se verá a continuación. 9 9.3 Resonancias en las instalaciones industriales En la figura 9.2 hemos representado el esquema unifilar y el equivalente de una red industrial con estación transformadora propia. En dicho esquema aparecen una bobina y un condensador en paralelo. Según el apartado 2.14, técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 282 en este tipo de circuitos y a determinadas frecuencias puede producirse una resonancia en paralelo. Así pues, en la citada instalación puede presentarse dicha resonancia y como se ha visto en el citado apartado 2.14, esto podría generar fuertes sobrecargas, tanto en la batería de condensadores como en el propio transformador. Es posible también que se produzcan resonancias serie si el origen de los armónicos es la red de media tensión, no obstante estos casos no los trataremos en detalle, por cuanto requieren modelos de simulación de redes más potentes que los que venimos utilizando en este texto. En lo que sigue daremos algunos ejemplos de cálculo de los parámetros en circuitos equivalentes simples y mostraremos los posibles efectos de la resonancia en los mismos. 9.3.1 Cálculos aproximados de resonancia paralelo en caso de carga débil Consideremos nuevamente un esquema unifilar equivalente parecido al que se propuso como esquema tipo en el apartado 2.14. Para situaciones en que la carga es muy débil (Rp y XQ de valor elevado), puede darse una resonancia en paralelo entre la reactancia del transformador, Xt en paralelo con la propia de la carga XQ, y el condensador de compensación de reactiva, XC (consideramos XCC<< Xt). Scc = ˜∞ Xt Transformador S (kVA) Up / Us ucc Xcc = ˜0 XC RP XQ In M P y Q equipos RED con y sin distorsión Equipos con Baterías de Equipos sin Distorsión condensadores Distorsión Distorsión Baterías de P1 (kW) QC (kvar) P2 (kW) Armónicos condensadores Q1 (kvar) Q2 (kvar) Fig. 9.2.- Circuito equivalente y posible resonancia en una red con compensación de reactiva. 9 El valor X tω (reactancia a la frecuencia fundamental (50 Hz ó 60 Hz) puede calcularse según se indicó en (2.44) , aunque generalmente se supone que en vacío la parte resistiva de la impedancia del transformador es despreciable con lo que Xtω vendría dada por (9.3) , que se deduce directamente de (2.48). El valor de XCω, también a frecuencia fundamental, viene dado por (9.4) y la relación entre la frecuencia de resonancia y la fundamental puede calcularse a partir de las ecuaciones anteriores, según la ecuación (9.5). técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica X X t U2 c U 2 .u c cc S cc 100 .S % (9.3) U2 C R c Q = X C 283 (9.4) /X t = Scc / Q (9.5) donde Scc es la potencia de cortocircuito del transformador (ver capítulo 2) y Q la potencia reactiva de la batería de condensadores. En caso de que ωR / ω coincida con el orden de algún armónico generado por el equipo perturbador, se presentarían fuertes sobreintensidades en la batería de condensadores y en el transformador debidas a la resonancia, tal como se dijo en el apartado 2.14.2. La protección de este tipo de sobreintensidades merece una atención especial y se discutirá en un apartado posterior. Ejemplo: Supóngase un transformador de S = 1000 kV·A con una tensión porcentual de cortocircuito ucc% = 5%. Supóngase que para compensar reactiva se colocase una batería de Q = 800 kvar. La frecuencia a la cual podría entrar en resonancia, si se conecta la batería completa, sería de: S cc R = 100.S 100.000 = = 20.000 kVA 5 u % cc = S cc /Q= 20000 =5; 800 f R = 5.50 Hz = 250 Hz Vemos que la resonancia se produce justo en el 5° armónico, que suele ser uno de los característicos. Pero normalmente la batería conectará por escalones, por lo cual el peligro de resonancia existe a otras frecuencias. Por ejemplo, si sólo se encuentran conectados 400 kvar de la batería y repetimos el cálculo , se obtiene una resonancia próxima al 7° armónico , que es otro de los más significativos que suelen aparecer en las redes industriales. R = S cc /Q= 20000 = 7 ,07 ; 400 f R = 7 ,07.50 Hz = 353 Hz 9.3.2 Casos prácticos de resonancia paralelo 9 En el apartado anterior hemos supuesto una situación algo anómala en que la resonancia se producía si los condensadores estaban conectados incluso en ausencia de carga. Esto sólo puede ocurrir en caso de una mala regulación de la compensación de reactiva o en situaciones transitorias. En casos prácticos técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 284 lo que suele ocurrir es que la red alimenta, de forma permanente, cargas que tienen un factor de potencia muy bajo, tal es el caso en accionamientos donde hay motores que van arrastrados y por tanto devuelven potencia activa a la red, pero en cambio consumen potencia reactiva o el caso de instalaciones con cogeneración con máquinas asíncronas. Un ejemplo es el que muestra la figura 9.3.a, cuyo circuito equivalente se ha representado en la figura 9.3.b. S, Xcc ucc% Qtot In In Xeq +Q1 XC RP In Qc M M +Q2 Ptot Estiraje +P2 , +Q2 Freno -P1 , +Q1 +P2 -P1 Diagrama Vectorial a) Accionamiento Batería de condensadores Transformador + reactiva cargas Distorsión Armónicos P activa total b) Circuito equivalente Fig. 9.3.- Accionamiento con bajo factor de potencia, propenso a resonancia En conjunto la instalación de la figura 9.3 tendría una potencia activa muy baja y en cambio una potencia reactiva muy alta. La parte inductiva proviene, por tanto, de la Xt en paralelo con una XQ debida a la reactiva consumida por las cargas. Rp, por otro lado, es la resistencia equivalente debida a la potencia activa consumida. Los cálculos de una y otra se dan en las ecuaciones siguientes. X t X Q X eq U 2 U 2 .u % = c = c cc S 100.S cc U2 = c Q = X X t (9.7) t .X Q +X Q U2 R = c P P 9 X C (9.6) U2 = c Q técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones (9.8) (9.9) (9.10) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 285 La impedancia equivalente vista por la fuente de armónicos es: Z n = nX R2( 1 − n2 X eq R (9.11) Y )2 + n 2 X 2 eq C eq Obsérvese que se trata de un circuito L-C paralelo, donde Rp tiene un papel de amortiguación. Por tanto, cuanto mayor sea la potencia activa consumida (menor valor de Rp) más amortiguado es el circuito y la resonancia no es tan fuerte, pero aún así, pueden darse situaciones con resonancias amortiguadas que generan fuertes oscilaciones en el sistema. Un ejemplo práctico de resonancia podemos verlo en la figura 9.4. En la Fig. 9.4.a vemos las formas de onda del sistema cuando no se conecta la batería de condensadores de compensación de factor de potencia. Cuando se van conectando pasos y próximo al cos = 1 se produce una resonancia a la frecuencia del armónico 11, tal como puede verse en la Fig.9.4.b y en la tabla 9.1. FORMA DE ONDA (resonancia.STD) 13/02/2007 16:37:36 Vn F1: 227 (V) THD: 2.6 % Máx: 324 (V) Mín: -323 (V) Vn F3: 228 (V) THD: 2.6 % Máx: 325 (V) Mín: -322 (V) Vn F2: 226 (V) THD: 2.2 % Máx: 323 (V) Mín: -321 (V) 0.0 0.0 In F1: 316.698 (A) THD: 6.6 % Máx: 467.600 (A) Mín: -468.800 (A) Act: -288 (V) In F2: 352.829 (A) THD: 7.9 % Máx: 520.800 (A) Mín: -513.200 (A) In F3: 344.409 (A) THD: 5.6 % Máx: 496.800 (A) Mín: -504.400 (A) Máx: 324 (V) Mín: -323 (V) a) Tensiones y corrientes sin la batería de condensadores FORMA DE ONDA (resonancia.STD) 13/02/2007 16:40:16 Vn F1: 229 (V) THD: 17.3 % Máx: 365 (V) Mín: -377 (V) Vn F3: 230 (V) THD: 22.8 % Máx: 395 (V) Mín: -389 (V) Vn F2: 229 (V) THD: 20.5 % Máx: 393 (V) Mín: -373 (V) 0.0 0.0 In F1: 212.417 (A) THD: 81.9 % Máx: 729.600 (A) Mín: -768.400 (A) In F3: 123.567 (A) THD: 85.9 % Máx: 454.000 (A) Mín: -440.000 (A) Máx: 365 (V) Act: -193 (V) 9 In F2: 127.931 (A) THD: 83.9 % Máx: 456.400 (A) Mín: -372.000 (A) Mín: -377 (V) b) Tensiones y corrientes con la batería de condensadores Fig. 9.4.- Tensión y corriente en una instalación con bajo consumo de potencia activa. Provoca resonancia al armónico 11 al conectar el equipo de compensación (Medida efectuada con AR.5 de CIRCUTOR y software POWERVISION) técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 286 Tabla 9.1.- Valores numéricos de los armónicos correspondientes a la Fig. 9.4.b, fase 1. Tabla de armónicos fase 1 (resonancia.STD) Fecha 13/02/2007 16:40:16 Tensión fase 1 Corriente fase 1 Vrms (V):232 THD (%):17.3 Irms (A):369957.275 Fundamental (V):229 Desfase (º):0.0 Fundamental (A):212.417 THD (%):81.9 Desfase (º):315.8 Armónico Amplitud (%) Desfase (º) Armónico Amplitud (%) Desfase (º) 2(+) 0.065 239.1 2(+) 1.239 323.2 3(-) 0.213 358.4 3(-) 0.730 55.5 4(+) 0.200 275.9 4(+) 1.147 240.1 5(-) 0.383 353.1 5(-) 0.862 88.3 6(+) 0.271 195.6 6(+) 2.608 192.4 7(-) 0.206 16.8 7(-) 2.788 61.0 8(+) 2.341 169.1 8(+) 10.396 244.7 32.4 9(-) 1.620 285.5 9(-) 10.787 10(-) 4.616 243.0 10(-) 32.169 49.7 11(+) 16.609 48.1 11(+) 137.115 257.4 12(-) 0.417 172.9 12(-) 3.372 66.4 13(+) 1.281 268.6 13(+) 13.477 212.3 14(+) 0.269 127.4 14(+) 1.857 108.1 15(-) 0.503 279.7 15(-) 2.594 290.9 16(+) 0.338 34.8 16(+) 1.737 107.5 9.3.3 Casos prácticos de resonancia serie Puede darse el caso de instalaciones con transformador y una determinada compensación de reactiva fija en el secundario del mismo. Esta situación, representada en la figura 9.5 , puede dar lugar a resonancia serie entre la Xt del transformador y XC del condensador si la tensión en el lado de alta presenta armónicos significativos. Obsérvese que la frecuencia de resonancia en el caso ideal puede calcularse por la misma ecuación 9.5. No obstante es mucho más difícil de predecir este tipo de resonancias, puesto que no se dispone habitualmente de valores que permitan modelar la red de AT con todos sus transformadores y líneas. En cualquier caso para evitar este tipo de resonancias se recomienda el empleo de filtros de rechazo, según norma IEC-61.642, que se describen a continuación. 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica In TR1 Un 287 AT TR2 In BT C M Sin cargas Condensadores fijos Transformador TR2 Xt ~0 Xcc = Un XC Condensadores fijos Fig. 9.5.- Resonancia serie debida a la presencia de armónicos en AT 9.3.4 Solución a los problemas de resonancia La solución práctica, tanto para el caso de resonancia paralelo, como para resonancia serie, recomendada por la norma EN-61642, es utilizar filtros desintonizados, también llamados de rechazo. Esto consiste en incorporar reactancias en serie con cada uno de los condensadores, formando un conjunto L-C serie cuya frecuencia de resonancia sea inferior y esté suficientemente alejada de la del armónico que origina la perturbación. 9 En algunos manuales o catálogos de condensadores se propone como solución el empleo de condensadores que se denominan erróneamente resistentes a armónicos. Esta solución es ineficaz y no evita la resonancia a menos que se incrementen significativamente las pérdidas de los condensadores, es decir, a menos que se utilicen condensadores con una gran resistencia de pérdidas Rs (ver apartado 2.14, Fig. 2.31). En tal caso el aumento de pérdidas provoca grandes calentamientos y anula los beneficios de la compensación. La solución ideal, según la norma EN-61642 es el empleo de filtros como los que se describen en el apartado siguiente. