UNIVERSIDAD DE EXTREMADURA Departamento de Electrónica e Ingeniería Electromecánica
Calidad de servicio en
un sistema eléctrico de
potencia
http://peandes.unex.es
Grupo de investigación, Desarrollo e
innovación (I+D+i) en Sistemas Eléctricos y Electrónicos de Potencia de
la Universidad de Extremadura. Badajoz. España
Calidad de servicio en un
sistema eléctrico de potencia
1 Introducción Hasta hace pocos años la principal preocupación de los consumidores de energía eléctrica era la continuidad del suministro (reliability of supply, en inglés). Sin embargo, hoy en día, además de fiabilidad, los usuarios deman-dan una calidad de potencia o calidad de red (power quality), especialmente en el caso de las denominadas cargas críticas, tales como hospitales, plantas de proceso, control de tráfico aéreo, etc. Este término hace referencia al mantenimiento de una tensión aproximadamente senoidal con unos deter-minados ratios de amplitud y frecuencia.
Aparte de las perturbaciones externas, tales como cortes de suministro, bajadas o subidas de tensión debidas a fenómenos atmosféricos o a opera-ciones en las líneas de transporte o distribución, existen perturbaciones pro-pias de cada nudo de la red debidas a las cargas no lineales a él conectadas. Estas cargas, que demandan corrientes no sinusoidales de la alimentación pueden clasificarse en dos grupos [2]: cargas identificadas, como es el caso de rectificadores controlados o no controlados de gran potencia, cicloconver-tidores u hornos de arco; y cargas no identificadas. En este último grupo se engloban cargas tan comunes como la iluminación fluorescente o la fuente de alimentación utilizada en los electrodomésticos y ordenadores presentes
2 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
en cualquier hogar. Las empresas de energía eléctrica conocen generalmente la existencia y ubicación de las cargas identificadas. Sin embargo, las pe-queñas cargas no identificadas son imposibles de situar en el sistema eléctri-co, a pesar de que la superposición de sus efectos genera mayor distorsión que los convertidores de gran potencia.
Las corrientes armónicas demandadas por estas cargas no lineales, de-bido a la impedancia de cortocircuito de la red, provocan la aparición de armónicos de tensión en el punto de conexión. El aumento de los armónicos de baja frecuencia en la red de distribución, que generalmente coinciden con los armónicos dominantes de estas cargas alineales, ocasiona problemas para los receptores conectados al mismo punto, como calentamientos, defectos de aislamiento y fallos de operación de equipos de medida, control y protec-ción.
Ante esta situación, surge la necesidad de diseñar dispositivos capaces de reducir estas perturbaciones con la intención de mejorar la calidad de red y, por otra parte, de modificar la actual facturación de la energía eléctrica y la instrumentación de medida para tener en cuenta tales perturbaciones. En este texto se abordan estos temas y se presenta la normativa relativa a la calidad de red.
2 Calidad de servicio El RD 1955/2000, en el artículo 99 (referente al “concepto, contenido y extensión de la calidad de servicio”), define la calidad de servicio como el “conjunto de características, técnicas y comerciales, inherentes al suministro eléctrico, exigibles por los sujetos, consumidores y por los órganos compe-tentes de la Administración”, configurada por:
• continuidad del suministro, relativa al número y duración de las in-terrupciones del suministro,
• calidad del producto, relativa a las características de la onda de tensión y
• calidad en la atención y relación con el cliente, relativa al conjunto de actuaciones de la información, asesoramiento, contratación, co-municación y reclamación.
La calidad de servicio se clasifica en cuanto a su extensión en calidad individual, de naturaleza contractual, referida a cada uno de los consumido-res, y calidad zonal, referida a una determinada zona geográfica atendida por un único distribuidor, dividiéndose en: urbana (U), semiurbana (S), rural concentrada (RC) y rural dispersa (RD).
Calidad de servicio 3
En España la legislación sobre la calidad de servicio en el ámbito na-cional comprende:
• la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (BOE nº 285 de 28/11/1997) [131], que establece las líneas fundamentales de actuación y de desarrollo de la calidad de servicio, principalmente en su Título VII “Distribución de energía eléctrica” y Título VIII “Suministro de energía eléctrica”, capítulos I y II, sobre “suministro a los usuarios y gestión de la demanda eléctrica” y “calidad del su-ministro”, respectivamente. En su artículo 48 establece que la Ad-ministración General del Estado determinará unos índices objetivos de calidad de servicio y que las empresas eléctricas estarán obliga-das a facilitar a la Administración la información de sus índices de calidad,
• el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimiento de autorización de instalaciones de energía eléctrica (BOE nº 310 de 27/12/2000) [130]. El Título VI “Suministro”, capítulo II está dedicado a la “calidad de servicio” y
• la Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se regula el procedimiento de medida y control de la continuidad del suministro (BOE nº 89 de 13/04/2002) [132].
A continuación se estudian por separado cada una de las características de la calidad de servicio.
2.1 Continuidad del suministro
La continuidad del suministro, también conocida como fiabilidad (o reliabi-lity), es el aspecto de calidad más inmediato y evidente y hasta no hace demasiado tiempo, el único aspecto relevante de la calidad de servicio. El artículo 101 del RD 1955/2000 establece que “la continuidad del suministro viene determinada por el número y duración de las interrupciones”, enten-didas éstas como la condición en que la tensión en los puntos de suministro no supera el 10% de la tensión declarada, UC. Las interrupciones pueden ser largas, de duración superior a tres minutos, o breves, de duración inferior o igual a tres minutos. A su vez, pueden clasificarse en imprevistas o progra-madas (para permitir la ejecución de trabajos programados en la red, es-tando los consumidores informados de antemano por la empresa distribui-dora).
La determinación de la continuidad del suministro se basa en tres pa-rámetros:
4 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
• TIEPI: tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión, MT, (1 kV< cU ≤36 kV). A efectos de cálculo del TIEPI sólo se considerarán las interrupciones largas. Este índice se define mediante la expresión:
1TIEPI
k
i ii
PI H
PI==∑∑
, (1)
donde: PI∑ es la suma de la potencia instalada de los centros de trans-
formación MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA),
iPI (en kVA) es la potencia instalada de los centros de transforma-ción MT/BT del distribuidor más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción i de duración iH (en horas), y k es el número total de interrupciones durante el periodo.
• Percentil 80 del TIEPI: valor del TIEPI no superado por el 80% de los municipios del ámbito provincial, dentro de cada tipo de zona.
• NIEPI: número de interrupciones equivalente de la potencia insta-lada en MT, (1 kV< nU ≤36 kV). A efectos de cálculo del NIEPI sólo se considerarán las interrupciones largas. Este índice viene da-do por:
1NIEPI
k
ii
PI
PI==∑∑
. (2)
Cada distribuidor está obligado a mantener los niveles de calidad indi-vidual y calidad zonal. Los límites de los valores del TIEPI y NIEPI para la calidad zonal durante cada año natural, teniendo en cuenta únicamente las interrupciones imprevistas son los recogidos en la Tabla 1.
Tabla 1: Calidad zonal: límites para el TIEPI, Percentil 80 del TIEPI y NIEPI
TIEPI (h) Percentil 80 del TIEPI (h)
NIEPI (número)
Zona urbana (U) 2 3 4 Zona semiurbana (S) 4 6 6 Zona rural concentrada (RC) 8 12 10 Zona rural dispersa (RD) 12 18 15
Calidad de servicio 5
Las empresas distribuidoras deben elaborar anualmente información detallada de los índices de calidad calculados por provincias y zonas, utili-zando la metodología y criterios indicados en la Orden ECO/797/2002. En la Tabla 2 se detallan los índices de calidad por comunidades autónomas y zonas, a partir de la información más actualizada (año 2003) publicada por la Dirección General de Política Energética y Minas, del Ministerio de In-dustria, Turismo y Comercio [133]. En dicha tabla se han sombreado los valores que superan los límites indicados en la Tabla 1.
En la Figura 1 y en la Figura 2 se muestran gráficamente los datos pu-blicados de valores globales de TIEPI y NIEPI respectivamente, por comu-nidades autónomas, correspondientes al año 2003. En este caso se presenta información referente a interrupciones programadas, además de las impre-vistas. En color rojo se indica el valor medio a nivel nacional.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
MELI
LLA
CEUTA
CANARIAS
EXTREMADURA
BALEARES
ANDALUCIA
ARAGON
MURCIA
LA R
IOJA
CATALUÑA
GALICIA
COMUNID
AD VALE
NCIANA
CASTIL
LA Y
LEO
N
NAVARRA
CASTIL
LA L
A MANCHA
PAIS V
ASCO
ASTURIA
S
CANTABRIA
MADRID
TOTAL TIEPI PROGRAMADAS (AÑO 2003)
(a)
0
1
2
3
4
5
6
7
BALEARES
CEUTA
CANARIAS
ANDALUCIA
EXTREMADURA
CATALUÑA
MURCIA
CASTIL
LA L
A MANCHA
ARAGON
COMUNID
AD VALE
NCIANA
GALICIA
NAVARRA
CASTIL
LA Y
LEO
N
MELI
LLA
CANTABRIA
PAIS V
ASCO
ASTURIA
S
MADRID
LA R
IOJA
TOTAL TIEPI IMPREVISTAS (AÑO 2003)
(b)
Figura 1: Índices de TIEPI del año 2003 por comunidades autónomas (gráfico
elaborado a partir de [133]): (a) Total de interrupciones programadas. (b) Total de interrupciones imprevistas.
6 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 2: Índices de calidad zonal del año 2003 (elaborada a partir de [133]). Nota: Sólo interrupciones imprevistas (Orden ECO 797/2002)
RD
5,89
4,90
0,21
10,3
1
7,70
1,11
6,15
2,39
3,74
3,83
6,49
6,23
4,13
4,24
5,29
4,06
2,17
5,16
RC
5,05
3,00
2,82
10,6
0
8,02
2,69
4,16
2,73
2,98
3,16
5,57
4,93
2,26
4,70
2,75
2,16
1,29
3,36
S 3,84
2,36
1,92
7,81
6,53
1,94
2,87
1,65
2,30
2,84
3,46
3,09
1,85
3,01
3,13
1,72
1,13
3,04
NIE
PI
U
2,95
1,37
0.86
3,96
2,22
1,06
1,94
0,95
1,86
9,86
2,46
2,64
1,18
0,51
1,51
9,00
2,45
0,87
0,65
1,97
RD
6,48
6,10
0,32
11,7
5
6,82
3,34
5,25
3,08
6,01
4,26
6,27
4,82
3,69
4,32
9,85
6,88
3,93
6,20
RC
4,60
3,29
3.86
10,5
4
6,24
3,26
3,32
2,95
4,19
3,22
5,32
4,57
1,99
3,39
2,51
2,62
2,14
3,52
S 3,43
1,73
1,75
7,62
4,80
1,52
2,25
1,37
2,71
2,74
2,54
2,27
1,13
2,00
2,89
1,32
1,57
2,77
TIE
PI
U
2,09
0,95
0,59
4,29
1,53
0,66
1,40
0,72
1,66
5,76
1,76
1,88
0,80
0,41
0,85
1,66
2,07
0,62
0,74
1,47
CO
MU
NID
AD
AU
TÓ
NO
MA
AN
DA
LUC
IA
AR
AG
ON
AST
UR
IAS
BA
LEA
RE
S
CA
NA
RIA
S
CA
NT
AB
RIA
CA
STIL
LA L
A M
AN
CH
A
CA
STIL
LA Y
LE
ON
CA
TA
LUÑ
A
CE
UT
A
CO
MU
NID
AD
VA
LEN
CIA
NA
EX
TR
EM
AD
UR
A
GA
LIC
IA
LA R
IOJA
MA
DR
ID
ME
LILL
A
MU
RC
IA
NA
VA
RR
A
PA
IS V
ASC
O
MED
IA N
AC
ION
AL
Calidad de servicio 7
0
1
2
3
4
5
6
MELI
LLA
ANDALUCIA
GALICIA
EXTREMADURA
CEUTA
CANARIAS
ARAGON
MURCIA
BALEARES
CASTIL
LA Y
LEO
N
COMUNID
AD VALE
NCIANA
LA R
IOJA
CATALUÑA
CASTIL
LA L
A MANCHA
NAVARRA
ASTURIA
S
PAIS V
ASCO
CANTABRIA
MADRID
TOTAL NIEPI PROGRAMADAS (AÑO 2003)
(a)
0123456789
10
CEUTA
MELI
LLA
BALEARES
CANARIAS
EXTREMADURA
ANDALUCIA
CASTIL
LA L
A MANCHA
MURCIA
COMUNID
AD VALE
NCIANA
GALICIA
ARAGON
CATALUÑA
MADRID
CANTABRIA
NAVARRA
CASTIL
LA Y
LEO
N
LA R
IOJA
ASTURIA
S
PAIS V
ASCO
TOTAL NIEPI IMPREVISTAS (AÑO 2003)
(b)
Figura 2: Índices de NIEPI del año 2003 por comunidades autónomas (gráfico
elaborado a partir de [133]): (a) Total de interrupciones programadas. (b) Total de interrupciones imprevistas.
Normativa sobre continuidad del suministro en el ámbito de la Comunidad Autónoma de Extremadura La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, establece en su artículo 3 sobre “com-petencias administrativas” que, entre otras, corresponde a las CC.AA., en el ámbito de sus Estatutos, el desarrollo legislativo y reglamentario y la ejecu-ción de la normativa básica del Estado en materia de energía. Así, la Co-munidad Autónoma de Extremadura ha desarrollado la normativa que se presenta a continuación, relativa a la continuidad del suministro.
La Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suminis-tro eléctrico en Extremadura, (DOE nº 55 de 14/5/2002) [134], tiene por objeto “garantizar un suministro de energía eléctrica con la calidad adecua-da, manteniéndose la regularidad del abastecimiento así como las caracterís-
8 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
ticas técnicas y económicas que figuran en los correspondientes contratos de suministro”. En esta Ley, que si bien dice referirse a la calidad del suminis-tro, aborda prioritariamente aspectos relativos a la continuidad del mismo, caben destacarse como aspectos particulares el artículo 6 referente a “me-dios materiales y personales”, artículo 9 “obligaciones generales de las em-presas distribuidoras” y artículo 11 “obligación de información”, todos ellos del Capítulo II, y el Capítulo III correspondiente a “infracciones y sancio-nes”.
El Decreto 13/2004, de 26 de febrero, regula el procedimiento de con-trol de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias deriva-das de su incumplimiento, (DOE nº 26 de 4/3/2004) [135]. En el artículo 2.2 este Decreto establece que el índice de continuidad mínimo aplicable a todo el territorio de la Comunidad Autónoma de Extremadura será el esta-blecido en el RD 1955/2000 para zonas urbanas. En el artículo 9 se deter-minan las “consecuencias de incumplimiento de la calidad del suministro”, detallándose el procedimiento para efectuar la reducción en la facturación y la cuantía de tales descuentos en los artículos 10 y 11, respectivamente. En los artículos 15 y 16 se establecen los contenidos, periodicidad y medio de envío de la información sobre incidencias, mensual y anual, a remitir por las empresas distribuidoras al órgano competente.
2.2 Calidad del producto
La calidad del producto, según el artículo 102 del RD 1955/2000, “hace referencia al conjunto de características de la onda de tensión, la cual puede verse afectada, principalmente, por las variaciones del valor eficaz de la tensión y de la frecuencia y por las interrupciones de servicio y huecos de tensión de duración inferior a tres minutos”. La Comisión Electrotécnica Internacional, CEI, define como perturbación toda modificación indeseable, y casi siempre imprevisible, de una señal entrante distinta de la de referen-cia de la red. En las siguientes secciones se describen las perturbaciones que pueden afectar a la onda de tensión, indicando las causas, efectos y solucio-nes para cada una de ellas, así como la normativa y estándares aplicables.
Perturbaciones en la red eléctrica
Las perturbaciones presentes en la red eléctrica pueden clasificarse en cua-tro grandes grupos: transitorios, variaciones de tensión de breve o larga duración y distorsión de la forma de onda [136]. Existen otros fenómenos que no pueden englobarse en los tipos anteriores, y que son considerados en la clasificación como “otras perturbaciones”. En la Tabla 3 se relacionan las principales perturbaciones conducidas [136], [137], [57], e información refe-rente a los estándares y normas que afectan a cada tipo y en la Tabla 4 se indican las causas, efectos y soluciones electrónicas para su reducción.
Calidad de servicio 9
Tabla 3: Clasificación de las perturbaciones (elaborada a partir de [136] y [57])
Grupo Tipo de perturbación Descripción Métodos
caracterización Estándares y
normas
Impulsos Cambio repentino en la tensión, corriente o ambos, unidireccional en polaridad.
