UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA

ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

PROGRAMA DE TITULACIÓN POR ACTUALIZACIÓN 2004

CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

FLUCTUACIONES DE TENSIÓN E INTERRUPCIONES

CONTENIDO

• CAP. 1 - INTRODUCCIÓN, CALIDAD DE ENERGÍA Y TENSIÓN.

• CAP. 2 – INTERRUPCIONES LARGAS • CAP. 3 - INTERRUPCIONES CORTAS• CAP. 4 – FLUCTUACIONES DE TENSIÓN• CAP. 5 – COMPORTAMIENTO DE LOS EQUIPOS POR

FLUCTUACIONES DE TENSIÓN.• CAP. 6 - MITIGACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES Y

FLUCTUACIONES DE TENSIÓN.

Cap. 1 – INTRODUCCIÓN, CALIDAD DE ENERGÍA Y TENSIÓN

1.1 CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

EL TÉRMINO DE “CALIDAD EN EL SERVICIO” FUE MENCIONADO POR PRIMERA VEZ EN 1968 EN UN ESTUDIO DE LA MARINA DE EE.UU PARA SU EQUIPO ELECTRÓNICO.

EL RECIENTE INCREMENTO EN LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO SE EXPLICA POR LOS SIGUIENTES HECHOS.

• LOS EQUIPOS ELÉCTRICOS Y ELECTRÓNICOS ACTUALES SON MÁS SENSIBLES A LAS PERTURBACIONES DE TENSIÓN QUE SUS SIMILARES DE HACE 10 Ó 20 AÑOS

• LOS EQUIPOS CAUSAN PERTURBACIONES DE TENSIÓN. LOS EQUIPOS ELECTRÓNICOS DE POTENCIA CAUSAN PERTURBACIONES A USUARIOS EN LA RED. LAS COMPUTADORAS, EQUIPOS ELECTRÓNICOS DOMÉSTICOS Y VARIADORES DE VELOCIDAD CREAN DISTORSIONES EN LA CORRIENTE Y ARMÓNICOS.

• EL USUARIO ACTUALMENTE EXIGE QUE LE DEN UN SERVICIO DE CALIDAD.

• LAS EMPRESAS DE ENERGÍA TIENEN COMO OBJETIVO DAR UN SERVICIO DE CALIDAD.

• LA CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO PUEDE SER PLENAMENTE MEDIDA.

1.2 .CALIDAD DE TENSION

ESTUDIA LAS DESVIACIONES DE LA TENSIÓN RESPECTO DE SU VALOR IDEAL:

SINUSOIDE DE FRECUENCIA Y MAGNITUD UNICA .

1.3 REVISION DE FENOMENOS QUE PRODUCEN PERTURBACIONES EN LA TENSION

A) VARIACIONES DE LA MAGNITUD DE LA TENSIÓN DEBIDA A:• VARIACION DE CARGA EN EL SISTEMA DE DISTIBUCIÓN• ACCION DE LOS CAMBIADORES DE TOMAS DE TRANSFORMADORES

CONEXIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES O REACTORES.

B) VARIACION DE LA FRECUENCIA DE LA TENSION: POR DESBALANCE ENTRE GENERACIÓN Y CARGA.

C) VARIACION DE LA MAGNITUD DE LA CORRIENTE

D) VARIACION DEL F. DE P.

E) DESBALANCE DE TENSIÓN Y CORRIENTE: en un sistema trifásico el desbalance de magnitud o fase depende de:

• La relación componentes de secuencia neg. a componentes de secuencia pos. de tensión.

• La relación entre la diferencia de magnitud maxíma y mínima de tensión al promedio de los valores de tensión.

• La diferencia entre los valores maxímo y mínimo de fase entre fases consecutivas.

G) FLUCTUACION DE LA TENSION

Si la magnitud de la tensión varía ,la potencia absorbida por diferentes equipos tambien varia.