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 288 9.4 Filtros La mayor parte de los problemas de perturbaciones que hemos indicado anteriormente pueden ser corregidos mediante filtros. Lógicamente, cada tipo de problema requiere un estudio de las cargas que pueden ser el origen de las perturbaciones y, en la medida de lo posible, mediciones de corrientes y tensiones con análisis de armónicos para poder elegir el filtro adecuado. La tabla 9.2 da un resumen de las posibles soluciones a distintos tipos de problemas que pueden presentarse en las redes industriales. Tabla 9.2 - Tipos de filtros y su aplicación PROBLEMA TIPO DE FILTRO Corrección de problemas de resonancia en equipos de corrección de FP Filtros de rechazo o "desintonizados" Absorción de armónicos para reducir el THD de la instalación. Filtros de absorción parcial, tipo FAR-Q o de absorción sintonizados, tipo FAR-H Filtros activos AF y APF Corriente de línea de convertidores con alto contenido de armónicos Reactancias en serie con la entrada de red Filtros LCL Reactancias en el lado de continua. Perturbaciones EMI en la red de convertidores CA/CC y CA/CA con modulación PWM Filtros EMI en el lado de red Perturbaciones EMI en el lado de carga Filtros du/dt en el lado de carga de convertidores CC/CA y CA/CA con Filtros “Sinus” en el lado de carga modulación PWM Rechazo de frecuencias de telecontrol. Filtros de rechazo de banda 9.5 Filtros de rechazo o desintonizados El objetivo del filtro de rechazo es evitar la amplificación de armónicos causada por las resonancias entre transformador y condensadores y evitar la sobrecarga de armónicos en las baterías de condensadores. En realidad, debería utilizarse un filtro de rechazo en lugar de una batería de condensadores convencional, siempre que el THD de la tensión de red supere un 2,5 a 3%. 9 El filtro está compuesto de varias ramas L-C con una configuración como la indicada en el unifilar de la figura 9.6. (Tantas ramas como sean necesarias para compensar la energía reactiva de la instalación). Las citadas ramas se podrán conectar y desconectar en función de la demanda de compensación del factor de potencia. Así pues se trata de un sistema cuya principal función es la corrección del cos y que incorpora las reactancias en serie con los condensadores para evitar las resonancias técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica RED 289 CARGAS Regulador de FP C1 C2 Ci Cn Fig. 9.6.- Configuración de un filtro de rechazo Fig. 9.7.- Filtro de rechazo FR de 480 kvar (CIRCUTOR, SA) Los filtros de rechazo se especifican haciendo referencia al llamado factor de sobretensión, p% , que da la relación entre la tensión de la reactancia y la del condensador y fija la frecuencia propia de resonancia del conjunto, según la siguiente ecuación. p% = 100. UL = 100. UC R 2 (9.12) La colocación de filtros de rechazo en una determinada instalación, hace que baje la impedancia equivalente en el punto de conexión a la red, PCC, con lo cual, si la impedancia de cortocircuito de la propia red es ya razonablemente baja, se reducen los armónicos de tensión en dicho punto. 9.5.1 Elección de un filtro de rechazo La elección de un filtro de rechazo se hace en base a la potencia reactiva necesaria. Así pues, el dato clave para elegirlo son los kvar necesarios en la instalación, calculados con los mismos criterios que se dieron en el capítulo 3. 9 En cuanto a la elección del factor p% del filtro, lo más frecuente en redes industriales trifásicas es que el armónico dominante sea el 5°, por lo que se suelen elegir filtros con p=7%, (resonancia del filtro a 189 Hz para red de 50 Hz o 226,7 Hz para red de 60 Hz) . En caso de redes con fuerte presencia de cargas monofásicas, los filtros de 7% pueden no impedir totalmente la resonancia y pueden amplificar el tercer armónico. En tal caso la propia norma IEC-61642 aconseja elegir frecuencias propias más bajas. Lo típico es elegir filtros de p=14% (resonancia del filtro a 133,6 Hz para red de 50 Hz y 160,3 Hz para red de 60 Hz) técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 290 Téngase en cuenta, en el caso de redes alimentadas por generadores aislados (grupos electrógenos) con valores de Xcc muy altos (de 10% a 15%) , llamadas redes blandas, que la colocación de filtros de rechazo puede causar sobrecargas en el filtro, que tiende a absorber cantidades muy significativas de armónicos. En tal caso es mejor dimensionar el filtro como filtro de absorción o hacer un diseño especial del filtro. En cualquier caso el filtro de rechazo continúa impidiendo la resonancia y mejora sensiblemente la impedancia en el embarrado general. 9.6 Filtros de absorción parcial FAR-Q Los filtros de absorción parcial, tipo FAR-Q, son filtros regulados por escalones, formados por varios pasos LC compuestos cada uno de dos partes, una preparada para absorber armónico 5º y otra preparada para absorber armónico 7º. El propósito principal de los filtros FAR-Q es compensar la energía reactiva, y se controlan con un regulador de energía reactiva normal, con ciertas funciones especiales de control para evitar resonancias. Estas funciones son exclusivas de algunos reguladores avanzados, como es el caso del computer PLUS de CIRCUTOR. Los condensadores de una FAR-Q están sobredimensionados para que, aparte de la corriente reactiva, puedan absorber armónicos de orden 5 y 7. Cada paso de estos filtros consiste en dos grupos LC, que se maniobran simultáneamente, uno para absorber corriente del 5º armónico y otro para absorber corriente del 7º. Las proporciones de corriente de cada uno se diseñan para adaptarse a los convertidores más estándar de 6 pulsos, aunque pueden hacerse diseños especiales adaptados a otros tipos de cargas. Obsérvese que la sintonía de los grupos LC no puede hacerse de cualquier forma, sino que deben respetarse ciertas proporciones de absorción de 5º y de 7º armónico. De esta forma se evitan posibles resonancias que podrían ocurrir si la proporción de filtrado de 7º fuese superior a la de 5º. Los filtros del tipo FAR-Q pueden estar gobernados también por tiristores con un regulador de tipo computer+ F. Las funciones de inteligencia anti-resonancia del computer+ permiten evitar las resonancias, ya que en caso de intentar producirse el regulador limitaría el número de pasos que se conectan y dispararía una alarma El esquema de principio de un paso de un filtro FAR-Q en ejecución con contactores es como los que muestra la fig 9.8. 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 291 AF1 V1 U1 W1 U1 V1 W1 L1 C1 6 bornes L2 U2 V2 W2 U2 V2 W2 U11 V11 W11 U12 V12 W12 a) Tipos estándar a 400V/50Hz, conexión triángulo AF1 U1 V1 W1 U1 V1 W1 L1 C1 6 bornes L2 U2 V2 W2 U2 V2 W2 U11 V11 W11 U12 V12 W12 b) Tipos estándar para 480V/60Hz, conexión estrella Fig. 9.8 .- Esquema de un paso de FAR-Q 9.7 Filtros de absorción 9 Los filtros de absorción pretenden derivar una parte importante de la corriente de armónicos generada por una determinada carga hacia el filtro de forma que ésta no vaya hacia la red y no afecte a otras cargas vecinas. Habitualmente se colocan en el lado de baja tensión o en cualquier caso lo más próximos posible a las cargas que generan gran cantidad de armónicos. Podemos distinguir dos técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 292 tipos de filtros, los pasivos, formados por varias ramas L-C y los activos basados en onduladores electrónicos. En este apartado nos centraremos en los pasivos. 9.7.1 Filtros pasivos de absorción Constructivamente los filtros pasivos de absorción son similares a los de rechazo. Están formados por varias ramas L-C, de forma que una o varias de ellas forman un grupo dedicado a filtrar un determinado armónico. Los valores de L y C están dimensionados según la corriente armónica que deban absorber. Los pasos normalizados disponen de condensadores sobredimensionados, normalmente conectados en estrella, para tener un margen suficiente de seguridad en cuanto a corriente que éstos pueden absorber. La reactancia correspondiente de cada paso se calcula para que la frecuencia de resonancia del LC serie sea la deseada. En general, los pasos de un filtro pasivo de absorción no pueden conectarse y desconectarse parcialmente de forma indiscriminada. Por otro lado cada uno de dichos pasos aporta una compensación permanente de energía reactiva de signo capacitivo a la frecuencia fundamental. Algunas veces esto provoca sobrecompensación del cos , sobre todo cuando la instalación va relativamente descargada, pero hay mucha demanda de filtrado. Para evitar esto se deben desconectar grupos L-C cuando baja el nivel de carga, pero debe tenerse en cuenta que los primeros pasos a desconectar deben ser siempre los pasos que filtran los armónicos de orden más alto. Por ello, la regulación de estos filtros debe hacerse con reguladores inteligentes, que dispongan de programa lineal. (Programa lineal significa conexión y desconexión LIFO, que significa “Last in first out” , el último en entrar es el primero en salir. No sirve para estos casos el programa FCP). Como ejemplo de regulador inteligente tenemos el computer+, que dispone de dicho programa de conexión lineal y que además protege el filtro, pues permite detectar sobrecargas de armónicos en los distintos pasos LC. Los filtros de absorción pueden también controlarse de forma sencilla, simplemente por el nivel de corriente de la carga. En tal caso el controlador puede ser un relé de corriente tipo CVM o similar. 9.7.2 Reactancia serie para filtros de absorción Para que el filtro de absorción sea efectivo debe estar separado del resto de cargas por una reactancia de choque cuya impedancia a los armónicos Zchoque ha de ser muy superior a la del filtro Zfiltro. (Ver figuras 9.9 y 9.10). 9 La reactancia serie, en caso de aplicar un filtro de absorción a una configuración como la de la fig. 9.9, se dimensiona para la corriente máxima previsible y para una caída de tensión, a la frecuencia fundamental, en torno al 4%. En el caso de filtros aplicados a centros de transformación, fig. 9.10, no hace falta colocar la reactancia ya que el propio transformador hace el papel de la Zchoque. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 293 TRANSFORMADOR Ilimpia Ilimpia Ilimpia OTROS ABONADOS Ilimpia ZCHOQUE Iarmónicos OTRAS CARGAS Zfiltro CARGA A FILTRAR FILTRO DE ABSORCIÓN M Fig. 9.9.- Filtro de absorción para una sección de BT, separada del resto de cargas por una reactancia de choque TRANSFORMADOR ZCHOQUE Iarmónicos Zfiltro CARGA A FILTRAR M OTROS ABONADOS FILTRO DE ABSORCIÓN Fig. 9.10.- Filtro de absorción para un centro de transformación, separado del resto de cargas por el propio transformador 9.7.3 ¿Dónde debe aplicarse un filtro de absorción? 