anÁlisis de la calidad del transporte de...

ANÁLISIS DE LA CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA

López Bautista Eder Santiago, Ing.

Escuela Politécnica Nacional

INTRODUCCIÓN: En el presente trabajo se realiza la evaluación y análisis de la Regulación № CONELEC - 002/06, “Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el S.N.I.”, con el propósito de establecer los niveles de calidad de la prestación del servicio de transporte de potencia y los procedimientos de evaluación a ser observados por los agentes del MEM, para conectarse al sistema de transmisión, tanto para las instalaciones existentes como para las futuras, así también, se determina las acciones que debe considerar la Empresa de Transmisión, en la planificación de la expansión, operación y mantenimiento de sus instalaciones, cumpliendo con los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad. Se describe la estructura del S.N.T. en su configuración técnica como en su funcionamiento operativo, con la finalidad de conocer el proceso de transferencia de energía eléctrica, entre los centros de generación, centros de consumo y nodos de interconexión internacional. Posteriormente, se elabora un análisis de Regulaciones Internacionales relacionadas al Transporte de Potencia, con el propósito de describir los parámetros eléctricos que deben ser evaluados, para conseguir un nivel óptimo de calidad. Se desarrolla el análisis técnico de cada uno de los parámetros eléctricos considerados para evaluar los niveles de calidad, describiendo el origen y efectos que provocan en un sistema eléctrico, para luego definir su metodología de cálculo,

en función de sus límites establecidos en la Regulación vigente. Se presenta el análisis de los proceso de medición, bajo la presencia de armónicos, para así definir las características técnicas que deben cumplir los aparatos de medida, para conseguir un mínimo error en la medida. Se realiza un análisis que muestra los procedimientos de evaluación de la calidad del transporte de potencia, así como los incumplimientos de calidad registrados en los puntos donde se efectuaron las mediciones. Finalmente se presentan las conclusiones a las que se llegó luego de realizar la evaluación de la calidad y se sugieren recomendaciones con el fin de realizar un correcto proceso en el registro de mediciones.

EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN - S.N.T El Sistema Nacional de Transmisión de Energía Eléctrica – S.N.T. corresponde al conjunto de instalaciones de transmisión del S.N.I., incluyendo el equipamiento de compensación, transformación, protección, maniobra, conexión, control y comunicaciones, tanto existentes tanto aquellas que se incorporen como resultado de expansiones efectuadas en los términos del Plan de Expansión aprobado por el CONELEC, destinadas al servicio público de transporte de energía eléctrica, operado por la empresa única de transmisión [1]. El servicio de transporte de energía eléctrica es la actividad que tiene por objeto vincular eléctricamente a las instalaciones de los diferentes agentes del MEM o los nodos de interconexión internacional, utilizando para ello instalaciones propiedad del transmisor, de un distribuidor o una línea de interconexión.

EL S.N.T., esta compuesto por subestaciones y líneas de transmisión a lo largo de todo el territorio nacional, TRANSELECTRIC S.A. dispone de: 31 subestaciones a nivel nacional, 1.531 km de líneas de transmisión de 230 kV, 1.647 km de líneas de transmisión de 138 kV, y una capacidad instalada de transformación (MVA) 7.297 [2]. La Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica del Ecuador, es responsable de prestar el servicio de transporte de energía eléctrica, desde los usuarios generadores hacia los usuarios distribuidores. Su gestión se desarrolla en el Mercado Eléctrico Mayorista ecuatoriano, constituido por 17 agentes generadores (8 de capital privado, 8 con participación del Estado y 1 con administración temporal designada por el Estado), 18 Distribuidoras incorporadas al S.N.I. más 2 no incorporadas; y 111 usuarios calificados como Grandes Consumidores, de los cuales a 8 se les ha revocado la calificación, 17 actúan como clientes regulados de las Distribuidoras de su área de concesión, 38 están recibiendo energía a través de sus Distribuidoras mediante Contratos a Plazo; 46 obtienen la energía de Generadoras y 2 son consumo propio de la empresa Autoproductora Hidroabanico.[3]

REGULACIÓN DE LA CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA La reestructuración del Sector Eléctrico Ecuatoriano introdujo nuevos conceptos en lo que respecta a la Calidad del Servicio de Eléctrico. Los requerimientos de capital para invertir y desarrollar el Sistema Nacional de Transmisión, y así extender el servicio y mejorar su calidad, conduce a la necesidad de desarrollar nuevas Regulaciones, que permitan implementar procedimientos de control para la prestación en lo que se refiere a la calidad del Transmisión de Energía, obteniendo así el aumento de la eficiencia de los sistemas de energía eléctrica y la reducción del costo del suministro eléctrico.

CONTRATOS DE CONEXIÓN [4] Un agente del MEM y el Transmisor, están facultados para suscribir un contrato de conexión, para entregar y/o recibir energía a través del S.N.T., dentro del cual se incorporan los aspectos legales, técnicos y económicos que en calidad de derechos y obligaciones, deben ser observados por los suscriptores. En el contrato de conexión, el agente y el Transmisor, definen el punto de conexión, las instalaciones y equipos para servicio exclusivo del agente (campo de conexión) y establecen las fronteras físicas de sus instalaciones y las responsabilidades sobre la propiedad, la operación y el mantenimiento de los equipos. El cargo por conexión se calculará en base a los equipos e instalaciones consideradas en el campo de conexión.

NORMATIVA INTERNACIONAL Una norma internacional es una norma elaborada por una organización a la cual tienen acceso todos los países reconocidos por las Naciones Unidas. Estas normas recogen en si mismas la realidad de diferentes países con la variedad de condiciones que ello significa.

ANÁLISIS COMPARATIVO La Regulación No. CONELEC - 002/06, evalúa en gran parte los parámetros técnicos de control de la calidad de la transmisión de energía eléctrica, estipulados en Normativas Internacionales, sin embargo existen ciertos aspectos que no fueron considerados para efectuar el control de la calidad, tal como es el caso del flicker. Otro de los aspectos no considerados en el Regulación vigente, son los procedimientos para la aplicación de compensaciones por incumplimientos de la Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el S.N.I.

Tabla 1. Parámetros de control de calidad del transporte de

potencia del Ecuador y otros países [5],[6],[7],[8],[9],[10][11].

PARÁMETROS DE LA CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA REGULADOS POR EL CONELEC La Calidad de potencia de un sistema eléctrico describe y valora la idoneidad de las formas de onda de tensión corriente en el mismo con el objetivo de conseguir un funcionamiento compatible de los diferentes equipos y sistemas que lo constituyen. El ámbito de calidad de potencia abarca desde

el estudio y medida de las causas y efectos de las perturbaciones electromagnéticas, hasta el diseño de medidas mitigatorias de

s mismas.