H) DISTORCION POR ARMÓNICOS DE CORRIENTE

La presencia de armónicos en la corriente de carga origina distorsión armónica en la tensión como se aprecia en las figuras 1.6 ( variador de velocidad) y 1.7 ( inversor dc/ac)

• Fig. 1.6

• Fig. 1.7

I) COMPONENTES INTERARMÓNICAS DE TENSIÓN Y CORRIENTE

Algunos equipos producen corrientes con componentes cuya frecuencia no es múltiplo entero de la fundamental, por ejem los cicloconvertidores, hornos de arco y algunos tipos de controladores de calentamiento eléctrico. A estos componentes de la I se les denomina interarmónicos.

J) “PICADO” PERIODICO DE LA TENSIÓN

En los rectificadores trifásicos la conmutación entre un tristor y otro produce cortocircuitos con duración menor a 1 ms lo que resulta en el picado o muesca de la onda de tensión como se muestra en la fig. 1.8

K) SUPERPOSICION DE SEÑALES DE ALTA FRECUENCIA

El uso de señales de alta frecuencia ( 3 a 148.5 khz) para fines de comunicación ,como la onda portadora ,superpuestas a la tensión del sistema distorsiona la tensión creando ruido.

1.4 EVENTOS

• Los eventos son fenómenos que se producen muy de vez en cuando .

• A) Interrupción : condición en la cúal la tensión en el punto de suministro es cercana a cero,( norma IEC < 1% de la Vnominal)

• Fig. 1.8

• Las interrupciones normalmente se inician en:• fallas, rotura de conductores, funcionamiento defectuoso de las protecciones o

acción del operador.

B) SUBTENSIONES

Las subtensiones de corta duración se les denomina “combas, “ (voltage sags) las de larga duración se denominan subtensiones simplemente.

C) VARIACION DE TENSION POR PASOS

Producidas por conexión de cargas, acccionamiento de cambiadores de tomas de transformadores, conexión de bancos de condensadores etc.

1.5 EVENTOS ASOCIADOS A LA MAGNITUD DE LA TENSION

Un evento de magnitud de tensión es una desviación significante del valor normal de la tensión con una duración determinada. Una clasificación de eventos de tensión según la IEC se muestra en la figura . 1.16 en la que:

• Interrupción: Magnitud de la tensión es cero• Subtensión : Magnitud de la tensión < valor nominal• Sobretensión : Magnitud de tensión > valor nominal

Respecto a la duración de los eventos se clasifica en :

• FIG. 1.16

• Muy cortos : Transitorios y eventos autorestaurativos• Cortos : Restauración automática a la situación pre evento• Largos : Restauración manual a la situación pre evento• Muy largos: Reparaciones, reemplazo de componentes dañados

CAP. 2 INTERRUPCIONES LARGAS Una interrupción larga es un evento en que la tensión cae a cero y no se restaura

automaticamente teniendo una duración mínima de 3 minutos.

2.1 CAUSAS: ESTAS INTERRUPCIONES SE DEBEN A SALIDAS DE SERVICIO POR:

A) Cortocircuitos en componentes del sistema de potencia

B) Sobrecarga en transformadores

C) Rechazo por baja frecuencia

En los sistemas de distribución se acentua más debido a que son predominantemente radiales, no así en la red de transmisión que es mallada (redundancia)

D) Operación defectuosa de las protecciones: baja incidencia

E) Acción del operador: por mantenimiento preventivo, correctivo . Estas interrupciones se programan pudiendo el usuario tomar precauciones.

• 2.2 INDICADORES BÁSICOS• La prevención de interrupciones largas han sido motivo de preocupación por parte

de las empresas del sector y su cantidad y duración constituyen la medida.• En nuestro país se ha emitido el DS.020-97-EM• “ NORMA TECNICA DE CALIDAD DE LOS SERVICIOS ELECTRICOS “• Que establece los indicadores de Calidad de Suministro referente a Interrupciones

y las Compensaciones por mala calidad de suministro.

• 2.3 COSTO DE LAS INTERRUPCIONES• Varios autores concluyen que el costo de las interrupciones dependen de la

confiabilidad de los sistemas eléctricos mostrando su relación en la fig. 2.40 .• La idea es que un sistema más confiable es más costoso de construir y operar

bajando los costos de interrupción. LA curva ded costo total muestra la confiabilidad óptima.