9 Un filtro de absorción no puede aplicarse a cualquier instalación de forma indiscriminada. Unas veces esto no es posible técnicamente si la impedancia propia de la red es ya muy alta y no es posible añadir el choque adicional en serie que hemos mencionado en el apartado 9.7.2. Otras veces el filtro de absorción no es interesante económicamente, sobre todo para pequeñas potencias de carga. Para pensar en aplicar un filtro de absorción debe tratarse de filtrar una carga de potencia considerable. No es interesante filtrar cargas de muy pocos amperios, ya que difícilmente causan perturbaciones importantes sobre otras cargas vecinas y proporcionalmente a su potencia tienen un coste elevado. En cambio el filtro de absorción pasivo suele ser una buena solución para centros de transformación cargados principalmente con convertidores electrónicos (generalmente rectificadores de 6 pulsos). técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 294 9.7.4 Elección de un filtro de absorción en BT Los filtros de absorción se podrán componer de varios grupos L-C, uno para cada armónico a filtrar. A su vez cada grupo puede fraccionarse en grupos L-C más pequeños, generalmente llamados “pasos” Cada paso se caracteriza por dos parámetros: Orden del armónico a filtrar (5, 7, 11, etc.) y corriente máxima de armónico que es capaz de admitir. Un filtro de absorción debe dimensionarse para la corriente total a filtrar de cada uno de los armónicos. Generalmente se filtran sólo armónicos impares. No pueden filtrarse armónicos impares de orden alto sin filtrar los impares de orden más bajo, aunque parezcan no existir. Habitualmente los armónicos de orden alto tienen valores más bajos que los de orden bajo. Por ello, lo habitual es dedicar más pasos al filtrado de los armónicos de orden bajo y menos a los de orden alto. La figura 9.11 muestra la impedancia en función de la frecuencia de un paso sintonizado al 5° armónico, y la figura 9.12, la impedancia global de un filtro con pasos de 5°, 7° y 11° armónico. Obsérvese que a la frecuencia de cada uno de los pasos, la impedancia pasa por un mínimo, pero entre cada una de dichas frecuencias se produce un máximo de impedancia. Este hecho es el que impide desconectar un determinado grupo de un armónico intermedio (por ejemplo el de 7° armónico) teniendo conectados uno anterior y uno posterior (por ejemplo para el 5° y el 11°). Z (dB/Ohm) 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 100 1000 frecuencia (Hz) Fig. 9.11.-Respuesta en frecuencias de un paso n=5 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Z (dB/Ohm) 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 100 295 1000 frecuencia (Hz) Fig. 9.12.- Respuesta en frecuencia de un filtro de absorción típico de tres grupos con n=5, n=7, n=11 9.7.5 ¿Cómo elegir los pasos?: Los pasos de un equipo de absorción se eligen por la corriente que se desea filtrar. Para cada armónico, deberán colocarse tantos pasos (todos iguales) como sean necesarios para que la corriente total admisible sea mayor o igual a la corriente total de dicho armónico a filtrar en el peor caso. En general, se dispone de algunos pasos estándar y en caso de necesitar corrientes superiores se pueden poner en paralelo varios grupos sintonizados al mismo armónico. Así por ejemplo, la tabla 9.3 muestra los equipos disponibles de la serie FAR-H de CIRCUTOR. Obsérvese que básicamente se utilizan dos tipos de pasos: • Pasos que permiten absorber 33 A de armónico y dan unos 17 kvar de compensación a la frecuencia fundamental. • Pasos que permiten absorber 80 A de armónico y dan unos 40 kvar de compensación a la frecuencia fundamental. De los párrafos anteriores se deduce que: aparte de su función de filtrado, un filtro de absorción aporta siempre una potencia reactiva a la frecuencia fundamental, del orden de 0,5 kvar por cada amperio de corriente filtrada (a 400 V, 50 Hz). Dado que la potencia reactiva y el nivel de armónicos no tienen porque ir directamente ligados, puede darse el caso de que para satisfacer las necesidades de filtrado se tenga una sobre-compensación. Esta situación debe evitarse programando la alarma correspondiente en el regulador. 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 296 Tabla 9.3 - Filtros estándar tipo FAR-H Nota: Debe indicarse cuántos pasos se dedican a filtrar cada armónico FAR-H -AP57 400 V / 50 Hz 5º 7º (A) (A) 33 Composición kvar IRMS Tipo 33 33(5º) + 33(7º) 34 68 FAR5-HP-AP57-66-400 66 33 33(5º) + (33(5º) + 33(7º)) 51 90 FAR5-HP-AP57-99-400 66 66 2 x (33(5º) + 33(7º)) 68 115 FAR5-HP-AP57-132-400 99 66 33(5º) + 2 x (33(5º) + 33(7º)) 85 146 FAR5-HP-AP57-165-400 99 99 3 x (33(5º) + 33(7º)) 102 173 FAR5-H6-AP57-198-400 132 99 33(5º) + 3 x (33(5º) + 33(7º)) 119 203 FAR5-H8-AP57-231-400 132 132 4 x (33(5º) + 33(7º)) 136 231 FAR5-H8-AP57-264-400 160 160 2 x (80(5º) + 80(7º)) 164 279 FAR5-H6-AP57-320-400 240 160 80(5º) + 2 x (80(5º) + 80(7º)) 205 354 FAR5-H6-AP57-400-400 FAR5-H6-AP57-480-400 240 240 3 x (80(5º) + 80(7º)) 246 419 320 240 80(5º) + 3 x (80(5º) + 80(7º)) 287 492 FAR5-H8-AP57-560-400 320 320 4 x (80(5º) + 80(7º)) 328 559 FAR5-H8-AP57-640-400 9.7.6 Ejemplo de elección de un filtro de absorción Supóngase el caso de un variador de velocidad de un motor que consume 500 A, conectado a una red de 400 V, 50 Hz y que genera los siguientes armónicos: 28% de 5º; 16% de 7º, 9% de 11º y cantidades inferiores al 5% de armónicos de orden superior. Cálculo de corrientes de armónicos: Tabla 9.4 - Corrientes a filtrar 9 ARMÓNICO % ITOTAL I ARMÓNICO 5º 28% de 500 A 140 A 7º 16% de 500 A 80 A 11º 9% de 500 A 45 A Según puede verse en la tabla de tipos 9.3, se dispone de pasos que pueden filtrar 80 A cada uno, no importa, de momento, de qué orden de armónico se trate. Entonces, dividiendo los 140 A de 5º por 80 y redondeando por exceso da 2 pasos para el 5º armónico. El 7º da 80 A , puede aceptarse un solo paso (está en el límite) y para los 45 A de 11º pondremos otro paso. Así pues el filtro a elegir sería un filtro que tendría la configuración que indicamos en la Tabla 9.5 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 297 Tabla 9 5. - Configuración del filtro Armónico Corriente 5º 140 A 7º 80 A 11º 45 A REACTIVA TOTAL Nº de pasos 2 1 1 Corriente máx. 160 A 80 A 80 A Reactiva 80 kvar 40 kvar 40 kvar 160 kvar A partir de estos datos, debemos elegir un filtro, que de hecho no está en tabla de tipos 9.3, pero que podemos configurar con 4 pasos de 80 A. El tipo sería FAR5-H6-400-4x80. Deberá indicarse además que la configuración deseada es 2 pasos para 5ª armónico, 1 paso para 7º y 1 paso para 11º. 9.8 Armónicos múltiplos de 3 Es frecuente encontrar instalaciones con multitud de receptores monofásicos con rectificador de entrada. Tal es el caso de edificios de oficinas, bancos, estudios de televisión etc., donde se conectan luminarias, equipos informáticos, cámaras, terminales, fax, etc. Actualmente existen muchos receptores que rectifican la tensión de red para obtener tensión continua y luego ésta se ondula a diferente tensión o frecuencia. Empezando por los fluorescentes que usan reactancias electrónicas, los sistemas de alimentación de lámparas de descarga y finalizando por todo tipo de equipos electrónicos, es cada vez más frecuente que los receptores monofásicos generen armónicos. Las instalaciones con este tipo de receptores presentan una problemática peculiar, ya que se generan armónicos de orden tres y sus múltiplos, que aparecen sumados en el conductor neutro en forma de corriente homopolar, tal como muestra la figura 9.13 (Ver apartado 2.10). 50 Hz y armónicos con n ≠ k.3 Transformador de distribución L1 armónicos con n = k.3 220 V fase - neutro L2 L3 N 9 PE Fig. 9.13.- Suma de corrientes de orden tres y múltiplos, en el conductor neutro técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 298 En las citadas instalaciones puede darse el caso paradójico de que la corriente en el neutro sea incluso superior a la de las fases, incluso en el caso de un reparto perfecto de cargas entre las tres fases. Esto suele ocasionar disparos intempestivos de dispositivos de protección magnetotérmicos y sobrecalentamiento del conductor neutro de dichas instalaciones. La figura 6.19 muestra una medida típica en una fase de una de estas instalaciones. Puede observarse la elevada proporción de tercer armónico en la corriente. Tensión F1: 225 (V) THD: 2.08% 311 0 -311 Vrms: 226 (V) THD: 2.08% 2 0.09% 3 1.17% 4 0.05% 5 1.52% 6 0.04% 7 0.63% 8 0.04% V1: 225 (V) 9 10 11 12 13 14 15 0.27% 0.03% 0.26% 0.09% 0.18% 0.06% 0.19% Corriente F1: 108 (A) THD: 35.43% 208 0 -211 Irms: 116 (A) I1: 108 (A) THD: 35.43% 9 0.11% 2 1.26% 10 0.11% 3 37.74% 11 0.24% 4 0.69% 12 0.08% 5 2.84% 13 0.02% 6 0.23% 14 0.16% 7 0.85% 15 0.21% 8 0.18% Fig. 9.14.- Tensión y corriente en una instalación con alto contenido de 3r armónico Con un filtro de absorción, como los descritos en el apartado anterior, se pueden filtrar los armónicos característicos generados por cargas trifásicas equilibradas (5º, 7º, 11º, etc.). No obstante estos filtros no son muy recomendables para filtrado del tercer armónico , ya que su origen, aparte de las cargas monofásicas, puede ser la saturación de algún transformador de alimentación y el hecho de filtrarlo supondría un cortocircuito a la frecuencia de dicho armónico , empeorando por tanto la situación. La eliminación de armónicos múltiplos de tres se suele llevar a cabo mediante transformadores de aislamiento en conexión D-y, conocidos como transformadores “D-y separadores”, también mediante filtros de bloqueo, o mediante transformadores en conexión zig-zag. 9.9 Transformadores D-y separadores CIRCUTOR dispone, por ejemplo, de los filtros TSA formados por un transformador separador D-y con un filtro adicional que amortigua el quinto armónico. Un esquema de principio puede verse en la figura 9.15. 220 V fase - fase L1 L2 L3 N FILTRO NC PE 9 TSA transformador de aislamiento (impedancia infinita a los armónicos k.3) Fig. 9.15.- Esquema de principio de un transformador separador D-y técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 299 9.9.1 Emplazamiento y cálculo de potencia Es importante que el separador D-y esté ubicado lo más próximo posible a las cargas, por lo que no se recomiendan filtros centralizados para potencias grandes, sino más bien filtros de menor potencia próximos a los centros de consumo en monofásico. En cuanto a su dimensionado, los transformadores D-y vienen caracterizados por su potencia en kVA. Para conocer la corriente que son capaces de suministrar, debe aplicarse un factor de corrección que depende del factor de potencia de la carga , incluyendo los armónicos. Para ilustrar el cálculo tomaremos como ejemplo un transformador separador TSA de CIRCUTOR. Para calcular la potencia nominal conociendo la corriente fundamental y los porcentajes de armónicos previstos debe aplicarse la siguiente fórmula: S= 3 U %I n n )2 = 3 U I FS ∑ (n C 1 C 1 100 n=1 I (9.13) Donde UC es la tensión entre fases de secundario (habitualmente 230 V) , I 1 es la corriente fundamental , n es el orden del armónico, %In es el % de armónico n (Incluyendo los múltiplos de 3 que se van a filtrar) y FS es el factor de sobrecarga. FS = %I n n )2 ∑ (n 100 n=1 (9.14) Tabla 9.6.