.- Nivel de Voltaje

sitiva n magnitud y frecuencia constante.

la 1 Está relacionada con las desviaciones de la tensión respecto a la ideal. La tensión ideal

en un sistema trifásico consiste en tres sinusoides equilibradas de secuencia po

CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO

Niveles de

voltaje

Distorsión armónica

Flicker DesbalanceFactor de Potencia

Indices de continuidad y control de frecuencia de interrupciones

Frecuencia media de interrupción, en el punto de entrega por kVA conectado o instalado

Tiempo total de la interrupción, en el punto de entrega por kVA conectado o instalado

Frecuencia de Desconexiones del Componente

Duración Media de Desconexiones del Componente

Indisponibilidad forzada de líneas

Indisponibilidad del equipo de compensaciónIndisponibilidad programadaDesconexiones automáticas

Reducción a la capacidad de transporteIndicador de Duración Equivalente de las

Interrupciones del Servicio (DES)

Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio

(FES)

Duración de las interrupciones

Frecuencia de interrupciones

Duración Equivalente por Consumidor(DEC)

Frecuencia equivalente de interrupción por Consumidor (FEC)

Frecuencia media de interrupción por kVAFMIK

Tiempo total de interrupción por KvaTTIK

Factor de Eficiencia del Control de Frecuencia(FECF)

NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE

SERVICIO

X X

Bra

sil CONTINUIDAD DE

DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

ANEEL Resolución No. 0242000

X

PARÁMETROS DE CONTROL

X X X

CALIDAD DEL PRODUCTOPaís Descripción

NORMATIVA INTERNACIONALCALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA

X X X

Bol

ivia

CALIDAD DE LA POTENCIA SUMINISTRADA

CREG Resolución 0701998

X

REGLAMENTO DE LA CALIDAD DE LA TRANSMISIÓN

Decreto Supremo Nº 2471117 de julio de 1997

CALIDAD DEL SERVICIO DE TRANSPORTE

Resolución CNEE 50-99X X X

Pan

amá NORMAS DE CALIDAD DEL

SERVICIO ELÉCTRICOResolución JD-92024 de julio de 1998

Gua

tem

ala

X X

Chi

le

X

Ecu

ador

CALIDAD DEL TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL

SERVICIO DE CONEXIÓN EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO -

REGULACIÓN No. CONELEC - 002/06

Indicadores de Seguimiento de la Calidad del Servicio Prestado

Col

ombi

a

X X

co

BANDAS DE VARIACION DE VOLTAJES SISTEMA NACIONAL SMDE TRAN ISIÓN

% del voltaje BARRAS BARRAS B

nominal

ARRAS DE 69 Kv

BDE 230 Kv DE 138 Kv

ARRAS DE 46 Kv

BARRAS DE 34,5 Kv

3% 71 7 ,0 47 8 ,3 35, 35 5-3% 6 6,93 44 2 ,6 33,465 5% 24 5 1, 144,9 -5% 21 5 8, -7% 128,34

Tabla 2. Bandas de Variación de Voltaje [12]

.- Contenido Armónico de Voltaje

a 2° y la 40°, cluyendo las mismas.

2 Se determina sobre la base de índices que consideran el porcentaje de contenido armónico individual y el valor de Distorsión Armónica Total de Voltaje (VTHD), en barras de los sistemas de transmisión que tengan puntos de conexión. Para efectos de esta Regulación, se consideran las armónicas comprendidas entre lin

LÍMITES PARA CONTE ÓNICO DE VOLTAJES NIDO ARM

(IEEE 519)

VOLTAJE DE BARRAS KV INDIVIDUA O Vi (%)

VTHD MÁXIMO (%) CONTENIDO ARMÓNICO

L MÁXIM

Vn ≤ 69 KV 3.00 5.00

69 K KVV < Vn ≤ 161 1.50 2.50

Vn > 161 KV 1.00 1.50

Tabla 3. Los valores límites de contenido armónico y de VTHD, e regirán a s

Clo indicado en las guías IEEE 519 Harmonic

barra. El alor del VTHD viene dado por:

.- Contenido Armónico de Corriente

ontrol. [13] En donde el contenido armónico individual máximo en porcentaje, es respecto al voltaje nominal de operación Vn de lav 3 Se calcula sobre la base de índices que consideran el porcentaje de contenido armónico individual en la onda de corriente y el valor del TDD (Factor de Distorsión Total de la Demanda) de la carga conectada por los Agentes en los puntos de conexión. Para efectos de esta Regulación, se

Vn

VVTHD i

i∑==

40

2

2 (1)

consideran las armónicas comprendidas entre la 2° y la 30°, incluyendo las mismas. Los valores límites de contenido armónico y de TDD, se regirán a lo indicado en la guía

EE 519 Harmonic Control.

l valor del TDD, viene dado por:

iendo:

istorsión armónica total de la

s

minal del circuito en el unto de conexión.

l ITHD se calcula de la manera siguiente:

onentes armónicas

anda ms amps) definida aproximadamente

el 25% de los valores dicados en la tabla.

IE E

S ITHD: dcorriente. CMD: corriente (Ic) promedio de lamáximas demandas registradas en el mes. CNC: corriente nop El valor de

Ih = magnitud de compindividuales (rms amps) h = orden de la armónica IL = corriente de carga en máxima dem(r Los límites de componentes armónicos individuales de corrientes Ih indicados en la tabla 4, se aplican sólo para componentes impares. Para los componentes de armónicos pares, los límites son in

LÍMITES PARA CON EE 519) TENIDO ARMÓNICO DE CORRIENTES (IEValores je de IL de Ih en porcenta

Vn < 69 kV

SC L 11 < h < 17 17 < h < 23 23 < h < 35 R = Isc / I h < 11 TDD (%)

< 20 4.00 2.00 1.50 0.60 5.00 20 – 50 7.00 3.50 2.50 1.00 8.00 50 - 100 10.00 4.50 4.00 1.50 12.00

1 00 - 1000 12.00 5.50 5.00 2.00 15.00 > 1000 15.00 2.50 20.00 7.00 6.00

69 n < V kV < V 161 k

< 20 2.00 1.00 0.75 0.30 2.50 20 – 50 3.50 1.75 1.25 0.50 4.00

50 - 100 5.00 2.25 2.00 1.25 6.00 1 00 - 1000 6.00 2.75 2.50 1.00 7.50

> 1000 7.50 1.25 10.00 3.50 3.00

Vn > 161 kV

< 50 2.00 1.00 0.75 0.30 2.50 ≥ 50 3.50 1.75 1.25 0.50 4.00

Tabla 4. Límites de inyección de corriente

armónica especificados en la IEEE 519-1992.[13]

medio de las emandas máximas en el mes.

el mes y h es el orden de la rmónica.

.- Desbalance de Voltaje [14]

alizar un balance adecuado.

r expresado de las siguientes aneras:

cia negativa y de

edio de las tres

(2)

La relación de cortocircuito SCR en el punto de conexión, definida como: la corriente de cortocircuito trifásico mínima calculada Isc, dividido para la corriente Ic prod Los límites de contenido armónico de corriente Ih, están expresados en porcentaje de la corriente Ic promedio de las demandas máximas ena 4 El fenómeno de desbalance en sistemas trifásicos es aquel en el cual los valores rms de los voltajes o de los ángulos de fases entre fases consecutivas no son iguales y se presenta, normalmente, más en las cargas de usuarios individuales, sobre todo donde se utilizan grandes cargas monofásicas sin re Los indicadores de severidad de desbalance de fases puede ser referidas como “desbalance de secuencia negativa,” “desbalance de magnitud,” y “desbalance de fase,” respectivamente. La severidad del efecto de desbalance trifásico de voltaje puede sem • La relación entre las componentes de

voltaje de secuensecuencia positiva.

• La relación de diferencia entre el valor de la magnitud del voltaje más alto y el valor más bajo y el prommagnitudes de voltaje.

CMD/CNC*ITHDTDD=

Ic

IITHD

30

2h

2h∑

== (3)

• La diferencia entre la más grande y la más

de voltaje se calculará obre la base del factor de desbalance de

voltaje de secuencia negativa MV2, dado por relación siguiente:

pequeña diferencia de fases entre las fases consecutivas.