• Los costos están constituídos por :• A) Costos directos: directamente atribuibles a la interrupción como pérdida de

material, de producción, mano de obra durante periodos no productivos, sobretiempos para recuperar la producción atrasada , etc.

• B) COSTOS INDIRECTOS: son más difíciles de evaluar. Ejem. Una empresa puede perder clientes por las demoras en sus entregas,

• una planta decide invertir en generación de emergencia, • Una fábrica se muda a una zona donde el suministro tenga menos interrupciones

• CAP. 3 INTERRUPCIONES CORTAS• Cuando el suministro es repuesto automáticamente luego de una interrupción con

una duración menor a 3 minutos se denomina interrupción corta. Ejm:

• En Distribución :Accionamiento de un recloser • En Transmisión : Recierre exitoso en lineas

• 3.1 ORIGEN DE LAS INTERRUPCIONES CORTAS• A) En las redes de distribución : Fig. 3.1 La mayoría de fallas en líneas aéreas son

de naturaleza transitoria ,como la descarga de un rayo en la línea la que inyecta una elevada corriente que produce una onda escarpada de tensión. Si tomamos valores típicos I pico = 20 kA, Z onda = 200 ohm la tensión teórica puede alcanzar:

• V pico = (Zonda/2) * Ipico = 100 ohm x 20 kA = 2000 kV

• En la práctica no se alcanza este valor porque antes se produce un “flashover “ o contorneo a tierra o entre fases . La acción de la protección elimina la falla suprimiendo el arco . El recierre automático restaura el servicio sin daños al sistema.

• De igual forma objetos pequeños pueden constituirse en trayectorias temporales a tierra produciendo cortos circuitos transitorios. Por ejemplo, la rama de un árbol que cae sobre un conductor puede continuar hasta tierra o carbonizarse debido a la alta corriente durante la falla, dejando sólo un arco, el cual desaparece tan pronto interviene la protección. La duración de la interrupción debido a una falla transitoria puede reducirse enormemente restaurando automáticamente el suministro.

• B) Ahorro en fusibles .- • Una práctica asociada al uso de reclosers en interrupciones cortas es el ahorro de

fusibles. Como se muestra en la fig. 3.1 los laterales en un alimentador se protegen con fusibles de expulsión lentos , que no operan con fallas transitorias las cuales on eliminadas por el recloser o interruptor restaurando el servicio automáticamente..

• Una falla permanente también puede ser eliminada por el interruptor/recloser pero produciría un interrupción larga. En su lugar es eliminada por los fusibles de expulsión. Para esto el recloser tiene dos seteos: disparo instantáneo y disparo temporizado. . La coordinación de la protección debe realizarse de tal manera que el disparo instantáneo sea más rápido que los fusibles y el temporizado sea más lento que los fusibles para cualquier falla.

• Fig. 3.2

• C) Magnitud de la tensión debido a los recierres

• La combinación de reclosers y fusibles descrita anteriormente origina eventos en la tensión de los usuarios. En la fig. 3.2 se muestra el perfil de tensiones para un usuario en el alimentador en falla (1) y para un usuario en otro alimentador sano de la misma barra (2) . El tiempo A es la eliminación de la falla y B el intervalo antes del recierre.

• El usuario en el alimentador en falla (línea continua) ,experimentara un descenso de tensión similar en causa y magnitud a una “ comba” en la tensión . La diferencia entre los 2 usuarios se ve en el efecto de la eliminación de la falla . En el alimentador sano la tensión se recupera a su valor pre falla . El usuario solo experimentará una “comba “de tensión. La tensión se hace cero en el alimentador en falla.

• El usuario en el alimentador sano verá una comba de tensión durante el tiempo de eliminación de falla .En el momento que el recloser abre, la tensión se recupera ( linea punteada). Si la falla persistiera despues del primer recierre , el usuario en el alimentador sano verá una segunda comba de tensión y el usuario en el circuito en falla vera una interrupción corta o larga.