Valor de pico, tiempo de subida y duración. Transitorios
Oscilaciones Cambio repentino en la tensión o en la corriente, con polaridad positiva y negativa.
Valor de pico, componentes de frecuencia.
EN 61000-2-1 [150] IEEE C62.41 [148] IEEE 1159 [146] IEC 60816 [149]
Interrupciones breves y microcortes
Caída de tensión menor de 0,60 p.u. Si la duración es menor de 1 ciclo de red, se denomina microcorte.
Magnitud y duración.
Caídas breves Caída de tensión entre 0,93 y 0,60 p.u. Magnitud y duración.
Variaciones de tensión de breve duración (t<10 s) Sobretensione
s breves Aumento de la tensión entre 1,07 y 1,80 p.u. Duración.
EN 61000-2-1 [150] IEEE 1159 [146] UNE-EN 61000-4-11 , 61000-6-1, 6-2 [141] EN 61000-2-8 [151]
Cortes largos Caída de tensión por debajo de 0,60 p.u. Magnitud y duración.
Caídas largas Caída de tensión entre 0,93 y 0,60 p.u. Magnitud y duración.
Variaciones de tensión de larga duración (t>10 s) Sobretensione
s largas Aumento de la tensión entre 1,07 y 1,20 p.u. Duración.
IEEE 1366 [147]
Desajuste de continua
Presencia de un nivel de tensión continua típicamente menor del 0,1%.
Voltios, Amperios
Armónicos de tensión
Desviación permanente de la forma de onda caracterizada, a partir del desarrollo en serie de Fourier, como la superposición de tensiones senoidales múltiplos enteros de la frecuencia fundamental y con un desfase determinado.
DAT y espectro de frecuencias.
Interarmónicos
Desviación permanente de la forma de onda caracterizada, a partir del desarrollo en serie de Fourier, como la superposición de tensiones senoidales múltiplos no enteros de la frecuencia fundamental.
EN 61000-2-1 [150] IEEE 519 [145] UNE-EN 61000-4-7, 61000-4-13 [141]
Ruido de conmutación
Perturbación periódica de la tensión originada por la conmutación en convertidores electrónicos de potencia.
DAT y espectro de frecuencias.
Distorsión de la forma de onda
Ruido genérico
Señales no deseadas de frecuencia elevada superpuesta a la tensión de red de forma permanente. Pueden producirse en modo común.
Desequilibrios Desigualdad entre las amplitudes y/o los desfases de las tensiones de un sistema trifásico.
Componentes simétricas.
UNE-EN 61000-4-27, 4-14 [141]
Parpadeo o Flicker
Variación de la envolvente de la onda de tensión.
Frecuencia de ocurrencia, frecuencia de modulación.
UNE-EN 61000-4-15, 61000-3-3, 3-11 [141]
Otras perturbaciones
Variaciones de frecuencia Alteraciones de la frecuencia de red. UNE-EN 61000-
4-28, 4-14 [141]
Calidad de servicio 10
Tabla 4: Perturbaciones: causas, efectos y soluciones (tomada de [136] y [137])
Solu
cion
es
• Tra
nsfo
rmad
ores
de
ultr
aais
lam
ient
o.
• Filt
ros
paso
-baj
o.
• Sup
reso
res.
• Est
abili
zado
res
reso
nant
es.
• Cam
biad
ores
de
tom
as
ultr
arrá
pido
s.
• Filt
ros
paso
-baj
o.
• SA
Is e
n lín
ea y
fuer
a de
lín
ea c
on fi
ltro
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
.
• SA
Is e
n lín
ea y
fuer
a de
lín
ea c
on fi
ltro
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
.
• SA
Is e
n lín
ea y
fuer
a de
lín
ea c
on fi
ltro
. • C
ambi
ador
es d
e to
mas
ult
ra-
rráp
idos
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
.
Efec
tos
• Deg
rada
ción
de
los
equi
pos
y ai
slan
tes.
• D
estr
ucci
ón d
e se
mic
ondu
ctor
es, e
spe-
cial
men
te e
n co
nver
tido
res
AC
/AC
y
AC
/DC
. • E
rror
es e
n or
dena
dore
s y
equi
pos
elec
-tr
ónic
os c
onec
tado
s a
trav
és d
e co
nver
-ti
dore
s A
C/D
C.
• Deg
rada
ción
de
los
equi
pos
y ai
slan
tes
• Err
ores
en
orde
nado
res
y eq
uipo
s el
ec-
trón
icos
sen
sibl
es.
• Err
ores
en
la c
onm
utac
ión
de e
quip
os
elec
trón
icos
.
• Fun
cion
amie
nto
anor
mal
de
equi
pos
elec
trón
icos
, com
o si
stem
as d
e co
ntro
l e
inst
rum
enta
ción
. • P
érdi
das
de d
atos
en
orde
nado
res
y po
sibl
es p
arad
as.
• • Fun
cion
amie
nto
anor
mal
de
equi
pos
elec
trón
icos
, com
o si
stem
as d
e co
ntro
l e
inst
rum
enta
ción
. • P
érdi
das
de d
atos
en
orde
nado
res
y po
sibl
es p
arad
as.
• Des
ceba
do d
e lá
mpa
ras
de d
esca
rga.
• Fun
cion
amie
nto
anor
mal
de
equi
pos
elec
trón
icos
sen
sibl
es.
Cau
sas
• Des
carg
as a
tmos
féri
cas
en la
s ce
rcan
ías
de in
stal
acio
nes.
• M
anio
bras
en
las
línea
s.
• • • Alta
frec
uenc
ia: r
espu
esta
a im
puls
os
• Med
ia fr
ecue
ncia
: con
exió
n de
ban
cos
de c
onde
nsad
ores
. • B
aja
frec
uenc
ia: c
onm
utac
ión
de b
an-
cos
de c
onde
nsad
ores
, fer
rorr
eson
anci
a y
conm
utac
ión
de t
rans
form
ador
es d
e po
tenc
ia.
• Fal
tas
en la
red
elé
ctrica
der
ivad
as d
el
norm
al fu
ncio
nam
ient
o de
las
prot
ec-
cion
es y
siste
mas
de
reen
ganc
he.
• Fal
tas
en la
red
elé
ctrica
. • C
onex
ión
de g
rand
es c
arga
s, c
omo
mot
ores
indu
stri
ales
. • • D
esco
nexi
ón d
e gr
ande
s ca
rgas
. • C
onm
utac
ión
de b
anco
s de
con
dens
a-do
res.
Imag
en
Tip
o de
pe
rtur
baci
ón
Impu
lsos
en
mod
o
com
ún y
dife
renc
ial
(Im
pulses
)
Osc
ilaci
ones
(Osc
illat
ions
)
Inte
rrup
cion
es b
re-
ves
y
mic
roco
rtes
(Sho
rt
inte
rrup
tion
s)
Caí
das
brev
es
(Sag
s, d
ips)
Sobr
eten
sion
es b
re-
ves
(Swel
ls)
Calidad de servicio 11
• S
AIs
en
línea
y fu
era
de lí
nea
con
filtr
o.
• SA
Is e
n lín
ea y
fuer
a de
lín
ea.
• Cam
biad
ores
de
tom
as.
• Com
pens
ador
es e
stát
icos
de
reac
tiva
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
.
• SA
Is e
n lín
ea y
fuer
a de
líne
a co
n fil
tro.
• C
ambi
ador
es d
e to
mas
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
. • C
ompe
nsad
ores
est
átic
os d
e re
acti
va.
• Filt
ros
acti
vos
de c
orrien
te
equi
libra
nte.
• C
ambi
ador
es d
e to
mas
.
• SA
Is e
n lín
ea.
• Cam
biad
ores
ult
rarr
ápid
os d
e to
mas
. • E
stab
iliza
dore
s re
sona
ntes
.
• SA
Is e
n lín
ea.
• Par
ada
de e
quip
os e
inst
alac
ione
s.
• Fun
cion
amie
nto
anor
mal
de
equi
pos
elec
trón
icos
. • P
érdi
da d
e da
tos
en c
ompu
tado
res
y pr
obab
le
desc
onex
ión.
• D
esce
bado
de
lám
para
s de
des
carg
a.
• Deg
rada
ción
de
equi
pos
eléc
tric
os y
ele
ctró
nico
s.
• Fun
cion
amie
nto
anor
mal
de
los
equi
pos.
• Apa
rici
ón d
e ca
mpo
inve
rso
en m
áqui
nas
rota
ti-
vas.
• C
ircu
laci
ón d
e co
rrie
ntes
hom
opol
ares
por
el
neut
ro.
• Inc
rem
ento
de
pérd
idas
en
tran
sfor
mad
ores
. • D
esap
rove
cham
ient
o de
las
línea
s.
• Par
pade
o de
las
lám
para
s de
inca
ndes
cenc
ia y
de
los
tubo
s de
ray
os c
atód
icos
.
• Var
iaci
ón d
e ve
loci
dad
de la
s m
áqui
nas
rota
tiva
s.
• Sev
eros
esf
uerz
os d
e fa
tiga
en
turb
inas
de
gene
ra-
ción
tér
mic
a.
• Fun
cion
amie
nto
anóm
alo
de e
quip
os in
form
áti-
cos.
• A
lgun
os c
ompu
tado
res
gran
des
se d
esco
nect
an.
• Ave
rías
en
las
línea
s de
ali-
men
taci
ón.
• Ave
rías
en
cent
ros
de g
ener
a-ci
ón y
tra
nsfo
rmac
ión.
• Reg
ulac
ión
defic
ient
e an
te la
co
nexi
ón d
e un
a gr
an c
arga
• C
onex
ión
inco
rrec
ta d
e lo
s tr
ansf
orm
ador
es c
on t
omas
• L
ínea
s el
éctr
icas
pob
res
• Reg
ulac
ión
defic
ient
e de
la r
ed
ante
la d
esco
nexi
ón d
e un
a gr
an c
arga
. • C
onex
ión
inco
rrec
ta d
e lo
s tr
ansf
orm
ador
es c
on t
omas
. • L
ínea
s el
éctr
icas
pob
res.
• Dis
trib
ució
n m
uy d
esig
ual d
e ca
rgas
ent
re fa
ses.
• Car
gas
que
dem
anda
n un
a po
tenc
ia v
aria
ble
de for
ma
rá-
pida
tal
es c
omo
horn
os d
e ar
-co
, lam
inad
oras
, máq
uina
s de
so
ldad
ura
por
resi
sten
cia
y ve
ntila
dore
s de
min
as.
• Des
cone
xión
de
muy
gra
ndes
ca
rgas
. • D
esco
nexi
ón d
e ce
ntro
s de
ge
nera
ción
. • D
esco
ntro
l del
gen
erad
or e
n ár
eas
aislad
as.
Cor
tes
larg
os
(Sus
tain
ed
inte
rrup
tion
s)
Caí
das
larg
as
(Und
ervo
ltag
e)
Sobr
eten
sion
es la
rgas
(Ove
rvol
tage
)
Des
equi
libri
os
(Unb
alan
ce)
Par
pade
o
(Flic
ker)
Var
iaci
ones
de
frec
uenc
ia
(Fre
quen
cy
vari
atio
ns)
12 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
• Tra
nsfo
rmad
ores
de
aisla-
mie
nto.
• Filt
ros
de c
orri
ente
pas
ivos
y
acti
vos
junt
o a
la c
arga
per
-tu
rbad
ora.
• S
AIs
en
línea
. • C
ambi
ador
es d
e to
mas
ult
ra-
rráp
idos
. • F
iltro
s ac
tivo
s de
ten
sión
.
• SA
Is e
n lín
ea.
• Filt
ros
acti
vos
de t
ensi
ón.
• Cam
biad
ores
de
tom
as u
ltra
-rr
ápid
os.
• SA
Is e
n lín
ea.
• Filt
ros
paso
-baj
o.
• Tra
nsfo
rmad
ores
de
aisla-
mie
nto.
• SA
Is e
n lín
ea.
• Est
abili
zado
res
reso
nant
es.
• Filt
ros
paso
-baj
o.
• Tra
nsfo
rmad
ores
de
aisla-
mie
nto.
• Deg
rada
ción
y a
umen
to d
e la
s pé
rdid
as e
n tr
ans-
form
ador
es.
• Deg
rada
ción
de
los
cont
acto
s en
inte
rrup
tore
s.
• May
ores
pér
dida
s en
los
tran
sfor
mad
ores
. • D
egra
daci
ón d
e lo
s co
nden
sado
res.
• M
ayor
es p
érdi
das
y vi
brac
ione
s en
los
mot
ores
. • I
nter
fere
ncia
s en
tel
ecom
unic
acio
nes.
• F
unci
onam
ient
o an
orm
al d
e eq
uipo
s el
ectr
ónic
os.
• Difi
cultad
es p
ara
corr
egir
el f
acto
r de
pot
enci
a.
• Efe
ctos
no
sufic
ient
emen
te e
stud
iado
s. S
e su
po-
nen
sim
ilare
s a
los
que
prod
ucen
los
arm
ónic
os.
Se h
a ob
serv
ado
tam
bién
par
pade
o en
los
tubo
s de
ray
os c
atód
icos
. • • D
atos
inco
rrec
tos
en s
iste
mas
info
rmát
icos
. • E
rror
es e
n eq
uipo
s de
inst
rum
enta
ción
y c
ontr
ol.
• Deg
rada
ción
de
com
pone
ntes
y c
onta
ctos
.
• Err
ores
en
sist
emas
bas
ados
en
mic
ropr
oces
ado-
res.
• E
rror
es e
n eq
uipo
s de
inst
rum
enta
ción
y c
ontr
ol.
• Rec
tific
ador
es.
• Geo
mag
neti
smo.
• Con
vert
idor
es e
lect
ró-
nico
s.
• Dis
positi
vos
satu
ra-
bles
, com
o tr
ansf
or-
mad
ores
.
• Con
vert
idor
es e
lect
ró-
nico
s.
• Con
vert
idor
es e
lect
ró-
nico
s co
n fil
trad
o de
fi-ci
ente
.
• Equ
ipos
ele
ctró
nico
s de
po
tenc
ia.
• Tra
nsm
isió
n de
señ
ales
po
r la
red
. • P
uest
as a
tie
rra
inco
rrec
tas.
Des
ajus
te d
e
cont
inua
(DC O
ffse
t)
Arm
ónic
os d
e te
nsió
n
(Vol
tage
harm
onic
s)
Inte
rarm
ónic
os
(Int
erha
rmon
ics)
Rui
do d
e
conm
utac
ión
(Not
chin
g)
Rui
do g
enér
ico
(Noi
se)
Calidad de servicio 13
Normativa relacionada con la calidad de producto
RD 1955/2000 En el artículo 104.3 del RD 1955/2000 [130] se hace referencia a los límites máximos de variación de la tensión de alimentación a los consumidores fina-les en BT ( 1cU ≤ kV), que serán de ± 7% de la tensión de alimentación declarada, cU , y a la frecuencia nominal de la tensión suministrada, que debe ser 50 Hz, estableciéndose sus límites máximos de variación en la nor-ma UNE-EN 50160. Para los suministros a distribuidores en el escalón 1 kV< 36 kVcU ≤ las tolerancias anteriores se reducirán a un 80% de las establecidas con carácter general. En cuanto a la compensación del factor de potencia, en el artículo 110.1 se obliga a los consumidores a disponer de los equipos de compensación necesarios para que el factor de potencia sea como mínimo 0,60. Para la determinación de los aspectos de calidad de producto se siguen los criterios establecidos en la norma UNE-EN 50160.
Norma UNE-EN 50160 La norma UNE-EN 50160 [140], “Características de la tensión suministrada por las redes generales de distribución”, se corresponde con la Norma Euro-pea EN 50160. Ha sido elaborada por el comité técnico AEN/CTN 208 Compatibilidad Electromagnética y aprobada por CENELEC, siendo su objeto definir las características de la tensión de suministro en relación con la frecuencia, amplitud, forma de onda y simetría de la tensión trifásica. Asimismo, describe las distintas perturbaciones conducidas, los parámetros afectados y los valores admisibles (generalmente aportando datos indicati-vos). En la Tabla 5 se presenta un resumen de la citada norma. Las tasas de distorsión armónica individual, uh, y total, THD, referenciadas en dicha tabla se calcularán según las expresiones:
1
hh
UuU
=
( )40
2
2h
h
THD u=
= ∑ ,
(3)
donde hU es el valor eficaz de la componente de orden h y 1U es el valor eficaz de la componente fundamental.