De acuerdo a la Regulación analizada en este trabajo, el desbalances

la

VSPVSNMV /2= (4)

transmisión, que tienen

negativa no será uperior al 1.3%.

las formas de uantificar el desbalance:

Según ANSI/NEMA MG-1:

Siendo: VSN: Voltaje de secuencia negativa VSP: Voltaje de secuencia positiva El balance de voltaje se medirá en barras de los sistemas de puntos de conexión. El factor de desbalance de voltaje de secuencia sA continuación se presenta c

100*fase de voltajede Promedio

fase de voltajedel prome del desviación Máxima(%)sbalance =dioD

(5)

egún IEC 1000-4-30:

e

S

100*positiva secuencia Voltajenegativa secuencia Voltaje(%) Desbalance deFactor =

(6)

También se puede expresar de la siguiemanera:

nte

100*631631ββ

−+

−−=(%) Desbalance

(7)

Con:

( )2222

444CABCAB VVV ++

=βCABCAB VVV ++

(8)

e de corrientes de carga de

ecuencia negativa MC2, cuyo valor no será superior al 3%, dado por la siguiente

lación:

5.- Desbalance de corrientes [11] Se medirán en los puntos de conexión de los Agentes con los sistemas de transmisión y se determinarán sobre la base del factor de desbalanc

s

re

CSPCSNMC /2= (9)

rriente de carga de secuencia egativa.

encia ositiva.

stribuidores y Grandes onsumidores en sus puntos de conexión

co sm is corresponda

o

Siendo: CSN: ConCSP: Corriente de carga de secup 6.- Factor de Potencia de la Carga El CONELEC establecerá los límites de factor de potencia de la carga conectada por el Agente, conforme al procedimiento que se indica en la en la Regulación CONELEC 004/02 Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM, además se establece la responsabilidad del CENACE de actualizar los valores del factor de potencia que deben presentar los DiC

n el Tran.

isor o D tribuidor, según

Demanda Punta 0,96 o superior inductivDemanda Media 0,96 o superior inductivo

Distribuidores y Grandes

Consumidores Demanda base 0,99 o menor inductivo

potencia en puntos de entrega [12]

en la sensación ducida por un ligero estímulo que la

Tabla 5. Factores de

FLICKER [15] Según el estándar IEEE 1159-1995, el término “flicker” se define como “Una impresión de variacióninluminiscencia o distribución espectral fluctúa con el tiempo”. El Flicker depende fundamentalmente de la amplitud, frecuencia y duración de las variaciones de la tensión y se expresa como el cambio de la tensión rms dividido por la tensión promedio rms. Ocurre en un rango de frecuencias que va desde 0.5 a 25 Hz; mientras que el ojo humano es muy sensible a frecuencias moduladoras en el rango de 8 a

10 Hz con variaciones de tensión en el rango de 0.3% a 0.4% de magnitud a estas frecuencias. Las fluctuaciones en la tensión del sistema eléctrico se producen por cargas que se conectan y desconectan rápidamente y depende de la operación de los consumidores y de lo robusto del sistema

ue suministra electricidad, es decir del nivel

es rápidas de tensión de corta duración).

vés del método de edición “Flickermeter”, según la norma

IEC 61000-4-15 (versión anterior IE en intervalos de 10 min:

qde cortocircuito de la red. El flicker es medido a través de dos índices: • Pst (índice de severidad de fluctuacion

• Plt (índice de severidad de fluctuaciones rápidas de tensión de larga duración).

El Pst es calculado a tram

C 868),

ssssst PkPkPkPkPkP 5050101033111,01,0 ++++= (10)

Los perceptibles P0.1 , P1 , P3 , P10 , P50 son niveles de flicker excedidos en 0.1 , 1, 10 y 50 % del tiempo de medición.

l Plt es calculado basándose en 12 mediciones sucesivas del Pst (para unperíodo de 2 horas):

, 3

E

3 1

NPlt i

i== (12)

3PstN

∑

E RANSPORTE Y CONEXIÓN [11]

disponibilidad de una stalación se calcula sobre la base de las

horas de indisponibilidad, de acuerdo relación siguiente:

CALIDAD DEL SERVICIO DT 1.- Disponibilidad de una Instalación El porcentaje de in

a la

%100 8760

)( 1 ×⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−=

ilidadIndisponibHorasidadDisponibil (13)

n el cálculo de las horas de indisponibilidad

l (IP): está sociada con las horas de disminución de su

capacidad de transporte normal. Se calculamediante la relación siguiente

Eanual de una instalación, se toma en cuenta las siguientes indisponibilidades: - La indisponibilidad parciaa

:

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −∑=

= 1 *

1 CNCR

iTIP in

i(14)

• IP: Horas acumuladas de indisponibilidad

lidad

idades

ad parcial de

o, asociada al evento i-ésimo.

ibilidad Total (IT): se eterminará sobre la base del tiempo de

duración de las salidas de servicio o desconexiones:

parcial de la instalación. • i: Evento i-ésimo de indisponibi

parcial. • n: Número total de indisponibil

parciales en el período considerado. • Ti: Horas de indisponibilid

la instalación en el evento i-ésimo. • CRi: Capacidad reducida del element

• CN: Capacidad efectiva de la instalación en condiciones normales de operación.

- La Indispond

∑

1=

=

jTIT (15)

i i

• IT: Horas reales acumuladas de

disponibilidad

s totales en el período considerado.

cado anteriormente, el porcentaje e disponibilidad anual de una instalación se

calculará sobre la base de la expsiguiente:

indisponibilidad total de la instalación. • i: Evento i-ésimo de in

total. • j: Número de indisponibilidade

• Ti: Horas de indisponibilidad total de la instalación en el evento i-ésimo.

Por lo indid

resión

%100

8760 )( 1 ×⎥⎤

⎢⎡

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +

−=ITIPidadDisponibil

ssssst PPPPPP 5010311,0 08,028,00657,00525,00314,0 ++++= (11)

⎦⎣ (16)

2.- Número de Desconexiones El número de desconexiones de una instalación, se calcula sobre la base de su número de indisponibilidades totales anuales. El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada tipo de instalación, con un máximo de desconexiones (NDP). El Transmisor y los Agentes deberán cumplir para cada una de las instalaciones, con un máximo de horas de indisponibilidad (LHI) y de número de esconexiones (NDP), indicadas en la tabla

si

dguiente:

LÍMITES ANUALES DE RAS DE A HO INDISPONIBILID D Y NÚMERO DE DESCONEXIONES

TIPO DE INSTALACIÓN

ILIDAD (%)

HORAS INDISPONIBILIDAD

(LHI)

NÚ RO DESCONEXIONES

(NDP)

DISPONIB ME

AGENTE 5

CA

MPO

DE

CO

NEX

IÓN

(1)

TRANSMISOR 99,920 7 3

AGENTE 5

CE

SMISOR 99,772 20 4 AM

PO D

CO

NEX

IÓN

(2 )

TRAN

CIRCUITO TRANSMISIÓN 230 99,658 30 7 KV CIRCUITO TRANSMISIÓN 138 99,658 30 7 KV

CAPACITOR Y 99,772 20 4 REACTOR

TRANSFORMADOR 99,658 30 4

(1) Campo de Conexión pertenece al Agente

(2) Campo de Conexión pertenece al Transmisor

Tabla 6. Límites anuales de horas de indisponibilidad y

número de desconexiones

equisitos ue se deben tener en cuenta para la

r un instrumento con un error no mayor del

del instrumento para separar las componentes

El instrumento debe tener un ancho de banda

aracterísticas:

o mínimo la armónica 50

la magnitud y ángulo de las

ente y potencial adecuados para frecuencias de

y < 3% para TC’s y TP’s respectivamente.

recisión del 97% en el rango de frecuencia

cuencia on singularidades que amplifican las

magnitudes de las señales medidas haciendo erróneas las mediciones.