• En la fig. 3.3 se muestra los registros reales de lo anterior. La gráfica superior corresponde a un usuario en un circuito sano (línea punteada ) y la gráfica inferior corresponde a un usuario en el circuito con falla (línea continua ) .

• El tiempo de eliminación de la falla es de aprox. 2 ciclos y el tiempo muerto es de aprox 2 segundos. El primer recierre no es exitoso, el segundo si. En la figura superior se aprecia que la comba de tensión es del 75% del valor nominal con una duración de 2 ciclos.

• En la figura inferior la reducción de tensión es al 50% de V nominal durante 2 ciclos seguida de tensión cero por 2 segundos .

• FIG. 3.3

• D) Tensiones durante las interrupciones

• El momento que el disyuntor de la fig. 3.1 abre, el alimentador y la carga dejan de estar alimentados, la tensión se va a cero muy rápidamente. Hay sin embargo situaciones en las que la tensión se reduce a cero relativamente despacio o permanece en un valor diferente a cero, no siendo una interrupción; pero el origen es el mismo que el de una interrupción por lo que es conveniente describir esta situación.

• Los motores de inducción pueden mantener tensión durante algunos ciclos hasta que se extinga el campo del rotor.

• Los motores síncronos conservan su campo aunque haya cesado la tensión en bornes manteniendo alguna tensión hasta que se detenga la carga lo que puede tomar varios segundos. Normalmente la protección de mínima tensión dispara luego de 1 seg aislandolo de la red.

• Cuando se tiene Generadores síncronos o de inducción en la red (aerogeneradores, cogeneración) pueden mantener la tensión aún durante interrupciones largas.

• 3.2 MONITOREO DE INTERRUPCIONES CORTAS• Dado que las interrupciones cortas se originan en recierres automáticos su registro

requiere equipo de monitoreo automático. A diferencia de las interrupciones largas las interrupciones cortas pueden pasar desapercibidas; razón por la cual las empresas de energía no registran ni publican, rutinariamente, esta información.

• Uno de los problemas para reunir esta información de manera rutinaria requiere instalar equipo de monitoreo en todas las salidas de una subestación, alimentadores en distribución, etc., lo que hace su instalación costosa.

• En la gráfica 3.5 se muestran algunos resultados estadísticos de una empresa en norteamérica, en la que las ordenadas representan la frecuencia de interrupción por año y en las absisas se muestran la duración de la interrupción.

• 3.2.1 Eventos Múltiples• Una consecuencia directa de los recierres es que un usuario puede experimentar dos

o más eventos en un intervalo corto. Cuando un cortocircuito persiste después del primer recierre los usuarios alimentados por este circuito experimentarán un segundo evento debido al segundo recierre. De persistir la falla el circuito se abre permanentemente convirtiéndose en una interrupción larga. Los usuarios alimentados por el circuito sano, experimentarán dos combas de tensión en un período corto de tiempo.

• 3.3 INFLUENCIA EN LOS EQUIPOS• Durante una interrupción corta la tensión es cero, por lo que el suministro de

potencia a los usuarios es nulo. Las consecuencias temporales de éstos son, falta de iluminación, reducción en la velocidad de los motores, las pantallas borradas, etc. Esto dura solamente unos cuantos segundos pero las consecuencias tienen una duración mayor, tales como interrupción de procesos productivos, pérdida de información, evacuación de edificios por falsas alarmas y algunas veces daño cuando se restaura la tensión.

• Para los equipos más sensibles no hay un límite definido entre comba de tensión e interrupción; una interrupción puede ser vista como una comba muy severa.

• 3.4 DISPAROS MONOFÁSICOS• Los disparos monofásicos se emplean en los sistemas de transmisión para

mantener el sincronismo entre ambos lados de la línea. La corriente de falla continúa fluyendo por las fases sanas, esto reduce la posibilidad que la falla se extinga incrementando el número de intentos de recierre y el número de interrupciones largas. Si el recierre es exitoso, este procedimiento tiene claras ventajas sobre un disparo trifásico y se justifica tratar este tema. Examinaremos las tensiones que ve el usuario durante los disparos monofásicos. Se deben distinguir dos situaciones diferentes, asumiendo una falla monofásica a tierra seguida del disparo de la fase en falla.