- Datos Ejemplo : Debemos dimensionar un TSA para alimentar un conjunto de ordenadores repartidos en varias fases a 220V. Hemos medido las corrientes de fase con un AR5 en modo .a5i y hemos obtenido la tabla que se indica al margen para una de las fases. En caso de régimen desequilibrado se tomará la de mayor corriente. 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Irms:58.4 (A) I1: 56.2 (A) 2 THD: 36.76% 9 3.26% 2.49% 3 30.84% 10 1.07% 4 0.94% 11 1.55% 5 23.62% 12 2.23% 6 1.00% 13 1.35% 7 4.57% 14 1.27% 8 0.70% 15 1.00% Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 300 9.9.2 Cálculo del factor de sobrecarga: La tabla 9.7 muestra los cálculos basados en los datos de la tabla 9.6. Tabla 9.7.- Cálculos % In 100 n %In n 100 2 1 1 1 2 0.0326 0.00425104 3 0.3084 0.85599504 4 0.0094 0.00141376 5 0.2362 1.394761 6 0.01 0.0036 7 0.0457 0.10233601 8 0.007 0.003136 9 0.0249 0.05022081 10 0.0107 0.011449 11 0.0155 0.02907025 12 0.0223 0.07160976 13 0.0135 0.03080025 14 0.0127 0.03161284 15 0.01 0.0225 FACTOR DE SOBRECARGA n %I n ∑ ( n 100 ) 2 1,90 1 El resultado es un factor de sobrecarga de 1,9. Este factor indicaría que la potencia necesaria en kVA será 1,9 veces mayor que si la corriente fuese sólo la fundamental. La potencia necesaria en nuestro caso sería : S(kVA)= 3 U n %I n 2 ) = 1,732 · 220 ·56 ,2 ·1,9 ≅ 40,6 kVA I ∑ (n C 1 100 1 9.9.3 Cálculo de la corriente admisible en un transformador separador Este cálculo no es más que el inverso del caso anterior. Se trata de conocer cuál es la corriente admisible en un transformador separador de potencia S conocida, habiendo analizado el contenido de armónicos de la corriente que debe suministrar. Se resuelve aplicando la ecuación (9.15): 9 I = 1 S 3 Uc FS (9.15) Donde UC es la tensión entre fases de secundario (habitualmente 2300 V), I1 es la corriente fundamental y FS es el factor de sobrecarga, calculado según se ha visto en el apartado anterior. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 301 Ejemplo: ¿Qué corriente es capaz de dar un TSA de 40 kVA cuya carga tiene un contenido de armónicos como el indicado en la tabla 9.6? Calcularíamos el FS igual que lo hemos hecho en el ejemplo anterior (tabla 9.7). Tomamos por tanto el resultado de 1,9 obtenido allí y aplicamos la ecuación (9.15) I = 1 S 3 U FS c = 40.000 = 55,2 A 1,732 · 220 · 1,9 9.10 Filtros de bloqueo en neutro Los filtros de bloqueo en neutro para el tercer armónico, son filtros LC diseñados para la reducción de corrientes de tercer armónico y armónicos múltiplos de 3 en general que retornan por el neutro de las instalaciones trifásicas. El filtro está basado en un circuito LC paralelo, como el que muestra la fig. 9.16. Se trata de un LC paralelo sintonizado a frecuencia próxima al tercer armónico, con lo cual su impedancia se hace máxima a las frecuencias próximas a dicho armónico. N2 N1 FB3 Fig. 9.16.- Esquema de principio de un filtro de bloqueo en neutro El esquema de aplicación es el que muestra la fig 9.17. Obsérvese que el filtro se intercala en el conductor neutro. Panel de distribución Icarga L1 L2 L3 N 9 N1 FB3T N2 Fig. 9.17.- Esquema de aplicación de un filtro de bloqueo en neutro Como beneficio adicional se tiene que para los armónicos de orden superior a 3, el filtro se añade una pequeña impedancia. Las ventajas de empleo del los filtros de bloqueo son: técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 302 • Reducción del tercer armónico hasta un 90% • Reducción apreciable de otros armónicos • Reducción de la corriente del neutro absorbida • Disminución de pérdidas en la instalación. • Reducción de interferencias • Mejora del factor de potencia No obstante, este tipo de filtros presenta un inconveniente: en caso de consumos desequilibrados puede dar tensiones fase-neutro desequilibradas y ocasionar sobretensiones en alguna fase y, además, suele generar distorsión de la tensión a a la entrada de los receptores. 9.11 Filtros activos Los filtros activos son equipos basados en convertidores de potencia conmutados, con modulación de ancho de pulso PWM y que tienen por misión la de cancelar los armónicos de tensión y / o corriente presentes en una determinada línea. Pueden distinguirse dos tipos: a) Filtros serie b) Filtros paralelo El objetivo del filtro serie es el de mejorar el suministro de tensión que recibe la carga, corrigiendo las perturbaciones procedentes del lado de red. Los filtros serie permiten corregir bajas tensiones y oscilaciones de tensión (flicker) y algunos armónicos de orden bajo, aunque en aplicaciones tales como soldaduras, grúas, hornos de inducción con régimen muy fluctuante, etc. , el flicker puede ser eliminado, también, mediante grupos estáticos de compensación de factor de potencia gobernados por tiristores. La figura 9.18 muestra un esquema de principio de un filtro activo serie. Como puede verse se basa en la suma o resta de tensión en serie con la de red, al objeto de corregir las perturbaciones antes indicadas. RED DE ALIMENTACIÓN CARGAS APLC 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones CONTROL CONTROL DE TENSIÓN Fig. 9.18.- Filtro activo serie Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 303 La función de un filtro paralelo es disminuir los armónicos de corriente que se vierten a la red de alimentación debidos a cargas no lineales. Su principio de funcionamiento se basa en inyectar a la red una corriente tal que sumada a la de la carga produzca un total en red, libre de perturbaciones y en fase con la tensión. En definitiva, una corriente que vista desde red dé un factor de potencia unidad. Para optimizar su tamaño los filtros paralelo suelen combinarse con baterías estáticas, tal como muestra el esquema simplificado de la figura 9.19. En dicha combinación la batería estática compensa el desfase de la componente fundamental y el filtro paralelo compensa la distorsión armónica, inyectando una onda como la que muestra la figura 9.20, a título de ejemplo. RED DE ALIMENTACIÓN CARGAS APLC TSC DE n PASOS CONTROL CONTROL CONTROL DE CORRIENTE REGULADOR DE FACTOR DE POTENCIA Fig. 9.19.- Filtro activo paralelo combinado con compensador estático de reactiva 135 Corriente deseada en red Corriente de carga -135 135 9 -135 100 ms Corriente del filtro 110 ms 120 ms 130 ms Fig. 9.20.- Principio de funcionamiento de un filtro activo paralelo. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones 140 ms Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 304 9.12 Compensadores estáticos con filtro En el apartado 3.10 se explicaron ya las ventajas de los equipos estáticos para compensar la energía reactiva en cargas con un consumo muy fluctuante. En muchos casos, los compensadores estáticos consiguen disminuir drásticamente las puntas de consumo debidas a máquinas de soldar, grúas, hornos de inducción, o incluso las debidas al arranque de motores asíncronos, logrando con ello una reducción drástica del flicker en la red que debe soportar estas puntas de consumo. Tal como se dijo en el apartado 9.5, si la red en la que debe instalarse un equipo estático tiene un THD en tensión superior a 2,5 a 3%, debemos pensar en la colocación de un filtro de rechazo. Los compensadores de factor de potencia con filtro de rechazo pueden equiparse con maniobra estática, resultando los equipos estáticos con filtro tipo FRE (CIRCUTOR) o similares. Desde un punto de vista eléctrico, los compensadores estáticos con filtro son idénticos a un equipo convencional de compensación de energía reactiva, con dos particularidades: • Los interruptores estáticos • Las reactancias de filtro El esquema de la figura 9.21, muestra los elementos esenciales de un paso de un equipo estático. Para mayor número de pasos, se tendrán esquemas análogos a los mostrados, cada uno de ellos gobernado por una salida distinta del regulador COMPUTER. Cada bloque de interruptores estático consta de dos partes : (Véase la figura 9.22 ) • Bloque de potencia estático, BPE • Placa de control CPCm o CPC3i 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones 9 305 REGULADOR FAST Eficiencia en el uso de la energía eléctrica Fig. 9.21.- Esquema de un equipo estático con filtros técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 306 9.12.1 Bloque de Potencia Estático (BPE) Este bloque contiene dos tiristores por fase y el radiador de refrigeración. El calibre de los componentes de potencia es el adecuado a la potencia del condensador que deben maniobrar. L1 computer...f Com Alimentación Auxiliar ACT COM A1 L2 L3 U1 V1 W1 U2 V2 W2 R R R A2 PLACA DE CONTROL CPC U1 U2 V1 V2 W1 BPE W2 CONDENSADORES Fig. 9.22.- Diagrama de bloques de un paso trifásico con interruptor estático 9.12.2 Placa de Control de Paso por Cero tipo CPCm Cada interruptor estático tiene una placa de control CPCM o CPC3i que controla la conexión y desconexión a paso por cero de un grupo del filtro (L-C) . La placa extrae de red las señales de sincronismo para controlar la conexión de cada fase al paso por cero de tensión y recibe la orden de conexión o desconexión a través de los terminales COM y ACT , conectados a una de las salidas estáticas del regulador COMPUTER tipo FASTCOM. Tanto las señales de sincronismo como las de cebado , entre la placa CPCm y los tiristores , se transmiten a través de optoacopladores o a través de transformadores de impulsos, de forma que los circuitos electrónicos de control están aislados galvánicamente del circuito de potencia. 9 Existe también la posibilidad de mando fase-fase o trifásico gobernando la CPC a través de un canal RS-485. En este caso debe usarse la CPC3i y un regulador de la serie computer +. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 307 L1 L2 L3 N Cn TEST COM D E F G COM ACT COM AL1 3K2 2K2 1K2 3G2 2G2 1G2 2G1 2K1 1G1 1K1 1K2 1G2 1K1 1G1 2K2 2G2 2K1 2G1 3K2 3G2 3K1 3G1 3G1 3K1 COM COM L Cn AL1 D E F G C 400 V COM ACT COM AL1 400 V 230 V 3K2 2K2 1K2 3G2 2G2 1G2 2G1 2K1 1G1 1K1 1K2 1G2 1K1 1G1 2K2 2G2 2K1 2G1 3K2 3G2 3K1 3G1 3G1 3K1 TEST 1K2 1G2 1K1 1G1 2K2 2G2 2K1 2G1 3K2 3G2 3K1 3G1 Salidas individuales (n+1) cables TEST COM C1 C2 C3 400 V AC SUPPLY COM COM L Cn AL1 D E F G C 0V CPC3i-xMT Mando Trifásico Bloque de potencia 2G1 2K1 3G1 3K1 L AL1 C 230 V 0V CPC3i-xMT Mando Trifásico COM ACT COM AL1 3G2 2G2 1G2 400 V 230 V 3K2 2K2 1K2 1G1 1K1 COM 0V CPC3i-xMT Mando Trifásico Bloque de potencia Bloque de potencia Fig. 9.23 - Diagrama de bloques de una batería de 3 pasos con interruptor estático con mando por regulador con salidas estáticas y medida de un solo FC 9.12.3 Placa de Control de Paso por Cero tipo CPC3i Esta es una placa de desarrollo más avanzado, preparada para operar conjuntamente con reguladores de FP que puedan transmitir las ordenes de conexión a través de un canal de comunicaciones RS-485 y mediante un protocolo MODBUS. Un ejemplo de este tipo de control lo vemos en la fig. 9.24. Este tipo de control admite además el control independiente fase-fase. L1 L2 L3 400 V AC SUPPLY SH RS+ RS- cosφ=0,8 computer+ RS-485 (3 cables) 1K2 1G2 1K1 1G1 2K2 2G2 2K1 2G1 3K2 3G2 3K1 3G1 SH RS+ RS- A B C D E ADJ 2G1 2K1 3K2 3G2 3G1 3K1 COM SH RS+ RSCOM AL1 400 V 230 V 0V CPC3i-xRS 9 2K2 2G2 1K2 1G2 1G1 1K1 L AL1 C Bloque de potencia Fig. 9.24.