MEDICIÓN DE ARMÓNICOS [13] De acuerdo con la norma IEEE-519 de 1992, para distorsiones armónicas los rqrespuesta de los instrumentos son: • Exactitud: Se debe utiliza

5% del menor valor por registrar. • Selectividad: Indica la habilidad

armónicas de diferentes frecuencias.

• Promedio o barrido rápido: Si los armónicos medidos varían en el tiempo es necesario suavizar las componentes.

constante para todo el rango de frecuencias, de acuerdo con la norma.

El equipo de medición de armónicas debe contar con las siguientes c • Medir com

(3000 Hz). • Mostrar

armónicas. • Mostrar valores RMS y THD como

mínimo. • Contar con transductores de corri

hasta 3000 Hz. Errores < 1%

Transformadores de Potencial La IEEE-519 señala que los TPs de medida mas utilizados son los que cuentan con una ppor encima de 5 kHz. Sólo debe utilizarse TP inductivos par las mediciones de armónicos. Los TP tienen una respuesta de frec

Figura 1. Respuesta de fr

ransformado

ecuencia de TP típicos.[16]

res de Corriente T

En los transformadores de medida, el principal objetivo que se persigue es la precisión dentro del rango de medidas, tanto en la relación de corrientes de primario / secundario como el desfase entre ambas que debería ser, idealmente, nulo. Fuera del rango de medida, rápidamente se pierden las características de precisión y es incluso beneficioso que el transformador se sature y limite su salida cuando la corriente primariarece por encima de la nominal.

c

Figura 2. Respuesta de frecuencia de TC típicos. [16]

DECOPLAMIENTO COMUN (PCC)

realizar una evaluación lobal del sistema.

las istintas cargas no lineales conectadas.

el transformador principal e alimentación.

ndaciones y requisitos en

e la inyección de armónicos de corriente se encuentra

storsión de tensión será ejercido por la entidad que tiene el

ÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

MEDICIONES EN EL PUNTO eA El Point Of Common Coupling “PCC” es el punto donde convergen varios consumidores, es decir es el punto común donde varios consumidores se conectan al sistema y su calidad de servicio puede verse afectada. Las mediciones en estos puntos del sistema pueden ayudar a g Las medidas directamente en bornes de las cargas no lineales sirven para caracterizarlas y analizar su comportamiento temporal. Las mediciones en alimentadores (ramas) donde convergen varias cargas armónicas permiten realizar la cancelación o suma ded Cuando los armónicos de corriente generados por alguna carga circulan a través de una impedancia, se produce una caída de tensión en la misma, y como resultado, aparece distorsión en la tensión del punto de acoplo común con el resto de cargas del sistema. El PCC puede estar en el primario o en el secundario dd

Figura 3. Diagrama unifilar de una muestra de un sistema donde se observan varias localidades donde es posible conseguir fluctuaciones rápidas de tensión. [13] El estándar IEEE 519-1992, que establece una serie de recomel control de los armónicos en sistemas

eléctricos de potencia, especifica lo siguiente: • El control sobre la cantidad de armónicos

de corriente inyectados en el sistema tendrá lugar en el punto final de consumo.

• Si se asume qu

dentro de unos límites razonables, el control sobre la di

control sobre la impedancia del sistema, la cual generalmente es la compañía suministradora.

• Cuando en el sistema de potencia se insertan bancos de condensadores, ya sea en el lado del consumidor para corregir el factor de potencia, o en las barras de la subestación para controlar el nivel de tensión, la impedancia de cortocircuito pasa a ser un parámetro decisivo en el análisis de la respuesta de frecuencia del sistema resultante.

C

Para efectos exclusivos de aplicación de esta Regulación, las indisponibilidades de instalaciones de transmisión y puntos de

ad de energía

n la planificación perativa. El CENACE determinará el valor

de la ENS sobre la base de la siguiente relación:

conexión que causen suspensión del suministro de energía a los Agentes, el CENACE determinará la cantidno suministrada (ENS) sobre la base de la curva de demanda prevista por el punto de conexión para ese día eo

ENSrENStENS21+=

(17)

• ENS: Energía no suministrada total por

indisponibilidad de la instalación de transmisión.

• ENSt: Energía no suministrada durante el

permaneció desenergizada. te el

tiempo de restablecimiento del servicio en

tiempo que la instalación de transmisión

• ENSr: Energía no suministrada duran

el sistema del Agente.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Ene

rgía

No

Ser

vida

(MW

h)

0

7

14

21

28

35

42

49

56

63

70

Núm

ero

de fa

llas

ENS total en el SNI 617,4 508,9 1120,6 413,2 570,6 249,4 192,4 973,9 480,8 653,8 659,9 1668,0

Número total de fallas 44 44 63 40 42 33 39 42 46 45 43 50

06Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06

May-Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Oct-06 Nov-06 Dic-06

Figura 9. Energía no servida en el S.N.I. durante el 2006

oder umplir con estas obligaciones, se establecen

a la de los clientes, y se establecen

s procedimientos necesarios para que los

o.

En la Subestación Pascuales en la Bahía

aluación de la calidad, se encontró

total de las ediciones.

ubestación Cuenca 69 kV - Bahía Cuenca 1

1 a nivel de 69 kV, se identificó un porcentaje

ANÁLISIS DE LAS MEDICIONES La calidad de potencia es la combinación de la calidad de tensión y la calidad de corriente. Unos de los aspectos de la calidad que se propone controlar es la calidad de onda en prácticamente todos sus aspectos. Para pclos límites de inyección de perturbacionesred por parteloagentes puedan controlar y que se respeten esos límites.

Subestación Santa Rosa 230 kV - Bahía Santo Domingo 1 En la Subestación Santa Rosa en la Bahía Santo Domingo a nivel de 230 kV, se pudo observar que existe incumplimientos de la calidad relacionados con el factor de distorsión total de la demanda TDD, en un porcentaje del 32.84% del total de las mediciones, debido a la presencia del quinto y séptimo armónic Subestación Santa Rosa 138 kV - Bahía Vicentina 1 En la Bahía Vicentina 1 a nivel de 138 kV, ubicada en la Subestación Santa Rosa, se detectó problemas relacionados con el factor de desbalance de corrientes en las fases, debido a las condiciones operativas de este punto conexión, relacionadas con la transferencia de potencia. Adicionalmente en esta posición, se registró un porcentaje de incumplimiento del TDD igual al 85.7%, debido a la presencia casi permanente del quinto armónico de corriente, al igual que el séptimo armónico pero en un menor porcentaje del total de las mediciones realizadas. Subestación Pascuales 138 kV - Bahía Policentro 1

Policentro a nivel de 138 kv, a través de la evincumplimientos a los límites estipulados en la Regulación, relacionado con el TDD con un valor equivalente al 72.12% del total de las mediciones efectuadas, debido al efecto del quinto armónico de corriente, el cual supera con su valor promedio medido igual a 2.6%, el límite individual del porcentaje de distorsión permitido y definido en la Regulación, correspondientes al 2%. De igual manera se detectó la presencia del quinto armónico de voltaje, con un porcentaje de incumpliendo de la calidad superior al 5% del m

S En la Subestación Cuenca en la Bahía Cuenca

de incumplimiento del TDD con un porcentaje del 38.59%, dado por el efecto causado por la presencia del tercero y quinto armónicos de corriente. De igual manera se estableció problemas de desequilibrio de carga en las fases, a través del cálculo del factor de desbalance de corriente correspondiente al 100%, lo que significa que este punto de conexión suministra potencia y energía a una carga totalmente desbalanceada.