La trayectoria de baja impedancia entre la fase en falla y tierra esta presente de tal manera que la tensión en la fase en falla es cero. Denominamos a este tiempo periodo de falla

La falla se ha extinguido, el corto circuito se ha convertido en circuito abierto por que el disyuntor en esa fase esta todavía abierto, denominando a este tiempo periodo pos-falla.

3.4.1 Tensión durante periodo de falla

Las tensiones de fase durante la falla en la fase a en p.u. son:

Va = 0 Vb = -(1/2) – (1/2)j √3 Vc = -(1/2) + (1/2)j√3

En la fig 3.9 se muestra el diag. Fasorial en el que el trazo contínuo son las tensiones durante falla y el trazo discontinuo las tensiones pre falla ( tensiones 3 Ǿ balanceadas) .Si se produce disparo monofásico en BT los usuarios en esa fase tendrán interrupciones ;más no los ususarios de las otras fases. El disparo monofásico reduce a la tercera parte las interrupciones.

• Fig. 3.5

• FIG. 3.9

• Cuando se tiene disparos monofásicos en redes de MT con cargas en conexión delta, se tiene las siguientes tensiones de fase .Ningún usuario experimenta tensión cero, 2/3 de ellos reciben una tensión 58% V nominal y un desfase de 30 º.

• FIG. 3.10

• 3.4.2 Tensión : Periodo Post – falla• Cuando se extingue la falla la situación en la fase en falla cambia de un corto circuito

a circuito abierto. En muchos casos se da un cambio en la tensión que no es igual a cero. La tensión en la fase en falla depende del tipo de carga conectada. Para conocer esta tensión requerimos conocer el acoplamiento entre fases o usar la teoría de componentes simétricas.

• Para analizar un circuito abierto, el sistema tiene que modelarse visto desde este punto con los circuitos equivalentes de secuencia ,fig. 3.11. Las tensiones y corrientes en este punto se pueden calcular para diferentes tipos de fallas de circuito abierto conectando las redes de secuencia de diferente manera. Para una falla en la fase (a) , circuito abierto se tiene:

• ΔVb = 0 ΔVc = 0 Ia = 0

• Transformando estas ecuaciones a componentes simétricas tenemos:

• I1 + I2 + I0 = 0 ΔV1 = ΔV2ΔV1 = ΔV0

• Estas expresiones corresponden a la conexión de las redes de secuencia como se muestra en la fig. 3-12 donde :

• Fig. 3.11

• la caída de tensión de sec. Pos. En el punto del circuito abierto es puede escribir como:

• La tensión en la fase en falla esta dada por la ecuación 3.12 en la que se simplifica la Z de las fuentes pudiendo expresarse por las siguientes ecuaciones :

• De la Ec.< 3.15 se aprecia que la tensión en la carga durante la interrupción se puede calcular para cualquier tipo de carga y depende de la relación de las impedancias de secuencia de la carga.

• Cargas conectadas en Estrella: las tres admitancias son iguales :

• YL1 = Y L2 = YL0 lo cual resulta en Va = 0 Este tipo de carga no afecta la tensión en la fase abierta.

• Cargas conectadas en Delta:• Para este tipo de cargas las impedancias de sec. Positiva y negativa son iguales y

la Z de secuencia cero es infinita debido a que no hay trayectoria de retorno donde Y L1 = YL2 y YL0 =0 lo que resulta en Va = - ½

• 3.4.3 Corrientes Durante Periodo de falla:• Como se ha vista en la sección anterior la tensión en la fase en falla no es

necesariamente cero que implica la existencia de una corriente diferente de cero durante la falla; esto dificulta la eliminación de la falla. Para calcular la corriente despues del disparo monofásico y antes de la eliminación de la falla consideramos el circuito de la fig. 3.15

• .