- Diagrama de bloques de un paso trifásico con interruptor estático con mando RS-485 y protocolo MODBUS técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 308 9.12.4 Resistencias de descarga en equipos estáticos con filtro En un equipo estático con filtro, la tensión a la cual se carga el condensador es mayor que la propia tensión de red debido a la reactancia serie. Concretamente en filtros con p=7% , el valor de cresta al cual se carga el condensador después de la desconexión es del orden de un 7% superior al valor de cresta de la propia red. Esto hace que si se pretende una reconexión muy inmediata después de la desconexión , deba descargarse este 7% adicional, pues en caso contrario la controladora CPCm impedirá la reconexión hasta ver que se igualan la tensión de red y la del condensador, para respetar la conexión a paso por cero. Las placas CPC3i han sido diseñadas precisamente para eliminar este problema, ya que se han dotado de un sistema inteligente de control que mide el instante de mínima tensión. 9.12.5 Equipos de filtros monofásicos Algunas cargas monofásicas como equipos de soldadura y otros, absorben una corriente fluctuante sólo entre dos fases. La compensación de estos equipos no puede ser global , sino que se requiere el empleo de equipos de compensación estáticos, con filtro, monofásicos. Estos equipos pueden gobernarse con un regulador COMPUTER que admita funcionamiento en monofásico o directamente con un contacto del controlador de la carga. En caso de máquinas de soldar, por ejemplo, se toma un contacto libre de tensión del equipo de soldadura , que cierre cada vez que hay que soldar. La cadencia puede ser tan rápida como requiera la carga, pero hay que tener en cuenta que la presencia de filtro requiere resistencias de descarga de bajo valor, para aplicaciones rápidas , tal como se ha explicado anteriormente. Las placas CPC3i han sido diseñadas precisamente para eliminar este problema, ya que se han dotado de un sistema inteligente de control que engancha la primera vez aún con diferencias de tensión del orden de 100V. Teniendo en cuenta que el circuito lleva una reactancia esto no causa ningún tipo de transitorio anormal. 9.13 Compensación de reactiva en sistemas desequilibrados En las redes internas de las instalaciones industriales es cada vez más frecuente encontrar consumos fuertemente desequilibrados. Contribuyen a dicho desequilibrio dos tipos de cargas: Por un lado las cargas entre fase y neutro y por otro lado cargas monofásicas entre fase y fase. 9 Los efectos más importantes de dichos desequilibrios son de dos tipos: a) Corrientes de neutro elevadas (Corriente homopolar) b) Corrientes en las fases desiguales, con desfases desiguales (Componente inversa) técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 309 El aumento de la corriente de neutro por desequilibrio es un tema muy conocido, pero los efectos del desequilibrio de las corrientes de fase han sido menos estudiados. Dicho desequilibrio disminuye significativamente la eficiencia de los sistemas de distribución y transporte. A título de ejemplo, consideremos un transformador de 1000 kVA. El diseño se ha hecho considerando que esta potencia estará repartida entre las tres fases. Si pretendiéramos alimentar con él un sistema cuyas cargas estuvieran todas ellas entre una fase y neutro o cargas entre dos fases, evidentemente no podríamos obtener 1000 kW, aunque el factor de potencia de las cargas fuese la unidad (incluyendo cosφ + reducción por armónicos). Así pues la potencia que podemos obtener de un transformador depende de alguna forma del grado de desequilibrio de las cargas. Obsérvese que el problema tiene un cierto paralelismo con el del factor de potencia. En efecto, si conectamos a un transformador, como el del ejemplo anterior, de 1000 kVA, cargas con un factor de potencia inferior a la unidad, tampoco podemos obtener los 1000 kW. El ejemplo anterior sirve para poner de relieve que el desequilibrio de las corrientes de carga, al igual que un factor de potencia inferior a la unidad, comportan un uso ineficiente del sistema de distribución y transporte. En el apartado 2.10 se explicaron los principios teóricos de los sistemas desequilibrados, se definieron los coeficientes de desequilibrio y de asimetría. Basándonos en esto, a continuación se proponen soluciones para mejorar la eficiencia del sistema de distribución de energía eléctrica mejorando el equilibrio de consumos y el reparto de reactiva en las fases. Los desequilibrios de las corrientes de carga tienen dos efectos: a) Reducen la capacidad de carga y la eficiencia de transformadores y líneas de distribución. b) Generan desequilibrios de las tensiones en el punto de acoplo de los abonados. Por tanto, debido a este efecto los desequilibrios de una instalación propagan sus efectos a otras instalaciones vecinas. Respecto al primer punto, que es el que más nos interesa en este párrafo, cabe decir que en muchas instalaciones actuales se acentúa el nivel de desequilibrio debido a la presencia de determinadas cargas que toman alimentación entre fase y neutro (caso común en edificios comerciales o de oficinas) o cargas que están conectadas entre dos fases (el caso más típico son las máquinas de soldadura y algunos tipos de hornos, ambos con potencias muy significativas). La consecuencia de esto es que líneas y transformadores de distribución, aparentemente bien dimensionados, son incapaces de suministrar la potencia instalada sin causar problemas de sobrecalentamiento, bajo rendimiento, saturación de transformadores, etc. 9 En resumen, el desequilibrio de las corrientes de carga ha de ser considerado como una causa más de ineficiencia del sistema de distribución energética. En caso de desequilibrios importantes, se requieren instalaciones (transformadores y cables) más sobredimensionadas y se generan mayores pérdidas que en una instalación de igual potencia con consumos equilibrados. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 310 9.13.1 Nuevas técnicas de compensación de FP para sistemas desequilibrados Como hemos venido estudiando en capítulos anteriores, el sistema clásico de compensación de reactiva y filtrado de armónicos se basa en equipos que conectan pasos trifásicos equilibrados. Es frecuente incluso que el regulador de FP mida corriente sólo en una fase y regule la compensación suponiendo que el sistema es equilibrado. La conexión del circuito de potencia se hace mediante contactores (baterías convencionales) o mediante tiristores (baterías estáticas) en el caso de cargas con un perfil de corriente muy variable con el tiempo (grandes variaciones en cortos intervalos de tiempo). La fig.9.23 muestra un esquema típico de conexión de un regulador para control de cosφ, midiendo tensión entre dos fases y corriente de una sola fase. Se muestra sólo un paso del circuito de potencia, aunque el equipo se compone habitualmente de varios pasos que permitirían la regulación en un sistema equilibrado. Para sistemas con cargas muy desequilibradas el esquema de la fig. 9.23 no consigue una buena regulación del cosφ y puede producir una compensación errónea por varios motivos: El primero y más importante es que la compensación depende de la fase donde se mide la corriente. Según sea la más cargada o la menos cargada el sistema puede crear sobre-compensación o falta de compensación a nivel global, generando en ambos casos pérdidas innecesarias y causando un consumo de energía reactiva que luego será motivo de un recargo en la factura del suministro eléctrico. Supuesto que se mida en tres fases y se compense según un valor promedio de la energía reactiva medida en las tres fases (Fig. 9.24, se consigue una notable mejora, pero el sistema de compensación sigue siendo imperfecto, ya que se carga con una reactiva innecesaria algunas fases y no se llega a compensar completamente otras. Para solucionar estos problemas y aumentar la eficiencia de los sistemas de compensación del factor de potencia CIRCUTOR ha desarrollado una nueva serie de reguladores, denominada computer plus, capaces de medir y realizar la compensación individual de cada fase, tanto para sistemas donde dominan las cargas en estrella (fase – neutro) como para sistemas en los que dominan las cargas en triángulo (trifásicas o monofásicas entre fase y fase). La fig. 9.24 muestra un esquema para un paso de un filtro, controlado por tiristores, en configuración triángulo, de forma que puede compensarse cada fase individualmente. Nótese que esta compensación debe hacerse siempre con interruptores estáticos. No podría hacerse con contactores, puesto que éstos conectan las tres fases a la vez. 9 Para instalaciones donde dominan las cargas monofásicas entre fase y neutro, los pasos podrían configurarse en estrella y el regulador midiendo la tensión y corriente en las tres fases y compensando cada una independientemente. No obstante este sistema resulta unas 3 veces más caro que una compensación convencional en triángulo. Por ello el sistema computer plus permite realizar la compensación en triángulo y aplica un algorit paz de escoger la técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 311 conexión óptima que minimiza la corriente de todas y cada una de las fases, reequilibra parte de las potencias activas y consigue el mínimo de pérdidas y en consecuencia la máxima eficiencia en la instalación. 9.14 Incidencia del desequilibrio en los costes de una instalación de suministro Los costes de una instalación para alimentar una planta industrial, un edificio comercial, un edificio de oficinas o de viviendas, podemos dividirlos en dos grandes conceptos: a) Coste de la infraestructura para alimentación, básicamente transformadores y líneas de distribución. b) Coste de la energía consumida. El desequilibrio de cargas incrementa los costes por ambos conceptos. En efecto, a causa del desequilibrio se debe aumentar la potencia nominal de los transformadores y la sección de los cables, pues la corriente máxima que circulará por alguna de las fases en caso de desequilibrio será mayor que la que circularía en caso de alimentar cargas equilibradas. A título de ejemplo hagamos un sencillo cálculo para una carga de 1 kVA en dos casos: Caso 1: Carga alimentada por un sistema trifásico equilibrado a 400 V. El consumo es de 1,44 A por fase, en las tres fases. Caso 2: Carga alimentada entre dos fases. El consumo de corriente es de 2,5 A en dos fases y cero en la tercera. Por tanto en este caso de desequilibrio extremo podemos tener que sobredimensionar los cables y el transformador hasta un 73%. En cuanto al coste de la energía consumida, éste también se incrementa en los sistemas desequilibrados, debido a las pérdidas. Si tomamos como ejemplo el mismo caso anterior y llamamos R a la resistencia de cada una de las fases, resultarán unas pérdidas de transporte que serán: Caso 1: Pérdidas por kVA 3 fases x (RI2)= 3xRx1,442=6,22 x R watios por kVA Caso 2: Pérdidas por kVA 2 fases x (RI2)= 2xRx2,52=12,5 x R watios por kVA Obsérvese que las pérdidas son prácticamente el doble para el caso extremo considerado. 