Subestación Cuenca 138 kV - Bahía Loja 1

je de incumplimiento ermitido del 5% del total de las mediciones

realizadas. Con respecto a los demás de los se

contraron ningún tipo de problemas.

cargas de tipo industrial, las cuales rovocan la distorsión.

ubestación Totoras 69 kV – Bahía ATQ

tencia, sin embargo considerados como

físicas de las eñales de tensión y corriente para un tiempo

ia tiene con la parte técnica, debido a

en la red,

y contadores de energía, ya que

En la Bahía Loja 1 a nivel de 138 kV, ubicada en la Subestación Cuenca, se observó un incumplimiento de la calidad del TDD, con un equivalente total del 6.15% de las mediciones fuera de los límites establecidos en la Regulación. Además se detectó la presencia del quinto armónico de corriente, cuyo registro sobrepasa el porcentap

parámetros eléctricos evaluados no en

Subestación Mulalo 69 kV – Bahía ATQ En la Bahía ATQ a nivel de 69 kv, ubicada en la Subestación Mulalo , en la Provincia de Cotopaxi, se observó incumplimiento de la calidad relacionado con la presencia del quinto armónico de corriente, lo que significa que este punto de conexión suministra potencia y energía ap

S En la Subestación Totoras en la Bahía ATQ a nivel de 69 kV, debido a la desconexión programada de esta instalación, sucedida desde las 7:32:00 hasta las 17:32:00 del 30 de junio de 2007, se observaron incumplimientos de la calidad del transporte de postos registros no son e

mediciones fuera de los límites, por lo que se concluye que este punto de conexión cumple con todo lo dispuesto por la Regulación vigente.

CONCLUSIONES La calidad de la energía eléctrica, es un conjunto de característicassdado y un espacio determinado, que cumple con los requisitos definidos por cada país, con el objetivo de satisfacer necesidades explicitas e implícitas de un usuario. Todos los agentes del sistema, e incluso algunos externos, participan en la consecución de un determinado nivel de calidad, sin embargo, el distribuidor es el que más ncidenci

que la mayor parte de las perturbaciones tiene su origen en la red de distribución, las cuales se propagan por toda la red, desde las instalaciones de sus clientes hasta llegar a los demás agentes del mercado. Las cargas no lineales se comportan como fuentes de intensidad que dan lugar a la nyección de armónicos de corriente i

los cuales al circular por las líneas de transmisión y distribución, dan lugar a la aparición de caídas de tensión armónicas en las impedancias de éstas, lo que se traduce en la existencia de tensiones armónicas en las barras. En un sistema de potencia, los armónicos provocan resonancias en serie y en paralelo entre las impedancias propias del sistema y los elementos capacitivos conectados al mismo, lo que puede dar lugar a la aparición de tensiones excesivas en las barras, y a la circulación de corrientes elevadas por los condensadores, debido a que la impedancia de estos elementos disminuye al aumentar la frecuencia. La existencia de armónicos de tensión y corriente da lugar a errores en los equipos de

edida mmuchos de estos equipos están diseñados para trabajar con ondas de tensión y corriente prácticamente sinusoidales. La Regulación No. CONELEC - 002/06, evalua la calidad del transporte de potencia en

función de la medición de ciertos parámetros de control, los cuales corresponden a aspectos considerados en la mayor parte de la normatividad internacional, sin embargo no se tomaron en cuenta otras perturbaciones electromagnéticas, que tambien introducen problemas relacionados con la distorsión de las formas de onda de voltaje y corriente en un sistema de transmisión, tal es el caso del

icker.

rectamente al istema de Transmisión.

os por norma, es responsabilidad del transmisor

e un marco regulatorio estipulados en los

vir como ase de evidencias ante distintas reclamaciones

do al momento e evaluar el factor de distorsión total de la

fl El flicker es un fenómeno que introduce variaciones rápidas en la tensión de un sistema eléctrico, provocadas por cargas industriales grandes como: hornos de arco, soldadoras eléctricas, motores con cargas alternativas y arranques múltiples, laminadoras, molinos industriales, etc., las cuales se localizan en grandes empresas industriales que podrían afectar a una gran cantidad de otros consumidores conectados a la misma red eléctrica, por tal razón se debe considerar la introducción de este parámetro de control en la Regulación, debido a la presencia de grandes consumidores conectados diS El control de la distorsión armónica de corriente, en sistemas eléctricos de potencia, según el Estándar IEEE 519-1992, estable que es responsabilidad exclusiva de los usuarios, sean estos las empresas de distribución eléctrica o los denominados grandes consumidores, limitar la inyección de armónicos de corriente en el sistema. Si la distorsión de corriente producida por la influencia de la carga de los usuarios se encuentra dentro de los niveles sugeridlaque tiene el control sobre la impedancia del sistema, el mantener la distorsión de voltaje dentro de los límites definidos. La Calidad del Transporte de Potencia es una responsabilidad de la entidad que tiene el control sobre la gestión del sistema y por tanto de la calidad del mismo, la cual generalmente es la compañía transmisora suministradora del servicio, sin embargo la incidencia prioritaria en la contaminación de la red son los consumidores conectados al sistema, por lo que la responsabilidad de estos usuarios, en la determinación de un nivel de calidad, depende

dcontratos de compra y venta de energía. Los órganos regulatorios de los países establecen diferentes regulaciones y normas para la actividad del control de las empresas de transmisión, sobre los parámetros de calidad de la energía suministrada. Estas normas estipulan las bases metodológicas que se deben contener, la forma de hacer las mediciones y muestreos, los instrumentos que deben ser utilizados en ese propósito y el análisis sobre las desviaciones estadísticas, de manera tal que sirvan de base a las auditorias que aquellos realizan y, además, que puedan serbde las partes protagonistas del servicio eléctrico en cada país. En forma general ningún punto de conexión evaluado en este trabajo presenta problemas relacionados con los niveles de voltaje, pues todos los valores registrados en los períodos de medición, se mantienen dentro de las bandas de variación de voltaje y cuyos límites son establecidos por el CENACE. Por otro lado la existencia del quinto y séptimo armónico de corriente es predominante en todos los puntos evaluados, lo cual se ve reflejaddemanda TDD, provocando que este parámetro sobrepase los límites establecidos en la Regulación en forma permanente. El factor de distorsión total de la demanda TDD, se calcula en función del THD de corriente, y se evalúa con la expresión (3), establecida en la Regulación, la cual no corresponde a la expresión dada por la norma IEEE 519-1992, cuya deducción de la expresión del TDD, especificada en la Regulación vigente, difiere con la expresión matemática definida en el estándar citado anteriormente, provocando una incorrecta aplicación de los límites y de las compensaciones económicas por los incumplimientos de la calidad. Las instalaciones que incumplen los límites en el número desconexiones en el S.N.I., por fallas en las Subestaciones y Puntos de Conexión con otros Agentes de Mercado, son: Autotransformador AA1 S/E Esmeraldas, Posición Calceta en S/E Chone 69 kV,

EMELORO 1 en S/E achala 69 kV, Posición Divino y Payamino

n total de tiempo de indisponibilidad de 23 y 22

oras, respectivamente. No existieron cumplimientos de la calidad del servicio de nexión, relacionados a desconexiones en el

as líneas de transmisión, s.

léctrico, a ser aplicadas por las entidades de

técnicas y de las metodologías de valuación, a cada uno de los agentes

ispuestos en la Regulación correspondiente.