• Con la ec. 3.26 se determinan las componentes de la tensión del punto abierto y con la ec. 3.23 y sabiendo que :

• I’a = I’o + I’1 + I’2

• obtenemos la expresión de la I de falla después de un disparo monofásico:

• I’a = 2/3ZL1 - 1/3ZL2 - 1/3ZL0

• Vemos que la corriente depende de las impedancias de secuencia de la carga. Dado que estas impedancias son mucho mayores que las impedancias de las fuentes (por un factor de 10 a 20) la corriente es menor que el valor original de la falla.

• 3.5 PREDICCION ESTOCÁSTICA DE INTERRUPCIONES CORTAS• Para poder estimar el Nº de interrupciones en un alimentador cualquiera se

requiere la siguiente información:• Tasa de falla por km para el circuito principal y los laterales• Longitud del circuito principal y de los laterales• Tasa de recierres exitosos: primer recierre, segundo recierre, etc.• Ubicación de los interruptores (reclosers) y fusibles

• Utilizando la red de distribución de la fig. 3.16 para la cúal se tiene los siguientes datos:

• Tasa de falla del alimentador principal: 0.1 fallas/año-km• Tasa de falla de laterales: 0.25 fallas/año- km• Tasa de primer recierre exitoso: 75% ( 25% de los casos requieren 2do

recierrre)• Tasa segundo recierre exitoso: 10% de las fallas ( En 15% de las fallas

el segundo recierre no elimina la falla convirtiendose en interrupciones largas.)

• Fig. 3.16

• El proceso de recierre es el siguiente:• 1. El interruptor abre instantáneamente por sobrecorriente debido a la falla.• 2. Se mantiene abierto por un tiempo breve ( 1 seg) ; el 75% de las fallas se

eliminan en este tiempo.• 3. El interruptor cierra ; si la falla persiste el interruptor abre instantaneamente

nuevamente por sobrecorriente. Esto sucede el 25% de los casos.• 4. El interruptor “espera” ahora un tiempo mas largo (5 seg) .El 10% de las fallas se

eliminan en esta etapa.• 5. El interruptor cierra por segunda vez. Si la falla persiste, el interruptor se mantiene

cerrado hasta la fusión del fusible que protege al lateral en falla.• 6. De persistir la falla, ( si la corriente excede su limite) despues del tiempo

necesario para operación del fusible , el interruptor abre por tercera vez quedando abierto definitivamente. El cierre debe ser ahora manual y el alimentador experimentará una interrupción larga.

• El número total de fallas en el alimentador es:

• 11 km x 0.1 fallas/km-año + 22km x0.25 fallas/km-año = 6.6 fallas/año

• Cada falla significa un evento de tensión. Son 4 eventos posibles y diferentes :

• Una interrupción corta de 1 seg de duración • Dos interrupciones cortas: de 1 y 5 seg de duración• Dos interrupciones cortas seguidas por una comba de tensión• Dos interrupciones cortas seguidas por una interrupción larga

• Debido a los cortocircuitos se tiene 6.6 eventos/año de los cuales:

75% = 5 /año se eliminan con 1 disparo produciendo una interrupción corta a todos los usuarios.

10% = 0.7 /año se eliminan con 2 disparos y 2 interrupcones cortas a todos los usuarios

15% = 1.0 /año son permanentes , produciendo 2 interrupciones cortas seguidas de una comba de tensión o de una interrupción larga.

El número de interrupciones cortas es igual para cada usuario de este alimentador.

5.0/año de 1 seg de duración

0.7/año de (1 – 5 ) seg de duración

• El número de interrupciones largas depende de la ubicación del alimentador. Una falla permanente en el alimentador principal produce una interrupción larga a todos los usuarios.