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 312 9.14.1 Ejemplos típicos Para poner de manifiesto las ventajas de la compensación individual fase-fase se ha hecho un estudio de dos casos típicos. El caso 1 es una instalación con un conjunto de cargas inductivas equilibradas en triángulo y otras cargas monofásicas entre fase y fase, también inductivas, alimentadas a 400 V / 50 Hz. Los datos de potencias, corrientes y pérdidas antes y después de la compensación fase a fase pueden verse en la tabla 1. Tabla 1.- Carga caso 1: Resultados de la compensación fase a fase Antes de compensar Potencia activa (kW) Potencia reactiva (kvar) Corriente (A) Pérdidas W (R=1 mΩ por fase) Después de compensar Fase-Fase Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total 79,35 48,06 70,96 198,37 72,73 57,09 68,54 198,37 79,35 70,96 48,06 198,37 6,61 2,42 -9,03 0 487,9 372,65 372,65 317,55 248,45 300,59 238,05 138,87 138,87 515,78 100,84 61,73 90,35 252,92 La Tabla 2 muestra los resultados de compensación de la misma carga (caso 1) utilizando una compensación basada en la potencia promedio de las tres fases. Tabla 2.- Carga caso 1: Resultados de la compensación por el método de la potencia promedio Antes de compensar Potencia activa (kW) Potencia reactiva (kvar) Corriente (A) Pérdidas W (R=1 mΩ por fase) Después de compensar Método promediado Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total 79,35 48,06 70,96 198,37 79,35 48,06 70,96 198,37 79,35 70,96 48,06 198,37 13,22 4,84 -18,06 0 487,9 372,65 372,65 349,75 210,01 318,38 238,05 138,87 138,87 515,78 122,32 44,10 101,36 267,79 Nótese que la compensación de FP fase a fase (tabla 1), aparte de anular la potencia reactiva, consigue un equilibrado de las potencias activas consumidas por cada una de las fases y una reducción de pérdidas, casi a la mitad. 9 En el caso de compensación por el método de la potencia promediada (tabla 3), con la misma carga del caso 1, vemos que se pierde el efecto de equilibrado de potencias activas, pero sigue habiendo una reducción considerable de corrientes y de pérdidas. No obstante el caso 1 es un caso especialmente favorable para la compensación por promedio. A continuación presentamos otro caso (caso 2) en el cual hay una carga resistiva entre dos fases, que provoca una sobrecompensación en una de las fases. técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 313 Tabla 3.- Carga caso 2: Resultados de la compensación fase a fase Antes de compensar Potencia activa (kW) Potencia reactiva (kvar) Corriente (A) Pérdidas W (R=1 mΩ por fase) Después de compensar Fase-Fase Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total 87,73 110,64 39,67 238,05 84,19 100,95 52,90 238,05 -14,52 54,19 39,67 79,35 -27,74 18,06 9,68 0 386,64 535,65 243,95 385,41 445,92 233,82 149,50 286,92 59,51 495,93 148,54 198,84 54,67 402,05 Al igual que en el caso 1, la compensación fase-fase consigue anular la potencia reactiva total y además tiene un efecto de equilibrado de las potencias activas (ver tabla 3). La compensación por potencia promedio, aplicada a este caso tiene un efecto contrario al deseado, pues la corriente de una de las fases aumenta en lugar de disminuir (ver tabla 4). Tabla 4.- Carga caso 2: Resultados de la compensación por el método de la potencia promedio Antes de compensar Potencia activa (kW) Potencia reactiva (kvar) Corriente (A) Pérdidas W (R=1 mΩ por fase) Después de compensar Método promediado Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total Fase 1 Fase 2 Fase 3 Total 87,73 110,64 39,67 238,05 87,73 110,64 39,67 238,05 -14,52 54,19 39,67 79,35 -40,97 27,74 13,22 0 386,64 535,65 243,95 421,00 495,94 181,83 149,50 286,92 59,51 495,93 177,24 245,95 33,06 456,25 Los casos estudiados podemos considerarlos típicos en plantas industriales, dónde lo común es la conexión de cargas en triángulo o cargas monofásicas entre fase y fase (caso de las máquinas de soldadura, convertidores monofásicos, etc.). Para edificios de oficinas el caso suele ser distinto, ya que las cargas suelen estar entre fase y neutro y la compensación fase fase ha de hacerse conectando los condensadores en estrella. Esta solución suele ser más cara por la necesidad de aumentar el tamaño de los condensadores al trabajar estos a menor tensión. 9.15 Resumen A lo largo de este capítulo hemos estudiado el fenómeno de propagación de perturbaciones en las redes eléctricas y las principales técnicas para reducirlas. 9 Hemos visto que algunos tipos de problemas como el de amplificación de los armónicos por efecto de la resonancia son perfectamente evitables con baterías de filtros de rechazo. Hemos visto también que si de lo que se trata es de eliminar técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 314 los armónicos de corriente, la primera parte de la solución consiste en reducir los armónicos producidos por determinados equipos convertidores, a base de reactancias y en una segunda fase puede pensarse en el empleo de filtros de absorción, ya sean pasivos o activos. Se ha visto también la conveniencia de aplicar equipos estáticos para reducir el flicker y que muchas veces estos equipos han de ir acompañados de filtros. Se han comentado también las ventajas de la compensación con medida en las tres fases para sistemas desequilibrados o incluso las ventajas de la compensación fase a fase con la que se consigue, además, un reequilibrio de consumo. Hemos visto también que determinados tipos de cargas provocan más de un tipo de perturbación. Así los convertidores de frecuencia suelen producir armónicos, pero también perturbaciones de alta frecuencia, para las cuales debemos pensar en el empleo de filtros EMI. Insistimos una vez más en lo importante que es hacer un buen diagnóstico del problema que se desea solucionar para conocer el tipo o tipos de filtro idóneo para eliminar o paliar las perturbaciones que se desee. Para ello es preciso aportar datos lo más exhaustivos posible de la instalación y siempre que sea posible efectuar mediciones previas con los instrumentos adecuados, descritos en el capítulo anterior. Referencias: [1] EMTP, Electromagnetic Transients Program ; http://www.emtp.com/ [2] The MathWorks - MATLAB and Simulink for Technical Computing; www.mathworks. com [3] Norma UNE-EN-61642, Redes industriales de corriente alterna afectadas por armónicos: Empleo de filtros y de condensadores a instalar en paralelo, Distribuye en España AENOR 9 técnicas de comPensación y filtrado de PerturBaciones 10 FILTROS PARA CONVERTIDORES ESTÁTICOS 10.1 Introduccion El término convertidor estático de energía o convertidor de potencia se usa para designar cualquier equipo basado en semiconductores de potencia que tiene como función convertir energía eléctrica con unas determinadas características de forma de onda, tensión y frecuencia a otra forma donde estas características varían. El uso de convertidores de potencia se ha generalizado últimamente en los sistemas eléctricos, tanto en aplicaciones industriales como domesticas, debido a la facilidad con que la potencia se puede manipular a alta frecuencia. No obstante, los efectos secundarios de la conexión de dichos convertidores a la red, relacionados con la generación de armónicos y EMI a veces se han desestimado. La polución generada da problemas importantes de dos tipos: • Perturbaciones de baja frecuencia: Flicker (de 0,5 a 30 Hz) y armónicos (50 Hz a 2500 Hz) • Perturbaciones de alta frecuencia: banda A (9 kHz a 150 kHz) y banda B (150 kHz a 30 MHz) La forma más habitual de distribución de la energía eléctrica es la corriente alterna (C.A.) con tensiones diversas y frecuencias de 50 ó 60 Hz. No obstante los consumos pueden ser en corriente continua (C.C.) o en forma de corriente alterna con distinta tensión y frecuencia. Para convertir la energía a la forma requerida por las distintas cargas o incluso para enlazar distintas fuentes con distintos valores de tensión y/o frecuencia se emplean los convertidores estáticos de energía. Un resumen de los tipos de convertidores, según el tipo de conversión deseado lo podemos ver en la Fig. 10.1. 10 filtros Para convertidores estÁticos Fig. 10.1- Tipos de convertidores Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 316 Actualmente están proliferando los receptores que emplean algún tipo de convertidor en su cadena de alimentación. Empezando por las luminarias de alta eficiencia, generalmente basadas en una lámpara de gas alimentada a alta frecuencia, continuando por los reguladores de velocidad de motores y las fuentes de alimentación ininterrumpidas (SAI), etc. Todos estos convertidores son propensos a generar armónicos y perturbaciones EMI y requieren algún tipo de filtrado, tanto en el lado de red o lado de alimentación en general como en el lado de carga. Este capítulo lo dedicaremos al estudio de este tipo de filtros, que denominamos genéricamente “filtros para convertidores”. Básicamente, por lo que se refiere a la ubicación de los filtros podemos distinguir dos tipos: • Filtros para el lado de alimentación • Filtros para el lado de carga Para comprender la función de los distintos tipos de filtros debemos conocer las estructuras típicas de los convertidores. Estas estructuras comprenden por lo general una etapa de convertidor C.A.-C.C. (rectificador) y otra etapa de convertidor C.C.-C.A. (ondulador). Si la carga es en C.C., la etapa del ondulador no existe y los filtros en el lado de continua dependen de si la carga es inductiva (motor) o de tipo f.e.m. (cargador de baterías), o de otra índole. Fig. 10.2 Convertidor típico C.A./C.A.: Variador de velocidad para motor de C.A. Las Figuras 10.2 a 10.6 muestran distintos tipos de convertidores para las aplicaciones más típicas. 10 Fig. 10.3- Convertidor C.A./C.A. con rectificador activo (AFE, active front end) filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 317 Fig. 10.4- Convertidor C.A./C.C. con carga inductiva: Variador de velocidad para motor de C.C. Fig. 10.5- Convertidor C.A./C.C. con carga inductiva con rectificador activo (AFE) Fig. 10.6- Convertidor C.A.