] Superintendencia de Electricidad (2006), “Regulación

anciones”, Resolución CNEE-50-99, .

alidad de la Potencia uministrada”, Resolución 070,

4.

io”, stándares de Calidad del Suministro en Instalaciones de

n en el SNI”, Regulación No. CONELEC - 002/06. [12] CENACE (Abril 2006), “Revisión de las bandas de variación de voltaje en barras y factores de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional Interconectado”. [13] IEEE (1992), “IEEE Recommended Practices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”, Std. 519-1992. [14] Ana C. Neira V.; Guillermo A. Matas T., (Sartenejas, Abril – Julio 2005), “Revisión de los Indicadores de Calidad de Servicio Eléctrico”, Universidad Simón Bolívar. [15] IEEE (1995), “IEEE recommended practice for monitoring Electric Power Quality”, Std. 1159-1992. [16] Prof. Roberto Alves B. (2003), “Medición de Perturbaciones y de Armónicos en Redes Eléctricas”, Universidad Simón Bolívar, Departamento de Conversión de y Transporte de Energía.

Posiciones Daule, Vergeles y Cervecería en S/E Pascuales 69 kV, Posición Cristavid en S/E Policentro 69 kV, Posición de transferencia en S/E Quevedo 69 kV, Posición Milagro 2, Milagro 3 y EMELGUR en S/E Milagro 69 kV, PosiciónMen S/E Francisco de Orellana 69 kV, Posición L1 y L2 en S/E Dos Cerritos 69 kV, Posición Limón en S/E Cuenca 69 kV, Posición Loja 2 en S/E Loja 69 kV, Posición Posorja y Playas en S/E Posorja 69 kV. De todas las instalaciones mencionadas anteriormente, las únicas que sobrepasan el máximo de horas de indisponibilidad permitido en la Regulación vigente, corresponden a las Posiciones Milagro 3 y la Payamino, en las Subestaciones Milagro y Francisco de Orellana a nivel de 69 kv, co

hincoS.N.I. por fallas en lcapacitores y reactore La implementación de nuevas Regulaciones para el control de la calidad del suministro esupervisión y control del sector eléctrico, introduce la necesidad de dotar las herramientaseconectados al Sistema Nacional Interconectado, con el propósito de dar cumplimiento con cada uno de los aspectos d

BIBLIOGRAFÍA [1] LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO, “Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Abril 2007. 2] TRANSELECTRIC S.A.2007, www.transelectric.com [

[3] CONELEC (2006), “Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano”. [4] CONELEC Consejo Nacional de Electricidad (Ecuador, Abril 2007), “Administración Técnica y Operativa del Sistema de Transmisión”, Regulación

ONELEC – 014 – 99. C

[5] ERPS Ente Regulador de Servicios Públicos (2000), “Normas de Calidad del Servicio Eléctrico de Panamá”, Normas de Calidad de Transmisión. [6del Sector Eléctrico en Bolivia”, Calidad de la Transmisión y Distribución en el Sistema Interconectado Nacional. [7] CNEE Comisión Nacional de Energía Eléctrica (Guatemala, 18 de Noviembre de 1999), “Normas Técnicas de Calidad del Servicio de Transporte yS [8] CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas (Colombia, 2002), “CS [9] ANEEL Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Brasil, 2000), “Continuidad de Distribución de Energía Eléctrica”, Resolución No. 02 [10] CNE Comisión Nacional de Energía (Marzo 2005), “Norma Técnica de Seguridad y Calidad de ServicEGeneración y Transmisión, Chile. [11] CONELEC (2007), “Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexió

FORMAS DE ONDA DE CORRIENTE Y VOLTAJE REGISTRADAS CON LOS EQUIPOS ANALIZADORES DE CALIDAD HIOKI 3196

Subestación Santa Rosa 230 kV - Bahía Santo Domingo 1 Subestación Santa Rosa 138 kV - Bahía Vicentina 1 Subestación Pascuales - Bahía Policentro 138 kV Subestación Cuenca 69 kV - Bahía Cuenca Subestación Mulalo 69 kV- Bahía ATQ Subestación Totoras 69 kV- Bahía ATQ VARIACIÓN DEL NIVEL DE VOLTAJE

228

230

232

234

236

238

240

242

11:10 :0016:1

0 :0021:10 :00

2:10:007:10: 0

012

:10 :0017:10 :0022:10 :00

3:10: 00

8:10: 0013:10 :0018:10

:0023:10 :00

4:10:00

9:10:0014:10

:0019:1

0 :000:1

0: 005:10:0010:10 :0015:1

0 :0020

:10 :001:10:006:10: 0

011:1

0 :0016:10 :0021:10 :00

2:10:007:10

: 0012

:10 :0017:10 :0022:10 :00

3:10: 00

8:10:00

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc

VARIACIÓN DEL NIVEL DE VOLTAJE

133

134

135

136

137

138

139

140

141

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022:1

0 :003:1

0:008:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:005:1

0:00

10:10

:0015

:10:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022:1

0 :003:1

0:00

8:10:0

0

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc


136,0

137,0

138,0

139,0

140,0

141,0

142,0

143,0

144,0

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc


66,0

67,0

68,0

69,0

70,0

71,0

72,0

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

14:00

:0019

:00:00

0:00:0

05:0

0:00

10:00

:0015

:00:00

20:00

:001:0

0:00

6:00:0

011

:00:00

16:00

:0021

:00:00

2:00:0

07:0

0:00

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc


66,0

67,0

68,0

69,0

70,0

71,0

72,0

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

14:01

:0019

:01:00

0:01:0

05:0

1:00

10:01

:0015

:01:00

20:01

:001:0

1:00

6:01:0

011

:01:00

16:01

:0021

:01:00

2:01:0

07:0

1:00

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc


67

68

69

70

10:52 :00

15:52 :00

20:52

:001:5

2:006:5

2:0011:5

2 :0016:5

2 :0021:5

2 :002:52: 0

07:5

2:0012:5

2 :0017:5

2 :0022:5

2 :003:52: 0

08:5

2:00

14:19 :59

19:19 :59

0:19: 59

5:19: 59

10:19 :59

15:19 :59

20:19 :59

1:19: 59

6:19: 59

11:19

:5916

:19 :5921

:19 :592:19

: 597:19: 5

912

:19:59

17:19 :59

22:19 :593:1

9:598:19: 5

9

TIEMPO

Volta

je e

n la

s fa

ses

(kV)

Va Vb Vc

FACTOR DE DESBALANCE MV2 DE VOLTAJE

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

0,65

11:10

:0016

:10:0021

:10:00

2:10:0

07:1

0:00

12:10

:0017

:10:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10: 0

014:1

0 :0019

:10:00

0:10:0

05:1

0:00

10:10

:0015:1

0:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:0021

:10:00

2:10:0

07:1

0:00

12:10

:0017

:10:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

TIEMPO

MV

2 (%

)