14 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 5: Tabla resumen de la norma UNE-EN 50160
Característica Baja Tensión (BT) Media Tensión (MT)
Frecuencia Redes con conexión síncrona: 50 Hz±1% (10s, 99,5% año); 50 Hz+4%-6% (10s, 100% tiempo) Redes sin conexión síncrona: 50 Hz±2% (10s, 95% semana); 50 Hz±15% (10s, 100% tiempo)
Amplitud Tensión nominal, Un: 230 V entre fase y neutro (sistema a 4 hilos) 400 V entre fases (sistema a 3 hilos)
Tensión declarada, Uc: 1 kV≤Uc≤35 kV
Variaciones de tensión
Un±10% (10 min, 95% semana); Un+10%-15% (10 min, 100% tiempo)
Uc±10% (10 min, 95% semana)
Variaciones rápidas de tensión
5% Un 10% Un esporádicamente Parpadeo (flicker): Severidad de larga duración, Plt≤1 (2 h, 95% semana)
4% Uc 6% Uc esporádicamente Parpadeo (flicker): Severidad de larga duración, Plt≤1 (2 h, 95% semana)
Huecos En un año, desde algunas decenas a un millar, con duración menor de 1 s y profundidad inferior al 60% Uc. Hueco cuando la tensión de alimentación está entre el 90% y el 1% de Uc
Interrupciones breves
En un año, desde algunas decenas a varias centenas, con duración menor de 1 s en el 70% de los casos. Interrupciones breves cuando la tensión es inferior al 1% de Uc durante menos de 3 min.
Interrupciones largas
En un año, desde 10 a 50, según las regiones. Interrupciones breves cuando la tensión es inferior al 1% de Uc durante más de 3 min
Sobretensión temporal 1,5 kV.
1,7 Uc (redes con neutro a tierra); 2,0 Uc (redes con neutro aislado o resonante).
Sobretensión transitoria
6 kV (valor de cresta). Tiempo de subida desde 1 µs a varios ms.
Desequilibrios U -/U+ ≤ 2% (10 min, 95% semana)
En caso de líneas parcialmente monofásicas o bifásicas puede llegar al 3%.
Armónicos
THD ≤ 8% (10 min, 95% semana) Nota- calculado hasta el armónicos 40 uh: (10 min, 95% semana):
Armónicos impares No múltiplos de 3 Múltiplos de 3
Armónicos pares
Orden h Tensión relativa Orden h Tensión relativa Orden h Tensión relativa 5 7 11 13 17 19 23 25
6% 5%
3,5% 3% 2%
1,5% 1,5% 1,5%
3 9 15 21
5% 1,5% 0,5% 0,5%
2 4
6…24
2% 1%
0,5%
InterarmónicosEn estudio
Transmisión de señales de información
(3 s, 99% día)
Nota- Uc: Tensión de alimentación declarada (que coincide con la tensión nominal, Un, salvo si el distribuidory cliente acuerdan otro valor). En BT siempre Uc = Un.
Calidad de servicio 15
La norma UNE-EN 50160, si bien describe las perturbaciones que pue-den alterar la onda de tensión de su referencia, no determina límites de ca-lidad de producto ni penalizaciones por su incumplimiento, pues deja pen-diente el establecimiento de un procedimiento homogéneo auditable para la medida y control de dicha calidad de producto. En marzo de 2003 UNESA, ASEME y CIDE realizaron de forma conjunta al Ministerio de Economía una propuesta de “Procedimiento de medida y control de la calidad de pro-ducto”, recogiendo la norma CEI 61000-4-30 “Métodos de medida de Cali-dad de Onda” (que está pendiente de transposición a norma UNE). Esta propuesta está pendiente del informe de la CNE que, en caso favorable, supondrá su inminente publicación en BOE [138].
UNE-EN 61000 Esta norma, denominada de “Compatibilidad Electromagnética” (CEM), se corresponde con la norma europea EN 61000, que a su vez adopta la norma internacional IEC 1000 o CEI 1000. Trata sobre la compatibilidad electro-magnética, que es definida por CEI como la “aptitud de un equipo para funcionar satisfactoriamente en un ambiente electromagnético sin introducir perturbaciones intolerables en ese ambiente”. La norma UNE-EN 61000 [141] se ha publicado organizada en varias partes y secciones, con la estruc-tura indicada en la Tabla 6, donde se relacionan los documentos actualmen-te vigentes.
En relación con la calidad de producto en BT y MT cabe destacar la parte 2, secciones 2 (UNE-EN 61000-2-2:2003) y 12 (UNE-EN 61000-2-12:2004), resaltadas en la Tabla 6, que tratan de los niveles de compatibili-dad para las perturbaciones conducidas de baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de suministro público en baja tensión o en las redes de distribución pública en media tensión, respectivamente.
Fijan el nivel de compatibilidad para la tasa de distorsión total en la tensión, D, en un 8%. Este ratio es calculado a partir de:
( )22
N
nn
D u=
= ∑ , (4)
donde un = Un/U1, siendo nU el valor eficaz de la componente de orden n y 1U el valor eficaz de la componente fundamental. N puede tomarse en la
práctica igual a 40. Esta norma define también una tasa de distorsión ponderada, Dw, que
para el caso más desfavorable de alimentación a unos condensadores, res-ponde a la expresión:
( )22
N
w nn
D n u=
= ⋅∑ . (5)
16 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 6: Estructura de la norma UNE-EN 61000 (elaborada a partir de [139]) Parte 2: ENTORNO
UNE-EN 61000-2-2:2003 Sección 2: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidasde baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de suministropúblico en baja tensión.
UNE-EN 61000-2-4:1997 UNE-EN 61000-2-4:2004
Sección 4: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidasde baja frecuencia, en plantas industriales.
UNE-EN 61000-2-9:1998 Sección 9: Descripción del entorno IEMN-GA. Perturbaciones radiadas.Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-2-10:2000 Sección 10: Descripción del entorno IEMN-GA. Perturbaciones conduci-das.
UNE-EN 61000-2-12:2004 Sección 12: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidasde baja frecuencia y la transmisión de señales en las redes de distribuciónpública en media tensión.
Parte 3: LÍMITES UNE-EN 61000-3-2:2001 Sección 2: Límites para las emisiones de corriente armónica (equipos con
corriente de entrada <= 16 A por fase). UNE-EN 61000-3-3:1997 UNE-EN 61000-3-3 CORR:1999 UNE-EN 61000-3-3/A1:2002
Sección 3: Limitación de las variaciones de tensión, fluctuaciones de ten-sión y flicker en las redes públicas de suministro de baja tensión paraequipos con corriente de entrada <= 16 A por fase y no sujetos a unaconexión condicional.
UNE-EN 61000-3-11:2002 Sección 11: Límites de las variaciones de tensión, fluctuaciones de tensióny flicker en las redes públicas de alimentación de baja tensión. Equiposcon corriente de entrada <= 75 A y sujetos a una conexión condicional.
Parte 4: TÉCNICAS DE ENSAYO Y DE MEDIDA UNE-EN 61000-4-1:2001 Sección 1: Visión de conjunto de la serie CEI 61000-4. UNE-EN 61000-4-2:1997 UNE-EN 61000-4-2/A1:1999 UNE-EN 61000-4-2/A2:2001 UNE-EN 61000-4-2:2004 ERRATUM
Sección 2: Ensayos de inmunidad a las descargas electrostáticas. Normabásica de CEM.
UNE-EN 61000-4-3:1998 UNE-EN 61000-4-3/A1:1999 UNE-EN 61000-4-3/A2:2001 UNE-EN 61000-4-3:2003 UNE-EN 61000-4-3:2003 ERRATUM UNE-EN 61000-4-3/A1:2004
Sección 3: Ensayos de inmunidad a los campos electromagnéticos radiadosde radiofrecuencia.
UNE-EN 61000-4-4:1997 UNE-EN 61000-4-4/A1:2001 UNE-EN 61000-4-4/A2:2002
Sección 4: Ensayos de inmunidad a los transitorios eléctricos rápidos enráfagas. Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-5:1997 UNE-EN 61000-4-5/A1:2001
Sección 5: Ensayos de inmunidad a las ondas de choque. Norma básica deCEM.
UNE-EN 61000-4-6:1998 UNE-EN 61000-4-6/A1:2001
Sección 6: Inmunidad a las perturbaciones conducidas, inducidas por loscampos de radiofrecuencia. Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-7:1996
UNE-EN 61000-4-7:2004
Sección 7: Guía general relativa a las medidas de armónicos e interarmóni-cos, así como a los aparatos de medida, aplicable a las redes de alimenta-ción y a los aparatos conectados a éstas.
UNE-EN 61000-4-8:1996 UNE-EN 61000-4-8/A1:2001
Sección 8: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos a frecuenciaindustrial. Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-9:1996 UNE-EN 61000-4-9/A1:2001
Sección 9: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos impulsionales.Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-10:1996 UNE-EN 61000-4-10/A1:2001
Sección 10: Ensayo de inmunidad a los campos magnéticos oscilatoriosamortiguados. Norma básica de CEM.
Calidad de servicio 17
UNE-EN 61000-4-11:1997 UNE-EN 61000-4-11/A1:2001
Sección 11: Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupcionesbreves y variaciones de tensión.
UNE-EN 61000-4-12:1997 UNE-EN 61000-4-12/A1:2001
Sección 12: Ensayos de inmunidad a las ondas oscilatorias. Norma básicade CEM.
UNE-EN 61000-4-13:2003 Sección 13: Ensayos de inmunidad a baja frecuencia de armónicos e inter-armónicos incluyendo las señales transmitidas en los accesos de alimenta-ción en corriente alterna.
UNE-EN 61000-4-14:2001 Sección 14: Ensayos de inmunidad a las fluctuaciones de tensión. UNE-EN 61000-4-15:1999 UNE-EN 61000-4-15/A1:2004
Sección 15: Medidor de Flicker. Especificaciones funcionales y de diseño.Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-16:1998 Sección 16: Ensayos de inmunidad a las perturbaciones conducidas enmodo común en el rango de frecuencias de 0 Hz a 150 kHz.
UNE-EN 61000-4-17:2001 Sección 17: Ensayos de inmunidad a la ondulación residual en la entradade alimentación en corriente continua.
UNE-EN 61000-4-23:2002 Sección 23: Métodos de ensayo para los dispositivos de protección paraperturbaciones IEMN-GA y otras perturbaciones radiadas.
UNE-EN 61000-4-24:1998 Sección 24: Métodos de ensayo para dispositivos de protección para per-turbaciones conducidas de IEMN-GA. Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-4-25:2003 Sección 25: Métodos de ensayos de inmunidad al IEMN-GA para losequipos y sistemas.
UNE-EN 61000-4-27:2002 Sección 27: Ensayos de inmunidad a los desequilibrios.
UNE-EN 61000-4-28:2000 Sección 28: Ensayos de inmunidad a la variación de la frecuencia de ali-mentación.
UNE-EN 61000-4-29:2002 Sección 29: Ensayos de inmunidad a los huecos de tensión, interrupcionesbreves y variaciones de tensión en los accesos de alimentación en corrientecontinua.
Parte 5: GUÍAS DE INSTALACIÓN Y DE ATENUACIÓN
UNE-EN 61000-5-5:1997 Sección 5: Especificación de dispositivos de protección para perturbacionesconducidas de IEMN-GA. Norma básica de CEM.
UNE-EN 61000-5-7:2002 Sección 7: Grados de protección proporcionados por las envolventes contralas perturbaciones electromagnéticas (Código EM). Parte 6: NORMAS GENÉRICAS
UNE-EN 61000-6-1:2002 Sección 1: Inmunidad en entornos residenciales, comerciales y de industrialigera.
UNE-EN 61000-6-2:2002 Sección 2: Inmunidad en entornos industriales
UNE-EN 61000-6-3:2002 Sección 3: Norma de emisión en entornos residenciales, comerciales y deindustria ligera.
UNE-EN 61000-6-4:2002 Sección 4: Norma de emisión en entornos industriales.
En la Tabla 7 se resumen los niveles de compatibilidad establecidos en
las normas UNE-EN 61000-2-2 para el caso de redes de suministro público en BT y UNE-EN 61000-2-12 para las redes de distribución pública en MT, resaltándose con fondo sombreado las diferencias existentes con respecto a la norma UNE-EN 50160.
18 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Tabla 7: Tabla resumen de las normas UNE-EN 61000-2-2:2003 y 61000-2-12:2004
Característica Baja Tensión (BT) Media Tensión (MT) Frecuencia 50 Hz ó 60 Hz ± 2%
Amplitud Tensión nominal, Un 240 V entre fase y neutro (sistema a 4 hilos) 415 V entre fases (sistema a 3 hilos)
1 kV≤Un≤35 kV
Variaciones rápidas de tensión
3% Un 8% Un esporádicamente Parpadeo (flicker): Severidad de larga duración, Plt≤0,8 Severidad de corta duración, Pst≤1.0
3% Uc
Huecos Desde 100 ms a 1500 ms
Desequilibrios U -/U+ ≤ 2%
Armónicos
Armónicos impares No múltiplos de 3 Múltiplos de 3
Armónicos pares
Orden n
Tensión relativa Orden n
Tensión relativa Orden n
Tensión relativa
5 7 11 13 17 19 23 25
> 25
6% 5%
3,5% 3% 2%
1,5% 1,5% 1,5%
0,2 + 0,5·25/n
3 9 15 21
> 21
5% 1,5% 0,3% 0,2% 0,2%
2 4 6 8 10 12
> 12
2% 1%
0,5% 0,5% 0,5% 0,2% 0,2%
Interarmónicos 0,2% Un Componentes continuas En estudio Transmisión deseñales de información
0,11-0,5 kHz: 3,5-6%; 0,5-2 kHz: 2-55; 3-20 kHz: 2%; 20-150 kHz: 0,3%
Normativa sobre calidad del producto en el ámbito de la Comunidad Autó-noma de Extremadura La Ley 2/2002 [134], en relación con la calidad del producto (artículo 5.2 b), fija los límites máximos de variación de tensión en el 7% de la tensión declarada y la frecuencia nominal en 50 Hz. En cuanto a los límites máxi-mos de variación de frecuencia así como a las demás características de la onda de tensión, se sigue lo establecido en la norma UNE-EN 50160.
En el Decreto 13/2004 [135] se consideran deficiencias en el suministro las interrupciones de duración superior a tres minutos que no obedezcan a causa de fuerza mayor o no sean calificables como programadas, así como las variaciones en la tensión de alimentación a los consumidores finales su-periores al 7% de la tensión declarada y el incumplimiento en la calidad del producto según criterios establecidos en la norma UNE-EN 50160 (artículo 2.3). Sin embargo, sólo se contemplan acciones hacia las empresas distribui-doras o instalaciones particulares en caso de que éstas provoquen deficien-cias que interfieran en la continuidad del suministro. Por otra parte, la Administración Pública puede establecer planes de mejora de la distribu-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 19
ción, una vez detectadas por el órgano competente de la Administración la existencia de deficiencias en la calidad del suministro eléctrico (artículo 12.2).
2.3 Calidad de atención al consumidor
En la actualidad existe una mayor exigencia sobre la calidad de atención comercial en la sociedad. Desde el punto de vista del producto electricidad la calidad de atención al consumidor se ha visto favorecida al producirse la liberalización de los mercados eléctricos, pues por un lado ha dejado de ser un bien monopolizado y, por otra parte, se ha creado la figura de las comer-cializadoras, en las que recae esta función.
Según el artículo 103 del RD 1955/2000 “la calidad de la atención y relación con el consumidor se determinará atendiendo a las características del servicio, entre las que se encuentran el conjunto de aspectos referidos al asesoramiento del consumidor en materia de contratación, facturación, co-bro, medida de consumos y demás aspectos derivados del contrato suscrito”. El citado Real Decreto obliga a las empresas distribuidoras a elaborar anualmente información detallada de los valores de los aspectos de calidad en atención y relación con los clientes en cada provincia de actuación.
Normativa sobre calidad de atención al consumidor en el ámbito de la Co-munidad Autónoma de Extremadura La Ley 2/2002 establece que la calidad del suministro comprende, con refe-rencia a los consumidores:
• calidad en la atención con el cliente, relativa a las actuaciones de información y asesoramiento sobre los aspectos del contrato suscrito y de la normativa vigente y cuestiones técnicas del suministro e instalación y
• calidad en la relación con el cliente, que debe ser tratado con el de-bido respeto y deferencia por parte del personal al servicio de las empresas distribuidoras y comercializadoras.