-C.C. con carga f.e.m. : Cargador de baterías 10 Los tipos básicos de filtros que estudiaremos para las estructuras de convertidores descritas anteriormente serán los siguientes: filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 318 • Filtros para reducción de armónicos en el lado de red de rectificadores (Reactancias C.A., filtros LCL y Reactancias en el lado de C.C.) • Filtros para reducción de EMI en el lado red. • Filtros para reducción de rizado en el lado carga de C.C (Reactancias y filtros LC) • Filtros para lado carga en C.A (Filtros Sinus , Filtros dv/dt y Filtros EMI lado carga) 10.2 Filtros para reducción de armónicos en el lado red de rectificadores Un grupo muy importante de convertidores se acoplan a la red mediante un rectificador no controlado, basado en diodos. En el caso de red trifásica la estructura del rectificador es la típica de 6 diodos que vemos en las Figuras 10.2 y 10.4. Este tipo de convertidores generan la típica forma de onda de la Fig. 10.7, que tiene un alto contenido de armónicos impares y no múltiplos de 3. Los armónicos dominantes para este tipo de convertidores son, como ya se dijo, los de orden (k*6±1), es decir: orden 5, 7, 11, 13…. etc. Fig. 10.7.- Forma de onda típica de un rectificador de 6 pulsos conectado directamente a red Las normas [2] – [3] limitan el máximo contenido de armónicos que las cargas de una instalación pueden verter en la red y por tanto obligan a la colocación de filtros en las cargas antes mencionadas. Los tipos de filtros para esta función son básicamente tres: • Reactancia en el lado de C.A. 10 • Filtros LCL • Reactancia en el lado de C.C. filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 319 10.2.1 Reactancias en el lado de red La reactancia del lado de red se utiliza para reducir los armónicos, pero tiene además el efecto de atenuar los huecos y los picos debidos a la conmutación y a la carga inicial del condensador del lado de C.C. Habitualmente se trata de reactancias que dan entre un 3,5% y un 4% de caída de tensión a la corriente fundamental nominal. Constructivamente deben estar adaptadas para minimizar las pérdidas por efecto Foucauld y por histéresis. En caso de corrientes de red muy rizadas con THD en torno al 40% o más, las reactancias permiten fácilmente reducir esta tasa a un 25%. La Fig. 10.8 da la comparación de las formas de onda de un rectificador conectado directamente a red y el mismo rectificador con una reactancia de 4% a) Sin reactancia b) Con reactancia Fig. 10.8.- Forma de onda de la corriente sin y con reactancia 10 filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 320 10.2.2 Filtros LCL Los filtros LCL están especialmente diseñados para eliminar los armónicos de la corriente absorbida por convertidores de potencia. Se trata de filtros pasivos a base de una combinación serie-paralelo de inductancias y condensadores tal como muestra esquemáticamente la Fig.7. Así pues, los filtros LCL son un paso más adelante de la simple reactancia de reducción de rizado y están diseñados para reducir el THD(I) a valores inferiores a un 10%, de forma que permitan cumplir con las normas IEC-61000-3.4 y IEEE-519 Fig. 10.9.- Estructura de los filtros LCL Corriente de red sin el filtro LCL (THD(I) = 40%) 10 Corriente de red con el filtro LCL (THD(I)< 4%) Fig. 10.10- Formas de onda en un convertidor, con y sin filtro LCL filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 321 10.2.3 Reactancias en el lado de C.C. (Lcc) En el caso de reguladores a tiristores para motores de C.C. (Fig.10.4), es preferible colocar la inductancia en el lado de C.C. , pues esto mejora muy sensiblemente el THD de la corriente y evita las chispas de conmutación en el colector del motor. Este tipo de problemas, así como el de exceso de rizado en algunos convertidores de frecuencia o SAI, pueden resolverse mediante reactancias monofásicas de filtrado en el lado de continua. La fórmula para el cálculo de estas reactancias es la indicada en (10.1) L = min .I 2,7.U s .( p − 1).F dmed o (10.1) Donde Us es la tensión eficaz entre fase y neutro , Idmed es la corriente media en el lado de continua , p es el número de pulsos del rectificador (2 en el caso de monofásicos y generalmente 6 en el caso de puentes trifásicos) y Fo es el factor de ondulación deseado en la corriente continua filtrada. I −I d min F = d max o 2. I dmed (10.2) Nota: En caso de que el rectificador alimente un motor de corriente continua deberá descontarse de Lmin la propia inductancia de inducido del motor. Para seleccionar la reactancia necesaria para una determinada aplicación deben tenerse en cuenta el valor de L en mH y los valores medio y máximo de corriente continua (Idmed , Idmax) para prever su funcionamiento sin saturación. a) Reactancia de red b) Reactancia lado C.C. c) Filtro LCL Fig. 10.11- Reactancias y filtro LCL 10.3 Filtros EMI para red de variadores de velocidad y SAI 10 Los convertidores electrónicos (variadores de velocidad y SAI) generan interferencias electromagnéticas (EMI), debido a los flancos abruptos de tensión originados por los flancos abruptos de conmutación de los semiconductores. filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 322 Como se ha dicho, la propagación a través de cables (EMI conducidas) suelen abarcar frecuencias que van desde 10 kHz a unos 30 MHz. Existen dos formas básicas de propagación de las EMI: La propagación en modo diferencial y la propagación en modo común, también llamadas simétrica y asimétrica (Fig. 10.12). En la propagación diferencial, la ida y retorno de las corrientes perturbadoras de alta frecuencia se realiza por los conductores activos (fases y neutro en caso de existir). En la propagación en modo común las corrientes de alta frecuencia circulan en un sentido por las fases y neutro y el retorno se realiza por el conductor de protección (PE, llamado a veces tierra). La Figura 10.12 muestra esquemáticamente los conceptos de modo diferencial y modo común. Fig. 10.12 - Perturbaciones EMI en modo diferencial y modo común Las interferencias generadas por los convertidores de potencia suelen tener una componente muy importante de "Modo Común" y suelen causar mal funcionamiento de ordenadores ,autómatas programables, equipos de control numérico, y en general de equipos electrónicos que operan con señales de niveles muy bajos. Por ello la Directiva Europea 2004/108/CE establecen la obligatoriedad de cumplir ciertos limites de emisión fijados en una serie de Normas tales como: • UNE- EN 61000-6-4 Norma genérica de límites de emisión en entorno industrial • UNE- EN 61000-6-3 Norma genérica de límites de emisión en entorno residencial e industria ligera • EN 55022 (CISPR 22) Límites de perturbaciones conducidas y radiadas • IEC 61800-3 / IEC 947-4-2. Normas de producto de variadores de velocidad y arrancadores estáticos. 10 Para filtrar las perturbaciones EMI deben utilizarse choques con núcleos de ferrita con un buen comportamiento a altas frecuencias. La calidad de dicha respuesta se suele medir por el parámetro denominado pérdidas de inserción , (IL) , definidas como se indica en la ecuación (10.3) . filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica P (Sin filtro) IL = 50Ω P50Ω (Con filtro) 323 ( 10 3) La prueba normativa de pérdidas de inserción se hace con una impedancia de fuente y una impedancia de carga, iguales ambas a 50 Ω. No obstante en el entorno real, las impedancias de red y carga distan mucho del valor 50 Ω y además varían muchísimo en el rango de 10 kHz a 30 MHz, y por tanto, el comportamiento real del filtro puede ser muy distinto del que se obtiene con el ensayo normativo. Para conseguir valores convenientes de pérdidas de inserción en el entorno real de funcionamiento del filtro debe recurrirse a filtros de dos etapas, tal como el que se muestra en las Figura 10.13 cuyas curvas de respuesta en modo común y en modo diferencial, según ensayo normativo, se muestran en la Figura 10.14. Fig. 10.13- Filtro EMI de doble etapa para cargas trifásicas sin neutro Fig. 10.14- Pérdidas de inserción de un filtro EMI en modo común y en modo diferencial 10 Se dispone de dos tipos de filtros para convertidores de potencia: De tres y de cuatro hilos. Los de tres hilos (sin neutro) están pensados básicamente para filtrar la perturbación de los variadores de frecuencia y arrancadores estáticos, para que estos puedan cumplir las normas IEC 61800-3 / IEC 947-4-2. Los filtros de filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 324 cuatro hilos incluyen filtrado en el conductor neutro; están pensados para aplicar a la salida de SAI (Sistemas de alimentación ininterrumpida). La Figura 10.15 muestra un esquema de un filtro de doble etapa para esta aplicación. Fig. 10.15- Filtro EMI de doble etapa para cargas trifásicas con neutro 10.4 Filtros LCL para rectificadores activos En las Figs. 10.3, 10.5 y 10.6 se han representado convertidores enlazados a red mediante un rectificador activo. Este tipo de rectificadores no es todavía muy común en las cargas normales, pero resulta cada vez más usual en los sistemas que utilizan alimentación mixta de red y de una fuente renovable (fotovoltaica o pequeños generadores eólicos). Este tipo de convertidores suele regular la corriente que toma de red mediante un sistema de modulación denominado PWM (Pulse Width Modulation), que consiste en conmutar una tensión contínua dando alternativamente valores +E y –E , regulando la anchura de los pulsos, , de forma que al filtrar la señal resulte una senoide. Este tipo de ondas se representa esquemáticamente en la Fig.10.16 y en el detalle de la Fig.10.17. La onda en azul es la tensión, formada por tramos de onda cuadrada, mientras que la onda en rojo representa la componente de baja frecuencia que se extrae al filtrar la anterior. 10 filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 325 Fig. 10.16- Onda senoidal obtenida por modulación PWM Fig. 10.17- Detalle de la modulación PWM 10 Si hacemos un estudio frecuencial de este tipo de ondas, vemos que, aparte de la componente de baja frecuencia (senoide en rojo) se obtienen una serie de frecuencias múltiplos de la frecuencia de conmutación, f s = 1 / T , tal y como se ha representado en la Fig. 10.18. En el caso estudiado, la señal obtenida con la modulación PWM (rojo) es una onda de 50 Hz y para obtenerla se ha usado una frecuencia de conmutación de 5 kHz, con lo que los armónicos obtenidos en el espectro están en torno a los múltiplos de esta frecuencia. filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 326 Fig. 10.18- Espectro de las ondas representadas en la Fig. 10.16 El tipo de filtro adecuado para los convertidores que operan con este tipo de ondas PWM es un filtro LCL adaptado a la frecuencia de conmutación del convertidor. Dicha frecuencia suele estar entre 10 kHz y 20 kHz en convertidores de baja potencia y es del orden de 1 a 3 kHz para convertidores más potentes y el objetivo del filtro es impedir que las componentes de esta frecuencia y sus múltiplos se propaguen por la red. 10.5 Filtros para convertidores C.A.- C.A. Los convertidores C.A.