• Una falla permanente en una de los laterales produce una interrupción larga sólo a los usuarios alimentados por este lateral. La cantidad de fallas permanentes para las diferentes partes del alimentador son:

• Lateral A : 8km x 0.25 fallas/km-año x 0.15 = 0.3 fallas/año• Lateral B: 4 km x 0.25 fallas/km-año x 0.15 = 0.15 fallas/año• Lateral C: 7 km x 0.25 fallas/km-año x 0.15 = 0.26 fallas/año• Lateral D: 3 km x 0.25 fallas/km-año x 0.15 = 0.11 fallas/año• Principal: 11 km x 0.1 fallas/km-año x 0.15 = 0.17 fallas/año• El número de interrupciones largas de los usuarios del alimentador es:

• Principal: 0.17/año• Lateral A: 0.17 + 0.3 = 0.47/año• Lateral B: 0.17 + 0.15= 0.32/año• Lateral C: 0.17 + 0.26 = 0.43/año• Lateral D: 0.17 + 0.11 = 0.28/año

• Si se eliminara el recierre y se dejara a los fusibles eliminar las fallas en los conductores laterales se tendrían solamente interrupciones largas.

• Principal: 1.1/año• Lateral A: 3.1 /año• Lateral B: 2.1 /año• Lateral C: 2.9 / año• Lateral D: 1.9 / año

4.- FLUCTUACIONES (COMBAS) DE TENSION

• Las combas de tensión son reducciones del valor eficaz de la tensión por corto circuitos, sobrecargas y arranque de motores.

• Interesa conocerlas por los problemas que causan en diferentes tipos de equipos sensibles a variaciones en la tensión como variadores de frecuencia, equipo de control de procesos, y computadoras.

• Algunos equipos son desenegizados cuando la tensión cae por debajo del 90% Vnonimal por mas de 1 ó 2 ciclos.

• A diferencia de las interrupciones cortas o largas que se originan en distribución; las combas de tensión se originan en cortocircuitos en transmisión en lugares que pueden estar a cientos de kilómetros.

• Un ejemplo se muestra en la fig. 4.1 donde se aprecia que la tensión cae a cerca del 20% de valor pre-evento con una duración de 2 ciclos, originado por cortocircuitos. Tambien se pueden originar por el arranque de motores de inducción coomo se aprecia en la fig. 4.2

•

• 4.1 MAGNITUD DE LAS COMBAS DE TENSION• A) Monitoreo• La magnitud de una comba de tensión se puede determinar en más de una

manera. Los sistema de monitoreo obtienen la magnitud a partir de los valores eficaces de la tensión. Otra forma es cuantificar la componente fundamental de la tensión ó el valor pico en cada ciclo o medio ciclo.

• El criterio más difundido para cuantificar las combas de tensión es monitorear el valor más bajo de la sinusoide.

• La CEI ha establecido expresar las combas de tensión como el valor hasta el cúal cae la tensión. Ejm. Una comba de 70 % significa que la tensión se redujo al 70 % de Vnominal

• B) Cálculos Teóricos• Considerando el sistema de potencia de la fig. 4.13 donde se muestran puntos de

carga (1-5) y cargas (A-D) ; una falla en 1 ,producirá una comba de tensión en las SSEE en ambos lados de la LT, la que se trasmite a todos los usuarios alimentados desde estos puntos A,B,C, y D. La comba en A es menos severa ya que los generadores de esta barra mantienen la tensión.

• Una falla en la posición 2 no afecta mayormente al usuario en A debido a que la impedancia de los transformadores entre los sistemas de transmisión y subtransmisión es los suficientemente elevada para limitando la caída de la tensión en el lado de AT de los trafos.

• La falla en la posición 2 producirá una fuerte caída de tensión en las SSEE de subtransmisión y a todos los usuarios alimentados desde este punto (B,C,D)

• Una falla en la posición 3 producirá una fuerte caída de tensión para los usuarios en D, seguida de una interrupción corta o larga cuando la protección elimine la falla. El usuario en C sólo verá una fuerte comba de tensión. Si se emplea recierre rápido en el sistema de distribución , el cliente en C vera dos ó más combas de tensión si la falla fuera permanente.

• Un cliente en B verá una comba suave por la falla en 3 debido a la Z del trafo. El cliente en A probablemente no perciba ninguna alteración en la tensión.