3 Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas
De entre las perturbaciones que afectan a la calidad de producto descritas en la sección anterior cabe destacar el grupo de distorsión de la forma de onda de tensión y, más concretamente, los armónicos de tensión causados por la inyección de corrientes armónicas. En los últimos años el número de cargas lineales ha ido decreciendo a favor de las llamadas cargas no lineales, en las que la relación entre la tensión y la corriente no es constante. La
20 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
causa fundamental de este cambio se debe al aumento en el uso de conver-tidores electrónicos de potencia, que inyectan corrientes no lineales, provo-cando perturbaciones en el punto de conexión como consecuencia de la caí-da de tensión en la impedancia de red. Las soluciones a este problema fue-ron enumeradas en la Tabla 4, en la que se citaba el uso de filtros activos, de corriente o tensión, para eliminar la distorsión de la forma de onda de tensión. Estos equipos, basados en convertidores electrónicos, han experi-mentado un espectacular desarrollo gracias a los avances en el campo de los semiconductores, que permiten el empleo de IGBTs con elevados niveles de tensión y corriente a precios competitivos y en el campo de la microinfor-mática, que ha dado lugar a la aparición de microcontroladores, DSPs, etc., que permiten implementar de manera práctica complejos algoritmos de con-trol en tiempo real.
En las siguientes secciones se presentan las normas y estándares vigen-tes que establecen límites a las corrientes armónicas que pueden inyectar las cargas alineales. Posteriormente se realiza una clasificación de los equipos correctores encontrados en la bibliografía revisada.
3.1 Estándares y normas relacionadas con la emisión de corrientes armónicas
En España, la norma UNE-50160 relativa a la calidad de producto no esta-blece límites a la emisión de corrientes armónicas por parte de los recepto-res, pues sólo contempla límites de distorsión para la onda de tensión. En las siguientes secciones se resumen la norma UNE-EN 61000-3-2 y el están-dar IEEE 519, que constituyen a nivel internacional las principales referen-cias en cuanto a limitación de corrientes y tensiones armónicas.
UNE-EN 61000-3-2
La sección 2 de la parte 3 de la norma UNE-EN 61000, tal como se indicó en la Tabla 6, establece los límites para las emisiones de corriente aplicable a equipos eléctricos y electrónicos con corriente de entrada menor o igual a 16 A por fase, y diseñados para ser conectados a la red de distribución en baja tensión. Esta norma clasifica a los diferentes equipos en 4 clases: A, B, C y D:
• Clase A: - Equipos trifásicos equilibrados. - Equipos electrodomésticos, excepto aquellos aparatos identifica-
dos como pertenecientes a la Clase D. - Herramientas, a excepción de las herramientas portátiles. - Reguladores de luz para lámparas de incandescencia. - Equipos de audio. - Los equipos no especificados en alguna de las otras tres clases.
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 21
• Clase B: - Herramientas portátiles. - Equipos de soldadura por arco que no sean equipos profesionales.
• Clase C: - Equipos de iluminación.
• Clase D: Los equipos que tengan una potencia especificada inferior o igual a 600 W, de los tipos siguientes:
- Ordenadores personales y pantallas de ordenadores personales. - Receptores de televisión.
En la Tabla 8 se resumen los límites para los equipos en función de su
clase. Debe tenerse en cuenta que para la Clase C, los límites se determinan en función de su potencia activa de entrada: si la potencia activa de entrada es superior a 25 W, no deben sobrepasar los límites indicados para la Clase C; en caso contrario, se deben respetar los límites por vatio de la clase D o bien deben controlarse sus componentes armónicas de tercer y quinto orden para que, expresadas como porcentaje de la corriente fundamental, no so-brepasen el 86% y el 61% respectivamente.
Tabla 8: Límites de emisión para equipos según UNE-EN 61000-3-2 Clase A B C D
Orden del armónico Corriente armónica máxima admisible
n A A %(1) mA/W A Impares
3 2,30 3,450 30·FP (2) 3,40 2,30 5 1,14 1,710 10 1,90 1,14 7 0,77 1,155 7 1,00 0,77 9 0,40 0,600 5 0,50 0,40 11 0,33 0,495 3 0,35 0,33 13 0,21 0,315 3 0,296 0,21
15≤n≤39 2,25/n 3,375/n 3 3,85/n 2,25/n Pares
2 1,08 1,620 2 - - 4 0,43 0,645 - - - 6 0,30 0,450 - - -
8≤n≤40 1,84/n 2,760/n - - - (1) Expresada en porcentaje de la corriente de entrada a la frecuencia fundamental. (2) FP: factor de potencia del circuito.
IEEE Standar 519-1992
El estándar IEEE 519-1992 [145] “IEEE Recommended Practices and Re-quirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems”, representa la referencia normativa a nivel internacional en cuanto a los límites armóni-
22 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
cos de tensión en el punto de instalación y de corriente. En [71]“Guide for Applying Harmonic Limits on Power Systems” se proponen ejemplos de aplicación de los procedimientos y límites establecidos en dicho estándar.
Los límites de armónicos propuestos son evaluados típicamente en el denominado punto de conexión común, PCC, situado entre la red o sumi-nistrador y el usuario o receptor, que generalmente coincide con el primario o secundario del transformador de distribución. A continuación se indican los límites de distorsión de la tensión en el PCC y de corriente.
Límites de distorsión de la corriente Las corrientes armónicas de un receptor individual son evaluadas en el PCC donde la red puede alimentar a otros receptores.
Los límites recomendados se muestran en la Tabla 9 en función de la tensión nominal del punto de conexión. Los ratios que aparecen en dicha tabla son calculados a partir de:
, 100%L
hh I
L
IDAI
= ,
2
2 100%h
L
hI
L
IDAT
I
∞
==∑
(6)
donde IL es el valor eficaz de la componente fundamental de corriente máxi-ma demandada por la carga e Ih es el valor eficaz de la componente armónica de orden h. Puede apreciarse que estos ratios son calculados con respecto a una referencia constante en lugar de hacerlo con respecto a la componente fundamental de la corriente cuya tasa de distorsión se está determinando, como suele ser habitual. Esta referencia, IL, puede ser calcu-lada como el valor medio de las corrientes máximas demandadas mensual-mente en los doce meses anteriores (un año) o puede ser estimada, en algu-nos casos, a partir de los valores de demanda previstos.
Los límites dependen, además, del denominado ratio de cortocircuito (short circuit ratio, SCR), que se determina a partir de:
SC
L
ISCRI
= , (7)
donde ISC es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito en el PCC. En [71] se aconseja que ISC se calcule en las condiciones normales del sistema que den lugar a su valor mínimo, para encontrarnos en la situación más desfavorable posible, que corresponderá a valores límite de distorsión más estrictos.
Los valores de distorsión armónica individual indicados en la Tabla 9 se refieren tan sólo a componentes armónicas impares. Las componentes armó-nicas pares, cuya aparición es menos habitual y suele deberse a fenómenos de resonancia entre los filtros para la compensación de armónicos y la im-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 23
pedancia de red, se limitarán al 25% de los valores referenciados en dicha tabla. No se permiten corrientes de distorsión que resulten en un valor de continua. Por otra parte, si la carga que produce los armónicos está consti-tuida por un convertidor de potencia con un número de pulsos (q) mayor de seis, los límites indicados en la tabla se incrementan (siempre que la magni-tud de los armónicos no característicos sea menor del 25% de los límites establecidos en ésta) con un factor igual a /6q .
Tabla 9: Límites de distorsión armónica de corriente según IEEE 519
DAh,iL (%) SCR
h < 11 11 ≤ h < 17 17 ≤ h < 23 23 ≤ h < 35 35 ≤ h
DATIL (%)
Un ≤ 69 kV
<20 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0
20-50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0
50-100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0
100-1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0
>1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0
69kV < Un ≤ 161kV
<20 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5
20-50 3,5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0
50-100 5,0 2,25 2,0 1,25 0,35 6,0
100-1000 6,0 2,75 2,5 1,0 0,5 7,5
>1000 7,5 3,5 3,0 1,25 0,7 10,0
Un > 161kV
<50 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5
>50 3,5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0
Límites de distorsión de la tensión Aunque en España los límites de distorsión de la tensión están establecidos en las normas UNE-EN 50160 y UNE-EN 61000, se resumen a continuación los valores que propone este estándar, por su aceptación internacional y porque el cálculo de los índices de distorsión armónica individual, DAh y distorsión armónica total, DAT difieren de su forma de determinación habi-tual. Los límites establecidos por este estándar para la tensión en el PCC, cuya responsabilidad recae sobre el suministrador, se resumen en la Tabla 10, en la que los ratios de distorsión son determinados a partir de las expre-siones:
, 100%hh Un
n
UDAU
= ;
2
2 100%h
hUn
n
UDAT
U
∞
==∑
, (8)
24 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
donde Uh es el valor eficaz de la componente armónica de orden h y Un el valor eficaz de la tensión nominal del sistema. Puede apreciarse que la defi-nición de los índices de distorsión es distinta a la que se utiliza habitual-mente (y a la indicada previamente en las ecuaciones (3) para el caso de la norma UNE-50160 y (4) según la norma UNE-EN 61000-2-2), ya que utiliza como referencia un valor predeterminado fijo, correspondiente a la tensión nominal de la instalación, en lugar del valor eficaz de la componente fun-damental de la tensión, que tendrá un valor variable.
Tabla 10: Límites de distorsión armónica de tensión según IEEE 519
Un ≤ 69 kV 69kV < Un ≤ 161kV Un > 161kV
DAh,Un (%) 3,0 1,5 1,0 DATUn (%) 5,0 2,5 1,5
3.2 Soluciones para la mejora de la calidad de onda de la tensión en el PCC
Sería deseable que la onda de tensión en el PCC fuese perfectamente senoi-dal o, al menos, que cumpliese los límites de distorsión indicados en seccio-nes anteriores. Sin embargo, las corrientes armónicas demandadas por las cargas alineales provocan caídas de tensión en la impedancia de red que distorsionan la tensión en dicho punto. Este efecto resulta principalmente preocupante en el caso de sistemas que tienen una impedancia de red eleva-da (en inglés non-stiff utilities). El notable aumento detectado en los últi-mos años de estas cargas no-lineales que deterioran la calidad de la onda de tensión ha motivado la búsqueda de soluciones para mitigar este efecto, entre ellas el empleo de filtros pasivos sintonizados a los armónicos de la carga (solución no óptima debido a los efectos resonantes entre estos ele-mentos y la impedancia de red) o el desarrollo de equipos correctores deno-minados filtros activos (en inglés, active filters). Estos equipos también re-ciben el nombre de acondicionadores (conditioners) o acondicionadores de línea (line conditioners), denominación más adecuada si se tiene en cuenta que pueden realizar otras funciones aparte del filtrado de armónicos, tales como la compensación de potencia reactiva, el equilibrado de las corrientes y la alimentación de cargas críticas durante las interrupciones de corta duración del suministro [54], [55], [71], [72].
Los acondicionadores pueden ser instalados por las compañías eléctricas con el objetivo de mejorar la calidad de producto o para evitar las penaliza-ciones en caso de incumplimiento de la norma UNE-EN 50160. Cabe pen-sar, en esta situación, que dicho elemento debe ser instalado en serie justo antes del PCC para generar un voltaje entre sus terminales de modo que la tensión en el punto de conexión sea perfectamente senoidal. También podrí-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 25
an ser instalados correctores de este tipo por usuarios individuales que pre-cisen un suministro con elevada calidad (cargas críticas). Sin embargo, cuando un usuario utiliza un filtro activo suele ser debido a que es un re-ceptor excesivamente polucionante, necesitando un elemento que proporcio-ne a la carga las componentes armónicas de corriente que ésta demanda, de forma que el elemento corrector junto con la carga se comporten aguas arri-ba del PCC como una carga lineal. En este caso, el equipo se conectará en paralelo en las proximidades de la carga alineal. Teniendo en cuenta que las cargas críticas suelen ser a su vez polucionantes puede utilizarse un equipo mixto que actúe al mismo tiempo sobre la tensión y la corriente, consi-guiendo que la tensión y la corriente de alimentación se aproximen a una senoide.
En la Tabla 11 se presenta una clasificación de acondicionadores, elabo-
rada a partir de [55], [3], [9], [54] y [60]. Los criterios de clasificación son:
• Topología del convertidor
• Coordinación y forma de conexión
• Magnitud eléctrica acondicionada
• Número de ramas e hilos
Topología del convertidor
En función de la topología del convertidor pueden distinguirse dos tipos de inversores:
• Inversor en fuente de intensidad, (Current Source Inverter, CSI), que utiliza una bobina como elemento almacenador de energía, e
• Inversor en fuente de tensión, (Voltage Source Inverter, VSI), que emplea uno o varios condensadores como elementos almacenadores de energía. Atendiendo a la constitución del bus de continua, pue-den distinguirse tres tipos:
- VSI con bus de continua simple,
- VSI con bus de continua con toma intermedia, que suele conectarse al conductor neutro en topologías monofásicas o trifásicas, motivo por el que esta topología también se conoce como neutral-pointed-clamped VSI y
- VSI con bus de continua multinivel (multilevel VSI).
26 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Coordinación y forma de conexión
En función del número de elementos activos que formen el acondicionador se pueden distinguir dos tipos: monoconvertidor, formado por un solo equi-po activo y multiconvertidor, formado por dos o más equipos activos. A su vez cada uno de ellos puede dividirse en dos grupos: acondicionador activo si sólo está formado por elementos activos o acondicionador híbrido si com-bina éstos con elementos pasivos.
Desde el punto de vista de la coordinación, los acondicionadores mono-convertidores activos pueden considerarse acondicionadores individuales. En cambio, los monoconvertidores híbridos y multiconvertidores comparten la corrección entre los distintos elementos que lo forman, de ahí que se englo-ben bajo el nombre de acondicionadores cooperativos o colaborativos.
Las posibilidades de conexión a la red y entre los elementos que forman el acondicionador son múltiples, pudiéndose realizar la clasificación que se presenta a continuación.
Acondicionador individual
• Acondicionador monoconvertidor activo:
- Acondicionador serie (As) [33]
- Acondicionador paralelo (Ap) [33], [35], [55]
Acondicionador colaborativo o cooperativo
• Acondicionador monoconvertidor híbrido:
- formado por FA paralelo y FP paralelo (ApPp) [2], [17], [56],
[70]
- formado por FA serie y FP paralelo (AsPp) [2], [18], [19]
- formado por FA en serie con FP (AsP) [4]-[11], [20]
• Acondicionador multiconvertidor activo:
- Acondicionador serie-Acondiconador paralelo (AsAp), en el que el elemento serie opera como una fuente de tensión controlada y el paralelo como una fuente de corriente controlada. General-mente comparten el elemento almacenador de energía. Se conoce
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 27
también con el nombre de acondicionador universal (Universal Power Quality Conditioner, UPQC) [33], [71], [72].
- Acondicionador paralelo-Acondicionador paralelo (ApAp), for-mado por dos o más convertidores conectados en paralelo, que pueden compartir totalmente [55], [68] o parcialmente [60] el bus de continua, o tener buses de continua independientes [60], [67], [68].
- Acondicionador en serie con Acondicionador (AsA), instalado en el PCC en paralelo con la carga y formado por dos o más acon-dicionadores conectados en serie [60].
• Acondicionador multiconvertidor híbrido:
- formado por FA serie y FH paralelo (AsHp), donde el equipo híbrido podría presentar cualquiera de las topologías expuestas previamente. En [69] y [75] se presentan topologías con estas ca-racterísticas en las que el acondicionador híbrido es de tipo AsP y ApPp, respectivamente.
- formado por FA paralelo y FH paralelo (ApHp), en la que el equipo híbrido podría presentar diferentes configuraciones.
- formado por FH paralelo y FH paralelo (HpHp). La topología de los acondicionadores híbridos suele ser AsP y su objetivo gene-ralmente consiste en eliminar los armónicos dominantes de la co-rriente de carga, de ahí que también se conozcan como filtros de armónicos dominantes (Dominant Harmonic Filters, DHF). El filtro pasivo de cada acondicionador se sintoniza a una frecuen-cia dominante y el equipo activo coopera con el pasivo para que la compensación sea adecuada. Se utilizan tantos filtros híbridos en paralelo como armónicos se pretendan eliminar [1], [12]-[16].
Magnitud eléctrica que acondicionan
Según la magnitud eléctrica que acondicionan, cabe distinguir tres posibles topologías: acondicionador de tensión, de corriente o universal, capaz de corregir tensión y corriente. Se distinguen las siguientes topologías en cada grupo [54]:
28 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
• Acondicionador de tensión:
- Topología U1.
- Topología U2.
• Acondicionador de corriente:
- Topología I1.
- Topología I2.
• Acondicionador universal, frecuentemente denominado (Universal Power Quality Conditioner, UPQC)
- Topología UI.
Número de ramas e hilos
Según el número de ramas del convertidor electrónico y el número de con-ductores para su conexión a la red, se pueden diferenciar los siguientes ti-pos:
• Monofásico
- 2 hilos y 1 rama, basado en inversor de semipuente.
- 2 hilos y 2 ramas, basado en inversor de puente completo.