0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0,55

0,6

11:10

:0016

:10:00

21:10:002:10:0

07:10

:0012

:10 :0017

:10 :0022

:10 :003:1

0: 00

8:10: 0

013

:10 :0018:1

0 :0023:1

0 :004:1

0:009:1

0:0014:1

0 :0019:1

0 :000:1

0:005:1

0:0010:1

0 :0015

:10:00

20:10

:001:10:0

06:10:0

011

:10:00

16:10:00

21:10 :002:1

0: 00

7:10: 0

012

:10 :0017

:10 :0022

:10 :003:1

0: 00

8:10:00

TIEMPO

MV2

(%)


00,05

0,10,15

0,20,25

0,30,35

0,40,45

0,50,55

0,60,65

0,70,75

0,80,85

0,90,95

1

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

TIEMPO

MV

2 (%

)


00,05

0,10,15

0,20,25

0,30,35

0,40,45

0,50,55

0,60,65

0,70,75

0,80,85

0,90,95

1

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

14:00

:0019

:00:00

0:00:0

05:0

0:00

10:00

:0015

:00:00

20:00

:001:0

0:00

6:00:0

011

:00:00

16:00

:0021

:00:00

2:00:0

07:0

0:00

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

TIEMPO

MV2

(%)


0

0,06

0,12

0,18

0,24

0,3

0,36

0,42

0,48

0,54

0,6

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:

0013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:

009:0

1:00

14:01

:0019

:01:00

0:01:

005:0

1:00

10:01

:0015

:01:00

20:01

:001:0

1:00

6:01:

0011

:01:00

16:01

:0021

:01:00

2:01:

007:0

1:00

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:

0013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:

009:0

1:00

TIEMPO

MV2

(%)


0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

10:52 :00

15:52 :00

20:52 :00

1:52:00

6:52:00

11:52 :00

16:52 :00

21:52

:002:5

2: 00

7:52: 0

012:5

2 :0017:5

2 :0022:5

2 :003:52:0

08:52:0

014

:19 :5919

:19 :590:1

9:595:1

9:5910

:19:59

15:19

:5920

:19:59

1:19: 59

6:19: 59

11:19 :59

16:19 :59

21:19 :59

2:19:5

97:1

9:59

12:19 :59

17:19 :59

22:19 :593:1

9:598:1

9:59

TIEMPO

MV2

(%)

VARIACIÓN DEL THD DE VOLTAJE

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

TIEMPO

THD

(%)

THD_Va THD_Vb THD_Vc


0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

TIEMPO

THD

(%)



0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

TIEMPO

THD

(%)



0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

TIEMPO

THD

(%)



0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

TIEMPO

THD

(%)



0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

TIEMPO

THD

(%)


VARIACIÓN DE LA CORRIENTE

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

11:10

:0016

:10 :0021

:10:00

2:10: 00

7:10:00

12:10 :00

17:10

:0022:1

0 :003:10:0

08:10:0

013

:10:00

18:10 :00

23:10 :00

4:10:00

9:10:00

14:10

:0019:1

0 :000:10:0

05:1

0:0010

:10:00

15:10 :00

20:10 :00

1:10:00

6:10:00

11:10

:0016

:10:00

21:10 :002:1

0:007:1

0:0012:1

0 :0017

:10 :0022

:10 :003:1

0:008:10:0

0

TIEM PO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic


0

100

200

300

400

500

600

700

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

TIEM PO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic


0

100

200

300

400

500

600

700

800

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

TIEM PO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

14:00

:0019

:00:00

0:00:0

05:0

0:00

10:00

:0015

:00:00

20:00

:001:0

0:00

6:00:0

011

:00:00

16:00

:0021

:00:00

2:00:0

07:0

0:00

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

TIEM PO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic


0

50

100

150

200

250

300

350

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

14:01

:0019

:01:00

0:01:0

05:0

1:00

10:01

:0015

:01:00

20:01

:001:0

1:00

6:01:0

011

:01:00

16:01

:0021

:01:00

2:01:0

07:0

1:00

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

TIEMPO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

10:52 :00

15:52 :00

20:52 :001:52

: 006:52: 0

011

:52:00

16:52 :00

21:52 :00

2:52: 00

7:52:00

12:52 :00

17:52 :00

22:52 :00

3:52: 00

8:52:00

14:19 :59

19:19 :59

0:19: 59

5:19:59

10:19 :59

15:19 :59

20:19 :59

1:19:5

96:1

9:5911

:19 :5916:1

9 :5921

:19:59

2:19:59

7:19:59

12:19 :59

17:19

:5922

:19 :593:1

9:598:19

: 59

TIEM PO

Cor

rient

ee e

n la

s fa

ses

(A)

Ia Ib Ic

FACTOR DE DESBALANCE MC2 DE CORRIENTE

0

1

2

3

4

5

6

11:10 :00

16:10 :00

21:10

:002:1

0:007:10: 0

012

:10:00

17:10 :00

22:10 :00

3:10:0

08:1

0:0013:1

0 :0018

:10 :0023:1

0 :004:10

: 009:1

0:00

14:10 :00

19:10

:000:1

0:005:1

0:0010

:10:00

15:10 :00

20:10 :00

1:10: 00

6:10:00

11:10 :00

16:10 :00

21:10 :002:10: 0

07:1

0:00

12:10 :00

17:10 :00

22:10 :003:10

:008:10: 0

0

TIEMPO

MC

2 (%

)


0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

TIEMPO

MC

2 (%

)


0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

TIEMPO

MC

2 (%

)


0

5

10

15

20

25

30

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

14:00

:0019

:00:00

0:00:0

05:0

0:00

10:00

:0015

:00:00

20:00

:001:0

0:00

6:00:0

011

:00:00

16:00

:0021

:00:00

2:00:0

07:0

0:00

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

TIEMPO

MC

2 (%

)


0

0,5

1

1,5

2

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

14:01

:0019

:01:00

0:01:0

05:0

1:00

10:01

:0015

:01:00

20:01

:001:0

1:00

6:01:0

011

:01:00

16:01

:0021

:01:00

2:01:0

07:0

1:00

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

TIEMPO

MC

2 (%

)


0

1

2

10:52

:0015

:52 :0020

:52 :001:5

2:006:52

:0011:5

2 :0016

:52:00

21:52 :002:5

2:007:52

:0012:5

2 :0017

:52:00

22:52 :003:5

2:008:5

2:0014:1

9 :5919:1

9 :590:1

9:59

5:19:59

10:19 :59

15:19 :59

20:19 :59

1:19: 59

6:19:5

911

:19 :5916:1

9 :5921:1

9 :592:19: 5

97:1

9:59

12:19 :59

17:19 :59

22:19 :59

3:19: 59

8:19: 59

TIEMPO

MC

2 (%

)

13

VARIACIÓN DEL FP

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

11:10 :00

16:10:00

21:10 :002:10

:007:10: 0

012:10

:0017:1

0 :0022:1

0 :003:1

0:008:10:0013:10 :0018:10

:0023

:10 :004:10

: 009:1

0:0014:1

0 :0019:1

0 :000:10: 0

05:10:0010:1

0 :0015:10

:0020:1

0 :001:10

: 006:10: 0

011

:10 :0016:1

0 :0021:10 :00

2:10:00

7:10: 00

12:10:00

17:10 :00

22:10 :00

3:10: 00

8:10:00

TIEMPO

FP

VARIACIÓN DEL FP

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

TIEMPO

FP

VARIACIÓN DEL FP

-1,1

-0,7

-0,3

0,1

0,5

0,9

1,3

15:10:0020:10:001:10:006:10:0011:10:0016:10:0021:10 :002:10:007:10:0012:10:0017:10 :0022:10 :003:10:008:10:0013:10 :0018:10 :0023:10:004:10:009:10:0014:10 :0019:10:000:10:005:10:0010:10 :0015:10:0020:10:001:10:006:10:0011:10:0016:10:0021:10 :002:10:007:10:0012:10:00