• Finalmente una falla en 4 producirá una fuerte comba al usuario en C y una comba suave al cliente en D. Una falla en 5 será lo contrario , los clientes en A y B no serán influenciados por las fallas en 4 y 5.

• Para cuantificar la magnitud de la comba en sistemas radiales se emplea el modelo del divisor de tensión mostrado en la fig. 4.14 donde Zs es la impedancia de la fuente en el punto de acoplamiento mutuo (pcc) ; ZF es la imp. entre el (pcc) y la falla. El punto de acop. mutuo es el punto del cual se alimentan la carga y la falla. La I de carga es despreciable ,luego la tensión de la comba será

• Vsag = ZF E Si suponemos E = 1 pu

• Zs + ZF

Vsag = ZF / ZS + ZF Ec. 4.9

• Se aprecia de la ecuación 4.9 que la caída de tensión se hace mayor para fallas eléctricamente más cercanas al usuario, (cuando ZF se hace menor) y cuando ZS se hace mayor. Se puede determinar el valor de la comba de tensión como función de la distancia a la falla quedando la expresión.

• Vsag = zL/ Zs + zL donde z: imp/long • L : distancia entre la falla y el punto de

acoplamiento mutuo (pcc)

• La magnitud de la comba de tensión como función de la distancia a la falla se muestra en la fig. 4.15 para diferentes valores de potencia de cortocircuito en un alimentador de 11 kV, 150 mm2

• 4.2 Fallas despues de transformadores• La presencia de transformadores con su impedancia elevada entre el punto de falla

y el punto de alimentación contribuye a limitar la caída de la tensión .Consideremos la fig. 4.18 en la que se alimenta un trafo por el lado de 132 kV y se tiene

• Lineas en 132 y 33 kV•

• Considerando la Z de la fuente, del trafo y del alimentador en 33 kV y suponiendo

fallas en las lineas de 132 y 33 kV vemos que las combas de tensión son más severas en el lado de AT que en el de MT como se aprecia en la fig. 4.19

• 4.3 Duración de las Combas de tensión• A) Tiempos de eliminación de fallas: como es conocido la caída de tensión durante

una comba se debe a la presencia de un corto circuito en el sistema eléctrico. La tensión retorna a su valor original en el momento que la falla es eliminada por la protección, pero puede tener una duración mayor que el tiempo de eliminación de falla.

• En términos generales las fallas a nivel de transmisión se eliminan más rápido que en distribución debido al uso de relés de distancia y diferenciales muy rápidos ; mientras que en distribución se emplea relés de sobrecorriente temporizados lo que incrementa el tiempo de eliminación de falla. La excepción son los sistemas donde se emplea fusibles limitadores de corriente que eliminan la falla en un ciclo (16 ms).

• Los tiempos promedio de eliminación de falla de las diferentes protecciones son:• Fusibles limitadores : < un ciclo• Fusibles de expulsión: 10 – 100 ms• Relé de distancia: 50 – 100 ms• Relé diferencial: 100 – 300 ms• Relé de sobrecorriente: 200 – 2000 ms

• 4.4 Graficas Magnitud - Duracion de combas de tensión

• De acuerdo a la experiencia acumulada en empresas estadounidenses se han elaborado gráficas como la Fig. 4.42 que relacionan la magnitud de las combas de tensión y la duración de las mismas en las que la codificación es la siguiente:

• 1. Fallas en transmisión

• 2. Fallas remotas en distribución

• 3. Fallas locales (cercanas) en distribución

• 4. Arranque de grandes motores eléctricos

• 5. Interrupciones cortas

• 6. Acción de fusibles

• 4.5 MEDICION DE LA DURACIÓN DE LAS COMBAS DE TENSION• El criterio más difundido para medir la duración de las caídas de tensión es

determinar el número de ciclos en los que la tensión este por debajo de un umbral inferior prefijado (90%) V nom .

• Los monitores de calidad de tensión calculan el valor eficaz en cada ciclo