• Trifásico:
- 3 hilos y 3 ramas.
- 4 hilos y 3 ramas, que presenta un bus de continua con toma in-termedia.
- 4 hilos y 4 ramas.
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 29
Tabla 11: Clasificación de acondicionadores (elaborada a partir de [55], [3], [9], [54] y [60])
Criterio de clasificación Tipos Esquema
Inversor en fuente de
intensidad
(Current Source
Inverter, CSI)
SA+
SA-
SB+
SB-
A
B
L
Idc
Bus de continua simple Bus de continua multinivel
SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
AC
B
+
-
Bus de continua con toma intermedia
Topología del convertidor
Inversor en fuente de
tensión
(Voltage Source
Inverter, VSI) SA+
DA+
SA-DA-
A
C+
o
+
-
C-
o
SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
AC1
+
-
SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
C2
+
-
SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
C3
B
+
- Acondicionador activo
Acondicionador serie (As) Acondicionador paralelo (Ap)
Alimentación Carga
Acondicionador
Alimentación CargaAcondicionador
Acondicionador híbrido
FA paralelo, FP paralelo (ApPp) FA serie FP (AsP)
Alimentación CargaAcondicionador
FA serie, FP paralelo (AsPp)
Coordinación y forma de conexión
Monoconvertidor
Alimentación Carga
Acondicionador
Alimentación CargaAcondicionador
30 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Activo
Acondic. serie-Acondic. paralelo (AsAp) o (Universal Power Quality Conditioner, UPQC)
Acondicionador paralelo-
Acondicionador paralelo (ApAp)
Alimentación Carga
Acondicionador
Acondicionador
Acondic. en serie con Acondic. (AsA)
Alim en tación C argaAcondicionadorAcon dicionador
Alimentación CargaAcondicionadorAcondicionador
Híbrido
FA serie, FH paralelo (AsHp)
Alimentación Carga
Acondicionador
Acondicionadorhíbrido
FH paralelo, FH paralelo (HpHp) o
(Dominant Harmonic Filter, DHF)
FA paralelo, FH paralelo (ApHp)
Multiconvertidor
Alimentación CargaAcondicionadorhíbridoAcondicionador
Alimentación CargaAcondicionadorhíbrido
Acondicionadorhíbrido
U1 A
B
L2C2
T Carga
SB+
SB-
C1
L1
SA+
SA-
Alimentación
Acondicionador
de tensión
U2 SB+
DB+
SB-DB-
BCcu+o
Alimentación
L1
Ccu-
SA+DA+
SA-DA-
A Crs+o
Crs-
Lcc/2
Lcc/2
L2C2
T Carga
I1 SA+
DA+
SA-DA-
A
C+
o
Alimentación Carga
L
C-
Magnitud eléctrica que acondiciona
Acondicionador
de corriente
I2
Alimentación CargaL1 L2
C2
SA+DA+
SA-DA-
A
C+
o
C-
Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de corrientes armónicas 31
Acondicionador
universal
(Universal
Power Quality
Conditioner,
UPQC)
UI SB+
DB+
SB-DB-
Cci+
Alimentación
L1
Cci-
SA+DA+
SA-DA-
A Ccu+o
Ccu-
Lcc/2
Lcc/2
C2
T Carga
B
o
L2
Semipuente Puente
Monofásico
SA+DA+
SA-DA-
vS
L
+
-
A
Carga alinealpolucionante
C1
C2
o
-
+
vLA
o
+
-
SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
vS
L
+
-
A
Carga alinealpolucionante
C
-
+
vLA
B
+
-
3 hilos y
3 ramas SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
SC-DC-
vRn vSn vTn
SC+DC+
L L L
RSTn
RSTn
ABC
Carga alinealpolucionante
C1
C2
o
iRiSiTin
-
+
vLA
iA iB iC
4 hilos y
3 ramas SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
SC-DC-
vRn vSn vTn
SC+DC+
L L L
RSTn
RSTn
ABC
Carga alinealpolucionante
o
C1
C2
o
iRiSiTin
-
+
vLA
iA iB iC io
Número de ramas e hilos
Trifásico
4 hilos y
4 ramas SA+DA+
SA-DA-
SB+DB+
SB-DB-
SC-DC-
vRn vSn vTn
SC+DC+
L L L
RSTn
RSTn
ABC
Carga alinealpolucionante
L
SD-DD-
SD+DD+
D
C1
C2
o
iRiSiTin
-
+
vLA
iA iB iC iD
32 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
4 Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica
El flujo de potencia en sistemas monofásicos y trifásicos cuando las tensio-nes y corrientes son senoidales y equilibradas es un tema ampliamente estu-diado y aceptado universalmente. Sin embargo, la aparición de distorsión en la forma de onda de la tensión en los sistemas de distribución y suministro debido al aumento de receptores alineales conectados a la red implica, desde un punto de vista energético, nuevos planteamientos en el flujo de potencia. Aunque no existe consenso entre los grupos de trabajo e investigadores, es general la apreciación de que las definiciones de potencia actuales no son adecuadas desde un punto de vista económico cuando las tensiones y co-rrientes no son ideales, resultando evidente la necesidad de redefinir tales términos para adaptarse a la nueva situación. De entre los grupos de inves-tigación que trabajan en estos temas cabe destacar el Grupo de Trabajo en Situaciones no-sinusoidales del IEEE (IEEE Working Group on nonsinusoi-dal situations), que propone definiciones efectivas desde un punto de vista práctico a los términos de potencia que aparecen cuando las tensiones y/o corrientes son distorsionadas y/o desequilibradas [45]. Además, sugieren nuevos ratios para cuantificar la eficiencia en la transferencia de potencia para sistemas trifásicos: el grado de polución armónica y grado de desequi-librio, indicando las variables que deben ser medidas para calcular dichas figuras de mérito. Los resultados de este grupo, junto con las modificaciones propuestas por el grupo alemán liderado por Depenbrock [45] para el caso de sistemas trifásicos a cuatro hilos, se han recogido en el estándar IEEE 1459 “IEEE Trial-Use Standard Definitions for the Measurement of Electric Power Quantities under sinusoidal, nonsinusoidal, balanced and unbalanced conditions” [152], que actualmente se encuentra en período de revisión [95]-[99], [105].
Ante esta situación, las compañías eléctricas están interesadas en ac-tualizar los criterios de facturación de la energía eléctrica, pues aunque la normativa actual en España sólo penaliza el consumo de potencia reactiva, la inyección de corrientes armónicas y el desequilibrio deberían ser tenidos en cuenta en la tarificación. Para ello sería necesario el diseño de aparatos de medida capaces de separar los términos de potencia propuestos en las nuevas definiciones de potencia en régimen no-sinusoidal y calcular las nue-vas figuras de mérito, al tiempo que se establezcan unos nuevos conceptos tarifarios en los que se bonifique el consumo sinusoidal equilibrado y el fac-tor de potencia unitario, penalizando no sólo la demanda de reactiva, como en la actualidad, sino también la deformación armónica inyectada a la red y el consumo desequilibrado. Hoy en día, los avances tecnológicos en la ins-trumentación de medida permitirían llevar a cabo tal propósito.
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 33
4.1 Revisiones de las definiciones de potencia
En las siguientes secciones se revisan las definiciones de potencia en régimen no-sinusoidal para el caso de sistemas monofásicos y trifásicos equilibrados y desequilibrados siguiendo las propuestas del estándar IEEE 1459 [45], [95]-[97].
Sistemas monofásicos
El valor instantáneo de la tensión en un determinado punto del sistema eléctrico viene dado por:
0 11
( ) 2 sen( ),h hh
u t U U h tω α∞
=
= + +∑ (9)
donde 0U es el valor medio, 1ω es la pulsación correspondiente a la frecuen-cia fundamental de red, hU es el valor eficaz del armónico de orden h y hα es el ángulo de fase de dicho armónico.
Análogamente el valor instantáneo de corriente se expresa como:
0 11
( ) 2 sen( ),h hh
i t I I h tω β∞
== + +∑ (10)
siendo 0I el valor medio e hI y hβ el valor eficaz y ángulo de fase del ar-mónico de orden h, respectivamente.
Los valores eficaces de tensión y corriente se calculan a partir de:
2 2 2 2 21 1
0 1
2 2 2 2 21 1
0 1
;
.
h H hh h
h H hh h
U U U U U U
I I I I I I
∞
= ≠
∞
= ≠
= = + = +
= = + = +
∑ ∑
∑ ∑ (11)
En las ecuaciones anteriores se han separado los valores eficaces de las componentes fundamentales, 1U e 1I de los valores eficaces de las compo-nentes armónicas, HU e HI .
A partir de las ecuaciones (11), la potencia aparente S se obtiene de:
( ) ( ) ( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( ) ( )
2 2 2 2221 1 1 1
2 2 2 22 21 1 1 1 1
.
; .
H H H H
N H H H H
S UI U I U I U I U I
S U I S U I U I U I
= = + + + = = + +
(12)
La potencia aparente S se ha dividido en dos componentes:
• la Potencia Aparente Fundamental, S1, (Fundamental Apparent Power) que a su vez puede separarse en dos partes, potencia activa fundamental P1 (Fundamental Active Power) y potencia reactiva fundamental Q1 (Fundamental Reactive Power):
34 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
( )22 2 21 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1
;
cos ; sen
S U I P Q
P U I Q U Iϕ ϕ
= = +
= = (13)
siendo 1 1 1ϕ α β= − , y
• la Potencia Aparente No-fundamental, SN, (Non-fundamental Appa-rent Power), que está formada por tres componentes:
- Potencia de Corriente Distorsionada, 1 HU I , (Current Distor-tion Power), debida a la existencia de corrientes armónicas ante tensiones senoidales,
- Potencia de Tensión Distorsionada, 1HU I , (Voltage Distortion Power), ocasionada por armónicos de tensión y corrientes se-noidales y
- Potencia Aparente Armónica, H H HS U I= , (Harmonic Appa-rent Power), que aparece cuando existe distorsión armónica en tensiones y corrientes.
Por otra parte, en [45] se define otro término, la Potencia No-activa, N (Nonactive Power):
2 2 .N S P= − (14)
Aplicando la separación de componentes indicada en (14) a la Potencia Aparente Armónica, tenemos:
2 2 2
1
,
cos ,
H H H
H h h hh
S P N
P U I ϕ≠
= +
=∑ (15)
siendo h h hϕ α β= − . PH es la Potencia Activa Armónica Total (Total Harmonic Active Power) y NH es la Potencia No-activa Armónica Total (Total Harmonic Nonactive Power).
A partir de las ecuaciones (12) puede obtenerse la Potencia Aparente No-fundamental normalizada:
( ) ( ) ( )
2 2 2 2
1 1 1 1 1
22 2 2
1
,
.
N H H H H
N
S I U U IS I U U I
S DATI DATU DATI DATUS
= + + = + + ⋅
(16)
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 35
Para el caso monofásico, en [45] se propone como mejor indicador del nivel de armónicos en el sistema SN o su valor normalizado SN/S1. Cuanto menor sea el valor de este ratio, mejor es el filtrado armónico de la carga alineal. La figura de mérito que cuantifica la efectividad en el flujo de ener-gía eléctrica es el Factor de Potencia Total del sistema:
1 .HP P PFPS S
+= = (17)
El factor de desplazamiento permite evaluar el flujo de potencia debida a la componente fundamental:
11
1cos .PFPd
Sϕ= = (18)
Sistemas trifásicos equilibrados
En el caso de sistemas trifásicos, los nuevos términos de potencia propues-tos en [45] nacen a partir de la potencia aparente equivalente, Se (Equiva-lent Apparent Power), atribuible a Buchholz y Goodhue, que viene definida por:
2 2 2 2 2 2
3 ,
; ,3 3
e e e
a b c a b ce e
S U I
U U U I I IU I
=
+ + + += = (19)
donde Ue e Ie son la tensión equivalente y corriente equivalente, respectiva-mente, que corresponderían a los parámetros de una red trifásica equilibra-da equivalente a la que se está analizando. Para el caso de sistemas a cua-tro hilos, Ua, Ub y Uc son los valores eficaces de las correspondientes tensio-nes fase-neutro. En el caso de sistemas a tres hilos dichos valores pueden calcularse como las tensiones entre cada fase y un neutro artificial o a partir de las tensiones compuestas mediante la expresión:
2 2 2
9ab bc ca
eU U UU + += (20)
De modo análogo al caso monofásico, la tensión y corriente equivalentes pueden descomponerse en dos términos:
2 2 2 2 2 22 2 2 1 1 1
11
2 2 2 2 2 22 2 2 1 1 1
11
,3 3
,3 3
a b c ah bh che e eH
h
a b c ah bh che e eH
h
U U U U U UU U U
I I I I I II I I
≠
≠
+ + + + = + = + + + + + = + = +
∑
∑ (21)
36 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
donde el subíndice ‘1’ hace referencia al valor eficaz de la componente fun-damental y el subíndice ‘H’ al valor eficaz de la componente no-fundamental.
La Potencia Aparente Fundamental y la Potencia Aparente No-fundamental pueden calcularse a partir de:
2 2 21 .e e eNS S S= + (22)
Definiendo el ratio distorsión armónica total para tensiones y corrientes equivalentes:
1 1; ,eH eH
e ee e
U IDATU DATIU I
= = (23)
la Potencia Aparente No-fundamental Normalizada, SeN/Se1, que tiene un significado y propiedades idénticas al caso monofásico, se calcula así:
( ) ( ) ( )2
2 2 2
1.eN
e e e ee
S DATI DATU DATI DATUS
= + + ⋅ (24)
Sistemas trifásicos desequilibrados
En el caso de sistemas polifásicos desequilibrados, es necesario definir nue-vas componentes en la Potencia Aparente, que no aparecen en sistemas monofásicos ni sistemas trifásicos equilibrados. Si las cargas son desequili-bradas, las componentes fundamentales de tensión y corriente pueden des-componerse en tres términos correspondientes a las secuencias positiva o directa, negativa o inversa y secuencia cero u homopolar:
2 2 2 0 2 2 21 1 1 11 1
2 2 2 0 2 2 21 1 1 11 1
,
,
e d
e d
U U U U U U
I I I I I I
+ − +
+ − +
= + + = +
= + + = + (25)
donde el subíndice ‘d’ engloba las componentes de secuencia inversa y homopolar. La Potencia Aparente fundamental, Se1, puede dividirse en:
2 2 21 11e dS S S+= + (26)
donde:
• 1 1 13S U I+ + += es la Potencia Aparente Fundamental de secuencia Positiva (Positive-sequence Fundamental Apparent Power), con 1U + y 1I
+ los valores eficaces de las componentes fundamentales de se-cuencia positiva de tensión y corriente, y
• 1dS es la Potencia Aparente Fundamental de Desequilibrio (Unba-lanced Fundamental Apparent Power), que engloba componentes de potencia activa (Pd1) y potencia no-activa (Nd1).
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 37
Las componentes de secuencia negativa y de secuencia cero se conside-ran polución de manera similar a la existencia de armónicos, pues contribu-yen a aumentar las pérdidas y consiguientemente, disminuyen la eficiencia en la transferencia de potencia.
Desarrollando los términos de potencia aparente en esta situación de manera análoga a la llevada a cabo en el apartado anterior, tenemos:
2 2 21 1
2 2 21 1
,
.
e d eH
e d eH
U U U U
I I I I
+
+
= + +
= + +
2 2 21 1
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 21 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2 2
2 0 2 2 0 2 0 2 21 1 1 1 1 1 1 1 1
9 9( ) 9( ),
3 ,
3 9( ).
e d eN
d d d d eH e e eH eH eH
eH eH eH H H
D d d
S S S S
U I U I U I U I U I U I U I
S U I P N
S U I S S U I U I
+
+ + + +
− − −
= + + =
= + + + + + +
= = +
= = + + +
(27)
donde aparece un nuevo término, 1DS , que se debe a la componente de la potencia fundamental de desequilibrio ocasionada por tensiones y corrientes desequilibradas.
En caso de sistemas trifásicos desequilibrados además del ratio del gra-do de polución armónica SeN/Se1 definida en (24), se utiliza un nuevo indi-cador que representa el grado de polución de desequilibrio, la potencia fun-damental de desequilibrio normalizada, Sd1/Se1, que se determina así:
( ) ( )
2 2 2 2 2 21 1 1 1 1 11
1 1 1
2 2 2 2 2 2
2 2 2 2
33
1 1
.
d e e d d dd
e e e
e e e e e e
e e e e
U I U I U ISS U I
DDFU DDFI DDFI DDFU DDFU DDFI
DDFU DDFI DDFU DDFI
+ ++ += =
= − + − + =
= + −
(28)
donde aparecen dos nuevos parámetros, DDFUe, que denominamos tasa de distorsión de desequilibrio en la componente fundamental de la tensión equivalente Ud1/Ue1 y DDFIe tasa de distorsión de desequilibrio en la com-ponente fundamental de la corriente equivalente, Id1/Ie1.