TIEMPO

FP

VARIACIÓN DEL FP

-1,1

-0,7

-0,3

0,1

0,5

0,9

1,3

12:00:0017:00:0022:00 :003:00:008:00:0013:00:0018:00:0023:00 :004:00:009:00:0014:00:0019:00 :000:00:005:00:0010:00:0015:00 :0020:00 :001:00:006:00:0011:00 :0016:00 :0021:00:002:00:007:00:0012:00 :0017:00:0022:00:003:00:008:00:0013:00 :0018:00:0023:00:004:00:009:00:00

TIEMPO

FP

VARIACIÓN DEL FP

0

0,4

0,8

1,2

12:01:0017:01 :0022:01 :003:01:008:01:0013:01 :0018:01 :0023:01:004:01:009:01:0014:01 :0019:01 :000:01:005:01:0010:01 :0015:01 :0020:01:001:01:006:01:0011:01 :0016:01 :0021:01:002:01:007:01:0012:01 :0017:01:0022:01:003:01:008:01:0013:01 :0018:01:0023:01:004:01:009:01:00

TIEMPO

FP

VARIACIÓN DEL FP

-1,2

-1

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

10:52 :0015:52 :0020:52 :001:52: 006:52:0011:52 :0016:52 :0021:52 :002:52: 007:52:0012:52 :0017:52 :0022:52 :003:52: 008:52:0014:19 :5919:19 :590:19:595:19: 5910:19 :5915:19 :5920:19 :591:19:596:19:5911:19 :5916:19 :5921:19 :592:19:597:19:5912:19 :5917:19 :5922:19 :593:19:598:19:59

TIEMPO

FP

TDD – Total Demand Distorsion

0

1

2

3

4

5

6

7

8

11:10 :00

16:10 :00

21:10 :00

2:10:00

7:10: 00

12:10 :00

17:10 :00

22:10

:003:1

0:008:1

0:00

13:10 :00

18:10

:0023:1

0 :004:1

0:00

9:10:00

14:10

:0019:1

0 :000:1

0:00

5:10:00

10:10

:0015:1

0 :0020

:10:00

1:10:00

6:10:0

011:1

0 :0016

:10:00

21:10 :00

2:10:0

07:1

0:0012

:10:00

17:10 :00

22:10

:003:1

0:008:10:0

0

TIEM PO

TDD

%

TDDa TDDb TDDc


048

12162024283236404448525660

11:10:00

16:10

:0021

:10:00

2:10:0

07:1

0: 00

12:10:00

17:10

:0022:1

0:003:1

0:00

8:10: 0

013

:10:00

18:10

:0023:1

0:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:00

10:10

:0015

:10:00

20:10

:001:1

0:00

6:10:00

11:10:00

16:10

:0021

:10:00

2:10:0

07:1

0: 00

12:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0: 00

TIEMPO

TDD

%

TDDa TDDb TDDc


0123456789

10111213141516

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

17:10

:0022

:10:00

3:10:0

08:1

0:00

13:10

:0018

:10:00

23:10

:004:1

0:00

9:10:0

014

:10:00

19:10

:000:1

0:00

5:10:0

010

:10:00

15:10

:0020

:10:00

1:10:0

06:1

0:00

11:10

:0016

:10:00

21:10

:002:1

0:00

7:10:0

012

:10:00

TIEMPO

TDD

%

TDDa TDDb TDDc


0

3

6

9

12

15

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

14:00

:0019

:00:00

0:00:0

05:0

0:00

10:00

:0015

:00:00

20:00

:001:0

0:00

6:00:0

011

:00:00

16:00

:0021

:00:00

2:00:0

07:0

0:00

12:00

:0017

:00:00

22:00

:003:0

0:00

8:00:0

013

:00:00

18:00

:0023

:00:00

4:00:0

09:0

0:00

TIEMPOTD

D %

TDDa TDDb TDDc


0

1

2

3

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

14:01

:0019

:01:00

0:01:0

05:0

1:00

10:01

:0015

:01:00

20:01

:001:0

1:00

6:01:0

011

:01:00

16:01

:0021

:01:00

2:01:0

07:0

1:00

12:01

:0017

:01:00

22:01

:003:0

1:00

8:01:0

013

:01:00

18:01

:0023

:01:00

4:01:0

09:0

1:00

TIEMPO

TDD

%

TDDa TDDb TDDc


0

1

2

3

4

5

10:52 :0015:5

2 :0020

:52 :001:5

2:006:5

2: 00

11:52 :0016:52

:0021:52 :00

2:52: 00

7:52:00

12:52 :00

17:52

:0022:52

:003:52

: 008:52

: 0014:1

9 :5919

:19 :590:1

9:595:19: 5

910:19 :5915:1

9 :5920:1

9 :591:1

9:596:1

9:5911:19

:5916:19 :5921:1

9 :592:19

:597:1

9:5912

:19:59

17:19:59

22:19 :593:19

: 598:19

:59

TIEM PO

TDD

%

TDDa TDDb TDDc

Promedio de Armónicos de Corriente Individuales

0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

10%11%12%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Porcentaje de toleracia - Orden del Armónico

Promedio Fase a Promedio Fase b Promedio Fase c

Promedio del contenido armónico de voltaje individual

0,00%

0,10%

0,20%

0,30%

0,40%

0,50%

0,60%

0,70%

0,80%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

Orden de armónico

(%)

fase a fase b fase c

Promedio de armónicos de Voltaje Individuales

0,00%0,20%0,40%0,60%0,80%1,00%1,20%1,40%1,60%1,80%2,00%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

Orden del armónico

(%)


Promedio de armónicos de Voltaje Individuales

0,00%0,05%0,10%0,15%0,20%0,25%0,30%0,35%0,40%0,45%0,50%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

Orden del armónico

(%)


Porcentaje de mediciones de armónicos de corriente individuales fuera de límites

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Orden de armónico

(%)

Fase a Fase b Fase c

PORCENTAJE DE INCUMPLIMIENTO DE ARMÓNICOS INDIVIDUALES DE VOLTAJE

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

Orden de armónico

(%)


Porcentaje de mediciones de armónicos de corriente individuales fuera de límites

0%5%

10%15%20%25%30%35%40%45%50%55%60%65%70%75%80%85%90%95%

100%105%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Orden de armónico

(%)

Fase a Fase b Fase c

Promedio de Armónicos Individuales de Corriente

0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%

10%11%12%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

3,50

%

1,75

%

1,75

%

1,75

%

1,75

%

1,75

%

1,75

%

1,25

%

1,25

%

1,25

%

1,25

%

1,25

%

1,25

%

0,50

%

0,50

%

0,50

%

0,50

%

0,50

%

0,50

%

0,50

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30




0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30




0,0%

0,5%

1,0%1,5%

2,0%

2,5%

3,0%3,5%

4,0%

4,5%

5,0%5,5%

6,0%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30




0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30




0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

2,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

1,00

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,75

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

0,30

%

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30



anÁlisis de la calidad del transporte de...

Documents