-C.A. más comúnmente empleados en equipos industriales constan de un rectificador no controlado y un ondulador, con una estructura como la indicada en la Fig.10.2. Más recientemente empiezan a proliferar los que tienen un rectificador activo (Fig. 10.3) y los basados en convertidores matriciales, que no vamos a describir aquí. Desde el punto de vista de red, estos convertidores utilizan los mismos filtros descritos en los apartados 10.3 y 10.4. Por lo que hace referencia al lado de carga, estos convertidores emplean una modulación PWM como la descrita para rectificadores activos y esto genera tres tipos de problemas: • Problema de EMI en los cables de la carga (generalmente un motor) • Problema de reflexiones en líneas largas entre convertidor y carga. (Generan altos dv/dt y sobretensiones) 10 • Problema de rizado excesivo y pérdidas en la carga filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 327 Para resolver estos problemas se emplean tres tipos de filtros: • Choques de alta frecuencia (HF) para EMI • Filtros de limitación de dU/dt o anti-reflexión, para evitar sobretensiones en cables largos. • Filtros “sinus” para reducción del rizado en la carga 10.5.1 Choques de alta frecuencia para reducción de EMI Como se ha dicho, los cables de salida de los variadores de frecuencia transportan corrientes de alta frecuencia (frecuencias múltiplos de la de conmutación). Para evitar la propagación de interferencias en modo común que esto genera, se suele recomendar que los cables a motor sean cables apantallados. Pero dentro del armario de control siempre suele quedar un tramo de cable no apantallado, que puede radiar hacia los dispositivos de control vecinos. Para evitar que esta radiación afecte a los equipos electrónicos próximos al convertidor deben emplearse choques de ferrita colocados justo a la salida de cables del convertidor. CIRCUTOR dispone de los choques tipo CEM-xx. , para atenuar este tipo de perturbaciones. 10.5.2 Filtros para el lado carga de variadores de velocidad Como hemos dicho anteriormente la modulación PWM se emplea para generar ondas senoidales de frecuencia variable para regular la velocidad de los motores eléctricos de inducción. Como se dijo anteriormente estas ondas contienen una frecuencia moduladora (baja frecuencia) que es aquella con la que queremos alimentar el motor, pero contienen también una serie de altas frecuencias, que son la fundamental de conmutación f s y sus armónicos. En este tipo de aplicación (variador de velocidad de motor) la propia inductancia del motor hace el papel de filtro. Por ello, a pesar de que la tensión que proporciona el convertidor consiste en una serie de pulsos, la corriente tiene forma senoidal como se vio en la Fig. 10.16. No obstante, en caso de que el cable entre convertidor y motor sea de longitud considerable, la propagación de las altas frecuencias de los armónicos y la propia frecuencia de conmutación, pueden ocasionar la degradación de la forma de onda y generar sobretensiones (Vpico>1300 V para motores alimentados a 400 V) que comprometen los aislamientos del motor. Asimismo esto provoca salto de chispa y picado de cojinetes, calentamientos innecesarios y emisión de interferencias radiadas a través de los cables. Estos fenómenos se deben a la reflexión de ondas que se produce en los cables cuando se propagan por ellos frecuencias superiores a un cierto límite. 10 La Fig. 10.19a muestra una onda de tensión con alto contenido de altas frecuencias donde se producen picos debidos a la reflexión en el extremo de motor. La Fig.10.19b muestra la onda en el extremo del mismo cable, si se evita filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 328 la propagación de las altas frecuencias mediante un filtro pasa bajos, que bloquea las altas frecuencias (filtro sinus). a) Onda en el extremo de un cable con reflexión b) Onda filtrada, sin reflexión Fig. 10.19- Ondas de alta frecuencia propagadas en cables de gran longitud 10.5.10.1 El fenómeno de reflexión en cables Los principios teóricos que explican los fenómenos descritos anteriormente son los siguientes: Si conectamos un generador con tensión senoidal, de una frecuencia f , a un cable con resistencia despreciable y con una inductancia y capacidad distribuidas L en Henrios/m y C en Faradios/m , se demuestra que la velocidad de propagación de la onda a lo largo del cable viene dada por (10.4) v= 1 (10.4) LC se define la longitud de onda como la distancia recorrida por esta onda en un período T = 1 / f . Así pues la longitud de onda será (10.5) = vT = v f (10.5) se define también un parámetro denominado impedancia característica del cable, Z 0 , como: 10 filtros Para convertidores estÁticos Z0 = L C (10.6) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 329 Recuérdese que L y C son parámetros por unidad de longitud. A título de ejemplo la tabla 10.1 da los valores de L y C por unidad de longitud para cables típicos utilizados en la conexión de motores a variadores de velocidad. Para un cable de impedancia característica Z 0 que uniese un convertidor PWM con un motor, cuya impedancia fuese Z m , se produciría una reflexión de las ondas el coeficiente de reflexión sería: Γ= Zm − Z0 Zm + Z0 (10.7) La situación ideal seria tener un coeficiente de reflexión Γ = 0 o lo que es lo mismo, la impedancia característica de la línea debería ser igual a la impedancia del motor en todo el rango de frecuencias. En este caso no habría reflexión ni se producirían las sobretensiones antes descritas. No obstante esto es prácticamente imposible y por ello, para evitar estos fenómenos, deben colocarse filtros entre el variador y el motor. Normalmente podemos optar por dos tipos de soluciones: • 1) Filtro dU/dt. Es un filtro LC con la frecuencia de corte justa para evitar la reflexión y las sobretensiones • 2) Filtro “sinus”. Es un filtro LC con una frecuencia de corte mucho más baja que la frecuencia de conmutación En general el filtro “sinus” resuelve totalmente el problema, pues atenúa todas las altas frecuencias, mientras que los filtros dU/dt , dejan pasar frecuencias más altas y filtran lo justo para evitar la reflexión. 10 filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 330 Tabla 10.1 Valores típicos de L y C por km de un cable trifilar (Fuente: Reka Cables) Cable C [mF/km] L [mH/km] 3x16/16 0,35 0,30 3x25/16 0,45 0,26 3x35/16 0,50 0,24 3x50/25 0,60 0,22 3x70/35 0,65 0,20 3x95/50 0,70 0,18 3x120/70 0,75 0,17 3x150/70 0,75 0,16 3x185/95 075 0,15 3x240/120 0,75 0,15 4x16/16 0,30 0,30 4x25/16 0,35 0,27 4x35/16 0,45 0,26 4x50/25 0,50 0,24 4x70/35 0,55 0,24 4x95/50 0,65 0,23 4x120/70 0,70 0,23 4x150/70 0,75 0,23 4x185/95 0,80 0,22 4x240/120 0,85 0,22 10.5.3 Distancia crítica y frecuencia de corte de los filtros dU/dt y sinus Los problemas de sobretensiones debidos a la reflexión de ondas empiezan a producirse cuando la longitud del cable que une el convertidor y el motor es superior a / 2 . Así pues la longitud crítica del cable para una onda cuya frecuencia máxima fuese f max, sería: 10 filtros Para convertidores estÁticos Lcritica = 2 = 1 2 f max LC ( 10.8) Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 331 Para una tensión generada con pulsos PWM, puede existir reflexión a alguna de las frecuencias de los armónicos. Suele considerarse que la frecuencia f max es la frecuencia del armónico 11 de la onda, con lo cual para el cálculo de Lcritica se tomaría f max = 11 f s , donde f s es la frecuencia de conmutación del convertidor. Podemos plantear el problema a la inversa, dada una longitud de cable, la frecuencia máxima que puede propagarse sin tener problemas de reflexión sería: f max = 1 2 Lcable LC ( 10.9) Esto nos permite dimensionar la frecuencia de corte del filtro dU/dt. Este filtro debe ser un filtro pasa bajos que deberá dimensionarse para bloquear a la salida del convertidor las frecuencias iguales o superiores a f max . Para este cálculo se suele tomar f corte = f s / 10 , es decir, que el filtro de salida debe cortar como mínimo una década por debajo de la frecuencia de conmutación. Como estos filtros suelen ser filtros LC (2º orden) a la frecuencia de conmutación se tendrá una atenuación de 40 dB, es decir se atenúa la frecuencia f s a 1/100 parte. 10.5.4 Elección de filtros SINUS y dU/dt Los filtros “sinus” se conectan justo a la salida del convertidor, mientras que los filtros dU/dt se suelen conectar en el lado del motor. En general se prefiere solucionar los problemas de reflexión mediante filtros “sinus” pues estos ofrecen la ventaja añadida de alimentar el motor con una onda prácticamente senoidal (ver Fig.10.19) y evitar las pérdidas del hierro en la máquina producidas por las componentes de alta frecuencia no filtradas. Fig. 10.19 - Conexión de un filtro sinus 10 La Fig.10.20 muestra la conexión de un filtro sinus a la salida del convertidor. filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 332 Fig. 10.20 - Conexión de un filtro sinus 10.6 Resumen Según estudios de Red Eléctrica, prácticamente un 70% de la energía consumida en la actualidad sufre algún tipo de transformación a través de un convertidor, por ello, este capítulo lo hemos dedicado específicamente a los filtros para convertidores. Según hemos dicho la característica común a todos ellos es que suelen consumir corrientes de altas frecuencias que hay que filtrar para evitar que polucionen la red o que produzcan fenómenos transitorios en las cargas. La gran variedad de conFiguraciones y la diversidad de frecuencias y formas de onda hacen que no se pueda hablar de unos tipos normalizados de filtros, sino que muchas veces son filtros que hay que diseñar a medida o hay que adaptar a cada aplicación. No obstante hemos procurado al menos describir los distintos problemas que se producen y describir en líneas generales las especificaciones que deben cumplir los filtros que resuelven el problema. 10 filtros Para convertidores estÁticos Eficiencia en el uso de la energía eléctrica 333 10.7 Referencias [1] Norma UNE-EN-61000-3-2; Compatibilidad Electromagnética: Límites para las emisiones de corriente armónica (Equipos para I<16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR) [2] Norma UNE-EN-61000-3-4; Compatibilidad Electromagnética: Limitación de las emisiones de corrientes armónicas en las redes de BT para equipos con corriente asignada I>16 A); CENELEC (Distribuye en España AENOR) [3] Norma UNE-EN-61000-3-12; Compatibilidad Electromagnética: Límites para las corrientes armónicas producidas por los equipos conectados a las redes públicas de BT con corriente de entrada >16 A y <75 A por fase; CENELEC (Distribuye en España AENOR) [4] Norma UNE- EN 61000-6-4 Norma genérica de límites de emisión de EMI en entorno industrial; CENELEC (Distribuye en España AENOR) [5] Norma UNE- EN 61000-6-3 Norma genérica de límites de emisión de EMI en entorno residencial e industria ligera; CENELEC (Distribuye en España AENOR) 10 filtros Para convertidores estÁticos