Por último, el Factor de Potencia Total y el Factor de Potencia de Desplazamiento, para sistemas trifásicos en general vienen dados por:
1 H
e e
P P PFPS S
+= = ; 11
1cos
PFPd
Sϕ
++
+= = . (29)
38 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Modificaciones en las definiciones potencia en caso de sistemas trifásicos a cuatro hilos desequilibrados
Depenbrock, de la escuela alemana, ha desarrollado paralelamente al Grupo de Trabajo de IEEE un método que ha denominado FBD (Fryze-Buchholz-Depenbrock), para hacer referencia al autor y a los investigadores en quie-nes se ha apoyado para su metodología [29], [54]. Depenbrock y Staudt pre-sentan una réplica al trabajo publicado en [45], para el caso de sistemas trifásicos a cuatro hilos, donde pueden aparecer corrientes circulando por el conductor neutro si las corrientes son desequilibradas debido a componentes homopolares o en caso de que existan componentes armónicas de corriente múltiplos de tres. Como estas corrientes intervienen en las pérdidas que se producen en las líneas, es necesario ampliar los términos de la corriente equivalente, y consecuentemente se altera el cálculo de la Potencia Aparen-te Equivalente. Estas apreciaciones realizadas por Depenbrock [45], [30], han sido posteriormente aceptadas por el IEEE Working Group in Non-sinusoidal situations e incorporadas al estándar IEEE 1459. El grupo de investigación del Departamento de Ingeniería Eléctrica y Energética de la Universidad de Cantabria ha publicado diversos trabajos donde sostiene la misma tesis [50], [142].
Así, el estándar IEEE 1459 establece las siguientes definiciones para la potencia aparente y factor de potencia (éste último basado en la propuesta de Lyon) [95]:
• La potencia aparente equivalente Se es la máxima potencia transmi-tida a la carga (o solicitada a la red) para unas determinadas pér-didas en la línea y los mismos valores eficaces de tensión y corriente en la carga (o la red).
• El factor de potencia es el ratio entre la potencia actual y la máxi-ma potencia que puede ser transmitida manteniendo constantes las pérdidas en la línea y la tensión entre los terminales de la carga.
Para entender estos conceptos basta con fijarnos en la Figura 3(a) don-de tenemos un sistema trifásico a cuatro hilos que alimenta a una carga desequilibrada. La impedancia de red se ha simplificado a su componente resistiva para facilitar el análisis, teniendo en cuenta que sólo esta compo-nente interviene en la potencia de pérdidas. La resistencia de las líneas para las tres fases se ha representado por un valor r, mientras que el conductor neutro presenta una resistencia rn. La utilización de la sección de los con-ductores en la transferencia de energía es representada simbólicamente en la figura de la derecha, que a su vez nos informa de la eficiencia de dicha transferencia pues la potencia aparente S es proporcional a la sección neta, mientras que la potencia activa P lo es sólo a la porción sombreada. Las pérdidas de potencia en tal situación vienen dadas por:
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 39
2 2 2 2( )a b c n nP r I I I r I∆ = + + + . (30)
Siguiendo las definiciones anteriores de potencia aparente y factor de potencia, el sistema equivalente u optimizado con factor de potencia unidad que disipa exactamente las mismas pérdidas en la línea consiste en tres re-sistencias de igual valor Re, que producen corrientes equilibradas en la ali-mentación, tal como se muestra en la Figura 3(b), en la que
a b c eI I I I= = = e 0nI = . En este caso las pérdidas en la línea serán: 23 eP rI∆ = . (31)
donde eI recibe el nombre de corriente efectiva o equivalente, cuyo valor puede determinarse teniendo en cuenta la condición impuesta de igualdad de pérdidas, igualando las expresiones (30) y (31):
2 2 2 213
ne a b c n
rI I I I Ir
= + + + . (32)
En instalaciones trifásicas a cuatro hilos en BT y MT, el cociente rn/r toma típicamente el un valor comprendido entre 0,2 y 0,4 [95]. El estándar IEEE 1459 adopta el valor 1. Puede apreciarse en la parte derecha de la Figura 3(b) que en este caso toda la sección de los conductores de las fases es utilizada en la transferencia de energía, coincidiendo la potencia activa P con la potencia aparente S, y, por tanto, dando lugar a un factor de poten-cia unitario.
rAB
C
N
Car
gade
sequ
ilibr
ada
rn
iaibic
in
a b
c
n
P
(a)
rAB
C
Reiaibic
a b
c
n
S
(b)
Figura 3: Definición del FP en sistemas trifásicos. (a) Sistema con carga
desequilibrada (b) Sistema optimizado con FP = 1.
40 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
Esta nueva definición de corriente equivalente, modifica la definición de potencia aparente equivalente:
2 2 2 2 2 2 2
; ,3 3
3 .
Da b c a b c ne e
D De e e
U U U I I I IU I
S U I
+ + + + += =
= (33)
En estas expresiones se ha utilizado el superíndice “D” (que hace refe-rencia al autor, Depenbrock) para diferenciar los nuevos parámetros de los empleados previamente. Todo el análisis anterior es válido si las expresiones (33) reemplazan a las ecuaciones (19), por ser aptas para el caso más gene-ral de sistemas a cuatro hilos en los que puedan aparecer corrientes circu-lando por el conductor neutro. La alteración en la corriente equivalente y la potencia aparente equivalente conllevan, además, la modificación del princi-pal parámetro que cuantifica la eficiencia en la transferencia de energía: el factor de potencia. En adelante, para simplificar las expresiones, no se utili-zará el superíndice “D”, sin embargo el cálculo de Ie y Se se realizará de acuerdo con las expresiones (33).
4.2 Tendencias en la medida de la potencia eléctrica
Como se ha visto en la sección anterior, las nuevas definiciones de potencia sugieren el uso de magnitudes equivalentes para el caso de sistemas trifási-cos, en lugar de utilizar cantidades aritméticas o vectoriales. La potencia aparente aritmética en VA viene dada por:
A a a b b c cS U I U I U I= + + (34)
La potencia aparente vectorial en VA se calcula:
2 2 2( ) ( ) ( )V a b c a b c a b cS P P P Q Q Q D D D= + + + + + + + + (35)
donde P, Q y D son potencia activa, reactiva y de distorsión, respectiva-mente. Cuando el desequilibrio es pequeño A V eS S S , sin embargo, cuando el grado de desequilibrio es significativo, existe una diferencia entre dichos términos. Siempre se cumplirá V A eS S S≤ ≤ [45].
El IEEE Working Group on Non-sinusoidal situations además de indi-car nuevos ratios a tener en cuenta en la futura tarifación eléctrica, propone las medidas que deben ser efectuadas en caso de sistemas monofásicos y trifásicos para calcular dichos parámetros:
• En el caso monofásico, según se muestra en la Figura 4, será nece-sario capturar los valores instantáneos de la tensión en el punto de conexión, u, y la corriente de carga o alimentación, i. A partir de dichas medidas pueden extraerse los valores eficaces, U e I, los va-lores eficaces de las componentes fundamentales, U1 e I1 y el ángulo
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 41
1ϕ que forman entre sí y la potencia activa total P. Estas variables permiten valorar todos los términos de potencia propuestos para el caso monofásico y calcular las figuras de mérito: FP, FPd y SN/S1.
• En el caso trifásico, será necesario capturar los valores instantáneos de las tensiones en el punto de conexión, u(a,b,c), y las corrientes de carga o alimentación, i(a,b,c), a partir de las cuales se determi-narán eU e eI , 1eU e 1eI , 1U + e 1I
+ junto con el ángulo 1θ+ y, fi-nalmente, la potencia activa total P. Estas variables son suficientes para calcular todos los términos de potencia propuestos para el caso trifásico y determinar las figuras de mérito: FP, FPd, SeN/Se1 y Sd1/Se1, tal como se muestra en la Figura 5.
CÁLCULOS
2 2
2 2 2 21 1
1 1 1 1
2 21 1
2 21 1 1 1 1
1 1 1 1
1
;
;
( ) ;
cos ;
sen
; cos
H H
N H H H
H
S UI N S P
I I I U U UDATI DATUI I U U
S S U I S U I
P U I P P P
Q U I
PFP FPdS
ϕ
ϕ
ϕ
= = −
− −= = = =
= − =
= = −
=
= =
MEDIDAS
GRADO POLUCIÓNARMÓNICA
1
NSS
1 1 1, , , , ,U I U I Pϕ
Figura 4: Medida de la potencia en sistemas monofásicos.
42 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
MEDIDAS
1 1
1 1 1
, , , ,
, ,
e e e eU I U I P
U I ϕ+ + +
GRADO POLUCIÓNARMÓNICA
1
eN
e
SS
GRADO POLUCIÓNDESEQUILIBRIO
1
1
d
e
SS
CÁLCULOS2 2
2 2 2 21 1
1 1 1 1
2 21 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2 21 1 1
1
3 ;
;
3 ; ; 3
3 ; 3 cos ; 3 sen
; cos
e e e e
eH e e eH e ee e
e e e e
e e e eN e e eH eH eH
d e
e
S U I N S P
I I I U U UDATI DATUI I U U
S U I S S S S U I
S U I P U I Q U I
S S S
PFP FPdS
ϕ ϕ
ϕ
+ + + + + + + + + + +
+
+
= = −
− −= = = =
= = − =
= = =
= −
= =
Figura 5: Medida de la potencia en sistemas trifásicos. Teniendo en cuenta que el estándar IEEE 1459 representa el único refe-
rente generalmente aceptado de la tendencia en la medida de la potencia eléctrica (a pesar de sus numerosas críticas [99], [105]) y que, aunque ac-tualmente se encuentra en estado de prueba, se prevé que será completa-mente aprobado próximamente, ya se está trabajando en el desarrollo de los nuevos instrumentos de medida capaces de cumplir dicho estándar [98] y en sistemas de calibración para dicha instrumentación [106].
Por otra parte, la filosofía del estándar IEEE 1459, consistente en sepa-rar los términos de potencia debidos a la componente fundamental de se-cuencia directa del resto de términos, puede utilizarse para fijar las compo-nentes de potencia que deben ser compensadas por los equipos correctores para mejorar la calidad de la onda de tensión y, al mismo tiempo, procurar que la transferencia de energía entre la fuente y la carga sea óptima [95]:
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 43
• Si se utiliza un acondicionador para mejorar la calidad de la tensión en el punto de conexión, la referencia para su control debería ser que la fuente sólo entregue a la carga potencia activa fundamental de secuencia directa 1P+ , cuyo valor coincidirá con la potencia acti-va total que la carga demanda, PL.
• Por su parte, la componente reactiva fundamental de secuencia di-recta, 1Q+ , constituye el ratio que permite estimar la capacidad de la batería de condensadores necesarios para corregir el factor de desplazamiento, en caso de que se decida utilizar este tipo de com-pensador para tal fin.
• La potencia aparente no fundamental eNS (o su valor normalizado) permite evaluar la severidad de la distorsión, constituyendo un pa-rámetro que ayuda a determinar la potencia del equipo corrector necesario para eliminar la polución armónica.
4.3 Tendencias en la facturación de la energía eléctrica
La normativa actual de tarifas eléctricas ha establecido dos complementos a tener en cuenta en la facturación de la energía eléctrica: el complemento por discriminación horaria, que ha conseguido ir variando la demanda temporal de la energía eléctrica, desplazando la conexión de cargas industriales a horas valle para conseguir un notable ahorro y el complemento por energía reactiva, que se obtiene a partir del cosϕ , calculándose de la siguiente ma-nera:
• Mercado a tarifa/regulado: Se penaliza o bonifica con un recargo o descuento sobre el importe de la tarifa, calculándose el coeficiente de recargo, rk a partir de :
2
17(%) 21.cosrk
ϕ= − (36)
• Mercado liberalizado: Se penalizan los excesos de consumo de reac-tiva ( cosϕ ≤ 0,95) con una cantidad que depende del número de kVArh consumidos. Para el año 2005 dicha cantidad se ha fijado en 0,038199 €/kVArh [143].
Sin embargo, el coeficiente de recargo, kr no es adecuado porque la me-dida del cosϕ sólo es válida para cuantificar la potencia reactiva en caso de sistemas monofásicos o trifásicos senoidales equilibrados alimentando a car-gas lineales y porque kr sólo penaliza la demanda de energía reactiva induc-tiva, no contabilizándose, en ningún caso, la sobrecompensación de capaci-
44 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
tiva. En [142] se presentan varios casos correspondientes a diversas medidas de campo aplicando la normativa vigente y se demuestra que en la mayor parte de los mismos en sus facturaciones les corresponde un descuento del 4% por energía reactiva, sin embargo, atendiendo a las pérdidas originadas en la línea de distribución de la compañía eléctrica, debería gravarse su consumo con un elevado recargo.
Así, en [144] se propone sustituir el cosϕ por un parámetro que deno-
minan “factor de potencia equivalente, *FP ” (que coincide con el FP pro-puesto para redes trifásicas por el estándar IEEE 1459). Según esta referen-cia la relación entre las pérdidas mínimas en la línea y las correspondientes a un determinado régimen de trabajo es aproximadamente igual al cuadrado del factor de potencia equivalente. Así, aprovechando la expresión de la normativa de tarifas eléctricas indicada en la ecuación (36), que depende del
2cos ϕ , proponen un nuevo factor de penalización k∗(%)= )FP(f 2* .
En uno de los trabajos recogidos en [142] se designan cuatro “casos
simples” correspondientes a tensión sinusoidal, intensidad equilibrada, in-tensidad sinusoidal y desfase nulo entre tensión y corriente. Se propone cal-cular el factor de potencia al incumplir la condición de cada caso simple y se demuestra que el factor de potencia cuando se incumple más de un caso simple puede aproximarse por el producto de los factores de potencia de los casos simples implicados, es decir, el factor de potencia cuando la tensión y corriente son equilibradas pero no son sinusoidales y están en fase (situación que supondría un FP = 1 según el concepto clásico de este parámetro), se-ría igual al producto del factor de potencia ante alimentación no senoidal y del factor de potencia ante corriente no senoidal, (parámetro distinto de la unidad según la nueva definición de FP).
En otro trabajo recogido en [142], a partir de los ratios propuestos por
el IEEE Working Group in non-sinusoidal situations, definen un factor de calidad, FC, que será tenido en cuenta para considerar los factores de boni-ficación o penalización y que puede calcularse a partir de:
11 2 3
1 1
1 1 .eN d
e e
S SFC k k k FPd
S S
= − + − + (37)
donde 1 2 3, y k k k son constantes de ponderación que cumplen: 1 2 3 1k k k+ + = .
Estas propuestas son sólo algunos de los trabajos que se están realizan-
do con la intención de prever la tendencia en la facturación eléctrica, tema que actualmente se encuentra en un punto de debate entre compañías eléc-tricas, investigadores y fabricantes de instrumentación. Aunque aún no se
Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica 45
ha llegado ni siquiera a un consenso sobre la medida de la potencia en con-diciones no senoidales y/o desequilibradas, ni en el modo de medir dichas magnitudes, sí existe, sin embargo, una opinión generalizada entre todos los sectores implicados de que los actuales criterios para bonificar o penalizar el consumo deben ser ampliados para tener en cuenta la demanda de energía reactiva (tanto de tipo inductivo, como capacitivo), los desequilibrios de cargas y la distorsión de la corriente consumida.
Bibliografía 47
5 Bibliografía [1] S. Bhattacharya, P.-T. Cheng, D. Divan, "Hybrid Solutions for Im-proving Passive Filter Performance in High Power Applications", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 33, No. 3, pp. 732-747. Mayo/Junio 1997. [2] H. Akagi, "Trends in Active Power Line Conditioners", IEEE Transac-tions on Power Electronics, Vol. 9, No. 3, pp. 263-268. Mayo 1994. [3] H. Akagi, "New Trends in Active Filters for Power Conditioning", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 32, No. 6, pp. 1312-1322. Noviembre/Diciembre 1996. [4] S. Srianthumrong, H. Akagi, "A Medium-Voltage Transformerless AC/DC Power Conversion System Consisting of a Diode Rectifier and a Shunt Hybrid Filter", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 39, No. 3, pp. 874-882. Mayo/Junio 2003. [5] H. Fujita, H. Akagi, "A Practical Approach to Harmonic Compensation in Power Systems. Series Connection of Passive and Active Filters.", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 27, No. 6, pp. 1020-1025. Noviembre/Diciembre 1991. [6] H. Fujita, T. Yamasaki, H. Akagi, "A Hybrid Active Filter for Damp-ing of Harmonic Resonance in Industrial Power Systems", IEEE Transac-tions on Power Electronics, Vol. 15, No. 2, pp. 215-222. Marzo 2000. [7] D Detjen, J. Jacobs, De Doncker R. W. De Doncker, H.-G. Mall, "A New Hybrid Filter to Dampen Resonances and Compensate Harmonic Cur-rents in Industrial Power Systems With Power Factor Correction Equip-ment", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 16, No. 6, pp. 821-827. Noviembre 2001. [8] S. Senini, P. J. Wolfs, "Hybrid Active Filter for Harmonically Unbal-anced Three Phase Three Wire Railway Traction Loads", IEEE Transac-tions on Power Electronics, Vol. 15, No. 4, pp. 702-710. Julio 2000. [9] B. Singh, K. Al-Haddad, A. Chandra, "A rewiew of Active Filters for Power Quality Improvement", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 46, No. 5. Octubre 1999.
48 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[10] D. Rivas, L. Morán, J. W. Dixon, J. R. Espinoza, "Improving Passive Filter Compenstion Performance With Active Techniques", IEEE Transac-tions on Industrial Electronics, Vol. 50, No. 1, pp. 161-170. Febrero 2003. [11] B.-R. Lin, B.R. Yang, H.-R. Tsai, "Analysis and Operation of Hybrid Active Filter for harmonic elimination", Electric Power Systems Research. Ed. Elsevier, No. 62, pp. 191-200. Enero 2002. [12] P.-T. Cheng, S. Bhattacharya, D. Divan, "Line Harmonics Reduction in High-Power Systems Using Square-Wave Inverters-Based Dominant Harmonic Active Filter", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 14, No. 2, pp. 265-272. Marzo 1999. [13] P.-T. Cheng, S. Bhattacharya, D. Divan, "Experimental Verification of Dominant Harmonic Active Filter for High-Power Applications", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 36, No. 2, pp. 567-577. Marzo/Abril 2000. [14] P.-T. Cheng, S. Bhattacharya, D. Divan, " Operations of the Domi-nant Harmonic Active Filter (DHAF) Under Realistic Utility Conditions", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 37, No. 4, pp. 1037-1044. Julio/Agosto 2001. [15] P.-T. Cheng, S. Bhattacharya, D. Divan, "Control of Square-Wave Inverters in High-Power Hybrid Active Filter Systems.", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 34, No. 3, pp. 458-472. Mayo/Junio 1998. [16] P.-T. Cheng, S. Bhattacharya, D. Divan, "Application of Dominant Harmonic Activer Filter System with 12 Pulse Nonlinear Loads", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 14, No. 2, pp. 642-647. Abril 1999. [17] T.-N. Lê, M. Pereira, K. Renz, G. Vaupel, "Active Damping of Reso-nances in Power Systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 9, No. 2, pp. 1001-1008. Abril 1994. [18] F.-Z. Peng, H. Akagi, A. Nabae, "A New Approach to Harmonic Compensation in Power Systems. A Combined System of Shunt Passive and Series Active Filters", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 26, No. 6, pp. 983-990. Noviembre/Diciembre 1990. [19] F.-Z. Peng, H. Akagi, A. Nabae, "Compensation Characteristics of the Combined System of Shunt Passive and Series Active Filters", IEEE Trans-actions on Industry Applications, Vol. 29, No. 1, pp. 144-152. En-ero/Febrero 1993.
Bibliografía 49
[20] M. Rastogi, N. Mohan, A.-A. Edris, "Hybrid-Active Filtering of Har-monic Currents in Power Systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 4, pp. 1994-2000. Octubre 1995. [21] S. Senini, P. J. Wolfs, "Analysis and Design of a Multiple-Loop Con-trol System for a Hybrid Active Filter", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 49, No. 6, pp. 1283-1292. Diciembre 2002. [22] A.M. Al-Zamil, D.A. Torrey, "A Passive Series, Active Shunt Filter for High Power Applications", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 16, No. 1, pp. 101-109. Enero 2001. [23] J. Häfner, M. Aredes, K. Heumann, "A Shunt Active Power Filter Applied to High Voltage Distribution Lines", IEEE Transactions on Indus-trial Electronics, Vol. 12, No. 1, pp. 266-272. Enero 1997. [24] G. Casaravilla, A. Salvia, C. Briozzo, E.H. Watanabe, "Selective Ac-tive Filter Applied to an Arc Furnace Adjusted to Harmonic Emission Limitations", IEEE/PES TyD Latin America. 2002. [25] S. Park, J-h. Sung, N. Kwanghee, "A New Parallel Hybrid Filter Con-figuration Minimizing Active Filter Size", ICPE'98, pp. 894-897. 1998. [26] H. Akagi, Y. Kanazawa, A. Nabae, "Instantaneous Reactive Power Compensators Comprising Switching Devices without Energy Storage Com-ponents", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 20, No. 3, pp. 625-630. Mayo/Junio 1984. [27] H. Akagi, S. Ogasawara, H. Kim, "The Theory of Instantaneous Power in Three-Phase Four-Wire Systems: A Comprehensive Approach", IEEE-IAS Annual Meeting, Vol. 1, pp. 431-439. 1999. [28] E.H. Watanabe, M. Aredes, H. Akagi, "The p-q Theory for Active Filter Control: Some Problems and Solutions", Revista Controle e Automa-çao, Vol. 15, No. 1, pp. 78-84. Enero/Marzo 2004. [29] F.-Z. Peng, G. W. Ott, D. J. Adams, "Harmonic and Reactive Power Compensation Based on the Generalized Instantaneous Reactive Power Theory for Three-Phase Four-Wire Systems", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 13, No. 6, pp. 1174-1181. Noviembre 1998.
50 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[30] M. Depenbrock, V. Staudt, H. Wrede, "A Theoretical Investigation of Original and Modified Instantaneous Power Theory Applied to Four-Wire Systems", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 39, No. 4, pp. 1160-1167. Julio/Agosto 2003. [31] E.H. Watanabe, Stephan R.M., M. Aredes, "New Concepts of Instan-taneous Active and Reactive Powers in Electrical Systems with Generic Loads", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 8, No. 2, pp. 697-703. Abril 1993. [32] M. Aredes, E.H. Watanabe, "New Control Algorithms for Series and Shunt Three-phase Four-wire Active Power Filters", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 3, pp. 1649-1656. Julio 1995. [33] J. Afonso, C. Couto, J. Martins, "Active Filters with Control Based on the p-q Theory", IEEE Industrial Electronics Society Newsletter, pp. 5-11. Septiembre 2000. [34] A. Nabae, T. Tanaka, "A New Definition of Instantaneous Active-Reactive Current and Power Based on Instantaneous Space Vectors on Po-lar Coordinates in Three Phase Circuits", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, No. 3, pp. 1238-1243. Julio 1996. [35] V. Soares, P. Verdelho, G. D. Marques, "An Instantaneous Active and Reactive Current Component Method for Active Filters", IEEE Transac-tions on Power Electronics, Vol. 15, No. 4, pp. 660-669. Julio 2000. [36] M.J. Ryan, R.W. De Doncker, R.D. Lorenz, "Decoupled Control of a Four-Leg Inverter via a New 4x4 Transformation Matrix", IEEE Transac-tions on Power Electronics, Vol. 16, No. 5, pp. 694-701. Septiembre 2001. [37] M.-R. Rafiei, H. A. Toliyat, R. Ghazi, T. Gopalarathanam, "An Op-timal and Flexible Control Strategy for Active Filtering and Power Factor Correction Under Non-Sinusoidal Line Voltages", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, No. 2, pp. 297-305. Abril 2001. [38] L.M. Tolbert, T.G. Habetler, "Comparison of Time-Based Non-Active Power Definitions for Active Filtering", IEEE International Power Electron-ics Congress, pp. 7págs.. Octubre 2000. [39] Peng F.Z., L.M. Tolbert, "Compensation of Non-Active Currents in Power Systems. Definitions from Compensation Standpoint", IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, pp. 983-987. Julio 2000.
Bibliografía 51
[40] Peng F.Z., L.M. Tolbert, Z. Qian, "Definitions and Compensation of Non-Active Current in Power Systems", IEEE Power Electronics Specialist Conference, pp. 129-134. Junio 2002. [41] A. Cavallini, G.C. Montanari, "Compensation Strategies for Shunt Active-Filter Control", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 9, No. 6, pp. 587-593. Noviembre 1994. [42] M. Aredes, J. Häfner, K. Heumann, "Three-Phase Four-Wire Shunt Active Filter Control Strategies", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 12, No. 2, pp. 311-318. Marzo 1997. [43] T.E. Nuñez-Zuñiga, J. Antenor Pomilio, "Shunt Active Power Filter Synthesizing Resistive Loads", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 17, No. 2, pp. 273-278. Marzo 2002. [44] P. Salmerón, J.C. Montaño, J.R. Vázquez, J. Prieto, A. Pérez, "Practical Application of the Instantaneous Power Theory in the Compen-sation of Four-Wire Three-Phase Systems", Actas IECON'02. 2002. [45] IEEE Working Group on Nonsinusoidal Situations: Efects on Meter Performance and Definitions of Power, "Practical Definitions for Powers in Systems with Nonsinusoidal Waveforms and Unbalanced Loads: A Discus-sion", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, No. 1, pp. 79-101. Enero 1996. [46] IEEE Working Group on Nonsinusoidal Situations, "A Survey of North American Electric Utility Concerns Regarding Nonsinusoidal Waveforms", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, No. 1, pp. 73-78. Enero 1996. [47] L.S. Czarnecki, "Comments on Active Power Flow and Energy Ac-counts in Electrical Systems with Nonsinusoidal Waveforms and Asymme-try", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 11, No. 3, pp. 1244-1250. Julio 1996. [48] M. Depenbrock, "The FBD-Method, a Generally Applicable Tool for Analyzing Power Relations", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 8, No. 2, pp. 381-387. Mayo 1993. [49] T. Zheng, E.B. Makram, A.A. Girgis, "Evaluating Power System Un-balance in the Presence of Harmonic Distortion", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 2, pp. 393-397. Abril 2003.
52 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[50] L.L. Eguíluz, M. Mañana, P. Lara, "Revisión Crítica de las Definicio-nes de Potencia en Redes Trifásicas. Nueva Propuesta que Refleja el Rendimiento en el Transporte". [51] P519A Task Force of the Harmonic Working Group and SCC22-Power Quality, "Guide for Applying Harmonic Limits on Power Systems". 1994. [52] G. Casaravilla, A. Salvia, C. Briozzo, E.H. Watanabe, "Selective Ac-tive Filter with Remote Harmonic Distortion Control", 10th International Conference on Harmonics and Quality Power, Vol. 2, pp. 478-483. 2002. [53] J. Schlabbach, D. Blume, T. Stephanblome, "Voltage Quality in Elec-trical Power Systems", The Institution of Electrical Engineers, Vol. IEE Power and Energy Series 36. 2001. ISBN: 0-85296-975-9. [54] F. Barrero González, "Análisis Topológico y Funcional de Acondiciona-dores para la Reducción de Perturbaciones en la Red Eléctrica", Tesis Doc-toral. 1995. [55] E. Romero Cadaval, "Filtro activo de corriente con topología de dos convertidores electrónicos en paralelo", Tesis Doctoral. 2004. [56] V.M. Cárdenas Galindo, "Filtros activos híbridos para compensación armónica de corriente y corrección de factor de potencia en sistemas trifási-cos", Tesis Doctoral. 1999. [57] A. Ghosh, G. Ledwich, "Power Quality Enhancement Using Custom Power Devices", Kluwer Academic Publishers, Vol. The Kluwer Interna-tional Series in Engineering and Computer Systems. Agosto 2002. [58] E. Romero, M.I. Milanés, F. Barrero, "Selección del valor de induc-tancia en correctores de corriente en fuente de tensión", Actas SAAEI´02, Vol. 2, pp. 99-102. 2002. [59] R. El Shatshat, M. Kazerani, M.M.A. Salama, "Multi Converter Ap-proach to Active Power Filtering using Current Source Converters", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, pp. 38-45. Enero 2001. [60] S. Kim, P.N. Enjeti, "A New Hybrid Active Power Filter (APF) To-pology", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 17, No. 1, pp. 48-54. Enero 2002.
Bibliografía 53
[61] S. Kumar Jain, Agarwal P., H.O. Gupta, "A Control Algorithm for Compensation of Customer-Generated Harmonics and Reactive Power", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 19, No. 1, pp. 357-366. Enero 2004. [62] K. Chatterjee, B.G. Fernandes, G.K. Dubey, "An Instantaneous Reac-tive Volt-Ampere Compensator and Harmonic Supressor System", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 14, No. 2, pp. 381-392. Marzo 1999. [63] S.-J. Huang, J.-C. Wu, "A Control Algorithm for Three-Phase Three-Wired Active Power Filters Under Nonideal Mains Voltages", IEEE Trans-actions on Power Electronics, Vol. 14, No. 4, pp. 753-760. Julio 1999. [64] A. Chandra, B. Singh, B.N. Singh, K. Al-Haddad, "An Improved Control Algorithm of Shunt Active Filter for Voltage Regulation, Harmonic Elimination, Power-Factor Correction, and Balancing of Nonlinear Loads", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 15, No. 3, pp. 495-507. Mayo 2000. [65] A. Dastfan, V.J. Gosbell, D. Platt, "Control of a New Active Power Filter Using 3-D Vector Control", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 15, No. 1, pp. 5-012. Enero 2000. [66] K.M. Smedley, L. Zhou, C. Qiao, "Unified Constant-Frequency Inte-gration Control of Active Power Filters. Steady-State and Dynamics", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 16, No. 3, pp. 428-436. Mayo 2001. [67] Y. Sato, T. Kawase, M. Akiyama, T. Kataoka, "A Control Strategy for General-Purpose Active Filters Based on Voltage Detection", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 36, No. 5, pp. 1405-1412. Sep-tiembre/Octubre 2000. [68] S. Ogasawara, J. Takagaki, H Akagi, A. Nabae, "A Novel Control Scheme of a Parallel Current-Controlled PWM Inverter", IEEE Transac-tions on Industry Applications, Vol. 28, No. 5, pp. 1023-1030. Septiem-bre/Octubre 1992. [69] H. Akagi, H. Fujita, "A New Power Line Conditioner for Harmonic Compensation in Power Systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 3, pp. 1570-1575. Julio 1995.
54 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[70] S.-I. Hamasaki, M. Cao, A. Kawamura, "Experimental Verification of Disturbance-Observer-Based Active Filter for Resonance Suppression", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 50, No. 6, pp. 1140-1147. Diciembre 2003. [71] F. Barrero, S. Martínez, Martínez, P.M. Yeves, "Active power filters for line conditioning: a critical evaluation", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 15, No. 1, pp. 283-290. Enero 2000. [72] F. Barrero, S. Martínez, F. Yeves, F. Mur, P.M. Martínez, "Univer-sal and reconfigurable to UPS active power filter for line conditioning", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 1, pp. 319-325. Enero 2003. [73] E. Romero, M. I. Milanés, F. Barrero, "Estrategias de operación para un corrector de corriente", XI Reunión de Grupos de Investigación en Inge-niería Eléctrica. 2001. [74] E. Romero, M. I. Milanés, F. Barrero, "Control de corrector de co-rriente mediante sincronización con tensión", XI Reunión de Grupos de In-vestigación en Ingeniería Eléctrica. 2001. [75] H. Fujita, H. Akagi, "The Unified Power Quality Conditioner: The Integration of Series-and Shunt-Active Filters", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 13, No. 2, pp. 315-322. Marzo 1998. [76] M. Karimi-Ghatemani, M. Reza Iravani, "A Method for Synchroniza-tion of Power Electronic Converters in Polluted and Variable-Frecuency Environments", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 19, No. 3, pp. 1263-1270. Agosto 2004. [77] M. Karimi-Ghatemani, M. Reza Iravani, "A Nonlinear Adaptative Fil-ter for Online Signal Analysis in Power Systems: Applications", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 17, No. 2, pp. 617-622. Abril 2002. [78] G.-C. Hsieh, J.C. Hung, "Phase-Locked Loop Techniques - A Survey", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 43, No. 6, pp. 609-615. Diciembre 1996. [79] H. Karimi, M. Karimi-Ghatemani, M. Reza Iravani, A.R. Bakhshai, "An Adaptative Filter for Synchronous Extraction of Harmonics and Dis-tortions", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 4, pp. 1350-1356. Octubre 2003.
Bibliografía 55
[80] J.W. Dixon, J.J. García, L. Morán, "Control System for Three-Phase Active Power Filter Which Simultaneously Compensates Power Factor and Unbalanced Loads", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 42, No. 6, pp. 636-641. Diciembre 1995. [81] S. Luo, Z. Hou, "An Adaptative Detecting Method for Harmonic and Reactive Currents", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 42, No. 1, pp. 85-89. Febrero 1995. [82] L.A. Morán, J.W. Dixon, R.R. Wallace, "A Three-Phase Active Power Filter Operating with Fixed Switching Frecuency for Reactive Power and Current Harmonic Compensation", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 42, No. 4, pp. 402-408. Agosto 1995. [83] D. Jovcic, "Phase-Locked Loop System for FACTS", IEEE Transac-tions on Power Systems, Vol. 18, No. 3, pp. 1116-1124. Agosto 2003. [84] P. Rodríguez, J. Bergas, I. Candela, "Nueva Estructura de PLL Apli-cada al Control de un Acondicionador Dinámico de Tensión", Actas XII Reunión de Grupos de Investigación en Ingeniería Eléctrica (Córdoba). 2002. [85] V. Kaura, V. Blasko, "Operation of a Phase Locked Loop System Un-der Distorted Utility Conditions", IEEE Transactions on Industry Applica-tions, Vol. 33, No. 1, pp. 58-63. Enero/Febrero 1997. [86] S.-K. Chung, "A Phase Tracking System for Three Phase Utility Inter-face Inverters", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 15, No. 3, pp. 431-438. Mayo 2000. [87] J. Phinney, D.J. Perreault, "Filters With Active Tuning for Power Applications", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 18, No. 2, pp. 636-647. Marzo 2003. [88] P. Jintakosonwit, H. Fujita, H. Akagi, "Control and Perfomance of a Fully-Digital-Controlled Shunt Active Filter for Installation on a Power Distribution System", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 17, No. 1, pp. 132-140. Enero 2002. [89] S. Väliviita, "Zero-Crossing Detection of Distorted Line Voltages Using 1-b Measurements", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 46, No. 5, pp. 917-922. Octubre 1999.
56 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[90] O. Vainio, S.J. Ovaska, M. Pöllä, "Adaptative Filtering Using Multi-plicative General Parameters for Zero-Crossing Detection", IEEE Transac-tions on Industrial Electronics, Vol. 50, No. 6, pp. 1340-1342. Diciembre 2003. [91] M. Karimi-Ghatemani, M.R. Iravani, "A New Phase-Locked Loop (PLL) System", Proceedings of the 44th IEEE 2001 Midwest Symposium on Circuits and System, pp. 421-424. 2001. [92] M. Karimi-Ghatemani, H. Moktari, M. Reza Iravani, M. Sedighy, "A Signal Processing System for Extraction of Harmonics and Reactive Cur-rent of Single-Phase Systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 19, No. 3, pp. 979-986. Julio 2004. [93] G. Sybille, H. Le-Huy, "Digital Simulation of Power Systems and Power Electronics using the MATLAB/Simulink Power System Blockset", IEEE Power Engineering Society - Winter Meeting 2000 Special Technical Session, pp. 2973-2982. 2000. [94] C. Zhan, C. Fitzer, V.K. Ramachandaramurthy, A. Arulampalam, M. Barnes, N. Jenkins, "Software Phase-Locked Loop applied to Dynamic Voltage Restorer (DVR)", IEEE Power Eng. Soc. Winter Meeting. Conf., Vol. 3, pp. 1033-1038. 2001. [95] A.E. Emanuel, "Summary of IEEE Standard 1459: Definitions for the Measurement of Electric Power Quantities Under Sinusoidal, Nonsinusoidal, Balanced, or Unbalanced Conditions", IEEE Transactions on Industry Ap-plications, Vol. 40, No. 3, pp. 869-876. Mayo/Junio 2004. [96] A.E. Emanuel, "Introduction to IEEE Trial-Use Standard 1459-2000", Power Engineering Society Summer Meeting 2002 IEEE, Vol. 3, pp. 1674-1676. 21-25 Julio 2002. [97] E.W. Gunther, M.F. McGranaghan, "Power Measurements in Dis-torted and Unbalanced Conditions - An Overview of IEEE Trial-Use Stan-dard 1459-2000", Power Engineering Society Summer Meeting 2002 IEEE, Vol. 2, pp. 930-934. 21-25 Julio 2002. [98] C. Gherasim, J. Van den Keybus, J. Driesen, R. Belmans, "DSP Im-plementation of Power Measurements According to the IEEE Trial-Use Standard 1459", IEEE Transactions on Instrumentation and Measurement, Vol. 53, No. 4, pp. 1086-1092. Agosto 2004.
Bibliografía 57
[99] M. Brent Hughes, "Electronic Power Measurements - A Utility's Per-spective", IEEE PES Summer Meeting 2002, Vol. 3, pp. 1680-1681. 2002. [100] A.E. Emanuel, "On the Assessment of Harmonic Pollution ", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 3, pp. 1693-1698. Julio 1995. [101] A.E. Emanuel, "Apparent Power Definitions for Three-Phase Sys-tems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 14, No. 3, pp. 767-772. Julio 1999. [102] L.S. Czarnecki, "Power related phenomena in three-phase unbalanced systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 10, No. 3, pp. 1168-1176. Julio 1995. [103] M. Munday, D.G. Hart, "Methods for Electric Power Measurements", Power Engineering Society Summer Meeting 2002 IEEE, Vol. 3, pp. 1682-1685. 2002. [104] R. Arsenau, G.T. Heydt, M.J. Kempker, "Application of IEEE Estándar 519-1992 Harmonic Limits for Revenue Billing Meters", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 12, No. 1, pp. 346-353. Enero 1997. [105] F. De León, J. Cohen, "Inconsistencias de las Definiciones de Potencia y Factor de Potencia en Circuitos No Lineales y/o Desbalanceados ¿Es la Nueva Norma IEEE 1459-2000 la Solución?", RVP-AI/02-SIS-23 Reunión de Verano Capítulo de Potencia de IEEE (Sección Mexico) , pp. 001-007. Julio 2002. [106] R. Arseneau, "Calibration System for Power Quality Instrumentation", Power Engineering Society Summer Meeting, 2002 IEEE, Vol. 3, pp. 1686-1689. 2002. ISBN: 0-7803-7518-1. [107] P. Salmerón, J.C. Montaño, J.R. Vázquez, J. Prieto, A. Pérez, "Compensation in Nonsinusoidal, Unbalanced Three-Phase Four-Wire Sys-tems With Active Power-Line Conditioner", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 19, No. 4, pp. 1968-1974. Octubre 2004. [108] M.P. Kazmierkowski, L. Malesani, "Current Control Techniques for Three-Phase Voltage-Source PWM Converters: A Survey", IEEE Transac-tions on Industrial Electronics, Vol. 45, No. 5, pp. 691-703. Octubre 1998. [109] S. Buso, L. Malesani, P. Mattavelli, "Comparison of Current Control Techniques for Active Filter Applications", IEEE Transactions on Indus-trial Electronics, Vol. 45, No. 5, pp. 722-729. Octubre 1998.
58 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[110] S. Fukuda, T. Yoda, "A Novel Current-Tracking Method for Active Filters Based on a Sinusoidal Internal Model", IEEE Transactions on In-dustry Applications, Vol. 37, No. 3, pp. 888-895. Mayo/Junio 2001. [111] L. Malesani, P. Tenti, "A Novel Hysteresis Control Method for Cur-rent-Controlled Voltage-Source PWM Inverters with Constant Modulation Frecuency", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 26, No. 1, pp. 88-92. Enero/Febrero 1990. [112] L. Malesani, P. Mattavelli, P. Tomasin, "Improved Constant-Frecuency Hysteresis Current Control of VSI Inverters with Simple Feed-forward Bandwidth Prediction", IEEE Transactions on Industry Applica-tions, Vol. 33, No. 5, pp. 1194-1202. Septiembre/Octubre 1997. [113] L. Malesani, P. Mattavelli, P. Tomasin, "High-Performance Hystere-sis Modulation Technique for Active Filters", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 12, No. 5, pp. 876-884. Septiembre 1997. [114] S. Buso, S. Fasolo, L. Malesani, P. Mattavelli, "A Dead-Beat Adap-tative Hysteresis Current Control", IEEE Transactions on Industry Appli-cations, Vol. 36, No. 4, pp. 1174-1180. Julio/Agosto 2000. [115] S. Bhattacharya, A. Veltman, D.M. Divan, D. Lorenz, "Flux-Based Active Filter Controller", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 32, No. 3, pp. 491-502. Mayo/Junio 1996. [116] P. Chiang Loh, D. Grahame Holmes, "A Multidimensional Variable Band Flux Modulator for Four-Phase-Leg Voltage Source Inverters", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 18, No. 2, pp. 628-635. Marzo 2003. [117] A. Kawamura, T. Haneyoshi, R.G. Hoft, "Deadbeat Controlled PWM Inverter with Parameter Estimation Using Only Voltage Sensor", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 3, No. 2, pp. 118-125. Abril 1988. [118] E. Aldabas, L. Romeral, J. Llaquet, A. Arias, "Current Controller for Low Switching Frequency by means of Increasing the Null Vectors Time Application", Actas IECON'02. 2002.
Bibliografía 59
[119] A. Pérez, J. Prieto, P. Salmerón, Vázquez J.R., "Diseño y realiza-ción de un acondicionador activo de potencia para compensación estática de cargas no lineales", Actas XII Reunión de Grupos de Investigación en Inge-niería Eléctrica (Córdoba). 2002. [120] A.M. Khambadkone, J. Holtz, "Fast Current Control for Low Har-monic Distortion at Low Switching Frecuency", IEEE Transactions on In-dustrial Electronics, Vol. 45, No. 5, pp. 745-751. Octubre 1998. [121] M. Dawande, G.K. Dubey, "Bang-Bang Current Control with Prede-cided Switching Frecuency for Switch-Mode Rectifiers", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 46, No. 1, pp. 61-66. Febrero 1999. [122] L. Malesani, P. Mattavelli, S. Buso, "Robust Dead-Beat Current Control for PWM Rectifiers and Active Filters", IEEE Transactions on Industry Applications, Vol. 35, No. 3, pp. 613-620. Mayo/Junio 1999. [123] B.-H. Kwon, B.D. Min, J.-H. Youm, "An Improved Space-Vector-Based Hysteresis Current Controller", IEEE Transactions on Industrial Electronics, Vol. 45, No. 5, pp. 752-760. Octubre 1998. [124] D. Nahum Zmood, D. Grahame Holmes, "Stationary Frame Current Regulation of PWM Inverters With Zero Steady-State Error", IEEE Trans-actions on Power Electronics, Vol. 18, No. 3, pp. 814-822. Mayo 2003. [125] C. Brandao Jacobina, A.M. Nogueira Lima, E.R. Cabral da Silva, R.N. Cunha Alves, P.F. Seixas, "Digital Scalar Pulse-Width Modulation: A Simple Approach to Introduce Non-Sinusoidal Modulating Waveforms", IEEE Transactions on Power Electronics, Vol. 16, No. 3, pp. 351-359. Ma-yo 2001. [126] E. Romero, M.I. Milanés, F. Barrero, J.M. Montero, "Análisis de diferentes estrategias de generación PWM a baja frecuencia", Actas XII Reunión de Grupos de Investigación en Ingeniería Eléctrica (Córdoba). 2002. [127] E. Romero, M.I. Milanés, F. Barrero, J.M. Montero, "Switching signals generation technique for minimizing the RMS tracking error in ac-tive filters", Actas ICREPQ'03. 2003. [128] F. Barrero, E. Romero, M.I. Milanés, "Control Strategies for Active Power Filters", Actas ICREPQ'04. 2004.
60 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[129] A. Ghosh, G. Ledwich, "Load Compensating DSTATCOM in Weak AC Systems", IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 18, No. 4, pp. 1302-1309. Octubre 2003. [130] "RD 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las activida-des de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedi-miento de autorización de instalaciones de energía eléctrica", BOE 27/12/00, No. 310. 2000. [131] "Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico", BOE 28/11/97, No. 285. 1997. [132] "Orden ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se regula el proce-dimiento de medida y control de la continuidad del suministro ", BOE 13/04/02, No. 89. 2002. [133] Dirección General de Política Energética y Minas. Ministerio de In-dustria, Turismo y Comercio., "Calidad de Continuidad en el Suministro. Índices de calidad 2003.", http://www6.mityc.es/energia/, (consultada en Diciembre de 2004). [134] Comunidad Autónoma de Extremadura, "Ley 2/2002, de 25 de abril, de protección de la calidad del suministro eléctrico en Extremadura", DOE 14/05/02, No. 55. 2002. [135] Comunidad Autónoma de Extremadura, "Decreto 13/2004, de 26 de febrero, por el que se regula el procedimiento de control de la continuidad en el suministro eléctrico y las consecuencias derivadas de su incumplimien-to", DOE 4/03/04, No. 26. 2004. [136] J.C. Campos, M.A. Pérez, S. Martínez, "Descripción, causas, efectos y solución de las perturbaciones en la red eléctrica", Nº R.P.I. 103.668. 2001. [137] S. Martínez, "Alimentación de equipos informáticos y otras cargas críticas", McGraw-Hill, Vol. Serie McGraw-Hill de Electrotecnologías. 1992. ISBN: 84-7615-920-X. [138] J.A. Santiago Bernal, "Normativa Reguladora de la Calidad en el Sumnistro Eléctrico", I Jornadas de Calidad del Suministro Eléctrico y CEM. Noviembre 2004. [139] AENOR, "Asociación Española de Normalización y Certificación", http://www.aenor.es, (consultada en Diciembre 2004).
Bibliografía 61
[140] AENOR, "UNE-EN 50160: Características de la tensión suministrada por las redes generales de distribución". 2001. [141] AENOR, "UNE-EN 61000. Compatibilidad Electromagnética". [142] L.I. Eguíluz, "Potencia en régimen no-sinusoidal", Servicio de publica-ciones de la Universidad de Cantabria. 2003. ISBN: 84-8102-321-3. [143] "RD 2392/2004, de 30 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para 2005", BOE 31/12/04, No. 315. 2004. [144] L.I. Eguíluz, "Facturación de la electricidad: Calidad y eficiencia", Seminario Nuevo Marco Energético. Universidad Internacional Menéndez Pelayo.. Julio 2003. [145] IEEE Estándar, "IEEE Standard 519-1992. IEEE Recommended Prac-tices and Requirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems ". 1992. ISBN: 0-7381-0915-0. [146] IEEE Estándar, "IEEE Standard 1159-1995. IEEE Recommended Practice on Monitoring Electrical Power Quality". 1995. ISBN: 0-7381-1114-7. [147] IEEE Estándar, "IEEE Standard 1366-2003. IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices". 2004. ISBN: 0-7381-3890-8. [148] IEEE Estándar, "IEEE Standard C62.41-1991. IEEE Recommended Practice for Surge Voltages in Low-Voltage AC Power Circuits ". 1991. ISBN: 0-7381-0928-2. [149] IEC Estándar, "IEC 60816-1984. Guide on Methods of Measurement of Short Duration Transients on Low-Voltage Power and Signal Lines". 1984. [150] "EN 61000-2-1. Electromagnetic environment for low-frequency con-ducted disturbances and signalling in public power supply systems". 1990. [151] "EN 61000-2-8. Voltage dips and short interruptions on public electric power supply systems with statistical measurement results". 2002. [152] IEEE Estándar, "IEEE Standard 1459-2000. IEEE Trial-Use Standard Definitions for the Measurement of Electric Power Quantities Under Sinu-soidal, Non-Sinusoidal, Balanced, or Unbalanced Conditions". 2000.
62 Calidad de servicio en un sistema eléctrico de potencia
[153] N. Mohan, T. M. Undeland, W. P. Robbins, "Power Electronics: Converters, Applications and Design", John Wiley & Sons, Inc. . 2003. ISBN: 0-471-22693-9.
Índice
1 Introducción ....................................................................................1
2 Calidad de servicio ..........................................................................2
2.1 Continuidad del suministro ............................................... 3
2.2 Calidad del producto ........................................................ 8
2.3 Calidad de atención al consumidor .................................. 19
3 Calidad de la forma de onda de la tensión debido a la inyección de
corrientes armónicas......................................................................19
3.1 Estándares y normas relacionadas con la emisión de
corrientes armónicas...................................................... 20
3.2 Soluciones para la mejora de la calidad de onda de la
tensión en el PCC.......................................................... 24
4 Tendencias en la medida y facturación de la potencia eléctrica ....32
4.1 Revisiones de las definiciones de potencia ........................ 33
4.2 Tendencias en la medida de la potencia eléctrica .............. 40
4.3 Tendencias en la facturación de la energía eléctrica.......... 43
5 Bibliografía....................................................................................47
Top Related