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METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS DE DISTORSIÓN ARMÓNICA EN

INSTALACIONES ELÉCTRICAS INDUSTRIALES DE BAJA TENSIÓN CON

CARGA INSTALADA MAYOR A 1 MVA

DORIAN ESTEFANY SEGURA WILCHES

JULIÁN RICARDO MERCHÁN ROJAS

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

GRUPO DE COMPATIBILIDAD E INTERFERENCIA ELECTROMAGNÉTICA (GCEM)

BOGOTÁ D.C.

2017

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(Página intencionalmente dejada en blanco)

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METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS DE DISTORSIÓN ARMÓNICA EN

INSTALACIONES ELÉCTRICAS INDUSTRIALES DE BAJA TENSIÓN CON

CARGA INSTALADA MAYOR A 1 MVA

Proyecto de Grado para optar al Título de

Ingeniero Eléctrico

DORIAN ESTEFANY SEGURA WILCHES

Código: 20081007026

JULIÁN RICARDO MERCHÁN ROJAS

Código: 20081007060

DIRECTOR:

Prof. HERBERT ENRIQUE ROJAS CUBIDES I.E. MSc. PhD(c)

CO-DIRECTOR:

Prof. JORGE ALEXANDER ALARCON I.E. MSc. PhD(c)

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

GRUPO DE COMPATIBILIDAD E INTERFERENCIA ELECTROMAGNTICA (GCEM)

BOGOTÁ

2017

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_________________________________________________

I.E. MSc. PhD(c). Herbert Enrique Rojas Cubides

Director proyecto de grado

_________________________________________________

I.E. MSc. PhD(c). Jorge Alexander Alarcón

Co-Director proyecto de grado

Nota de aceptación:

____________________________________________________________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

___________________________

Firma del evaluador

2017

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Dedico este trabajo de grado a Dios por permitirme culminar mi carrera profesional,dándome la fortaleza y

perseverancia necesaria para lograrlo

A mi familia por su amor, comprensión y apoyo incondicional en cada proyecto de mi vida.

Así mismo, a los directores Herbert Rojas y Alexander Alarcón por su apoyo y dedicación en este trabajo de grado.

Finalmente, al personal técnico del área de ingeniería y servicios de Bavaria S.A. por su colaboración, en especial

a Santiago Ortega quien fue un gran apoyo técnico durante la etapa de levantamiento y monitoreo

Dorian Estefany Segura Wilches

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9

Dedico este trabajo de grado a mis padres que siempre me han apoyado y con sus esfuerzos me dan la oportunidad

de ser profesional.

Agradezco a Dios por darme la fortaleza necesaria y acompañarme en este camino. A los ingenieros Alexander

Alarcón y Herbert Rojas por brindarnos su tiempo, conocimiento, experiencia y apoyo en el desarrollo de este

trabajo.

Por último, agradezco al personal de Bavaria S.A. por darnos la oportunidad de desarrollar nuestro trabajo en sus

instalaciones y su colaboración todo lo necesario.

Julián Ricardo Merchán Rojas

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RESUMEN

En el presente trabajo se propone una metodología para el análisis de distorsiónarmónica de tensión y

corriente en usuarios industriales con una carga instalada mayor a 1 MVA, compuesto por siete capítulos

incluyendo conclusiones y trabajos futuros. El capítulo 1 realiza una breve introducción al tema, el

capítulo 2 presenta una revisión bibliográfica de los conceptos de calidad de energía relacionados y el

capítulo 3 establece los límites y condiciones para realizar el análisis de distorsiónarmónica según la

normatividad nacional e internacional y expone las metodologías existentes para llevar a cabo trabajos

similares.

Con base en lo expuesto en los capítulos previos, en el capítulo 4 se describe detalladamente cada una de

las etapas que componen la metodología propuesta y con el fin de mostrar su implementación, el capítulo

5 presenta el caso de estudio de la planta de tratamiento de aguas de Bavaria S.A, llevando a cabo el

análisis de los resultados de dicho estudio y exponiendo los eventos encontrados. Para finalizar, en el

capítulo 6 son propuestas diferentes soluciones a los problemas encontrados, los cuales son

implementados en la simulación del sistema eléctrico del caso de estudio para verificar su efectividad. Por

último, en el capítulo 7 se presentan las conclusiones del trabajo realizado y posibles trabajos futuros, los

cuales aunque no están comprendidos entre objetivos, son planteados como complemento a la

metodología.

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Tabla de Contenido

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 20 2. MARCO CONCEPTUAL ........................................................................................................ 21

2.1 Perturbaciones electromagnéticas y calidad de energía eléctrica ................................. 21 2.2 Tipos de cargas y fuentes armónicas ............................................................................... 22 2.2.1 Efectos de los armónicos en ambientes industriales ....................................................... 23 2.3 Métodos de mitigación armónica. .................................................................................... 24

2.3.1 Filtros ......................................................................................................................... 25 2.3.2 Otras posibles soluciones .......................................................................................... 26

3. MARCO NORMATIVO REFERENTE A LA DISTORSIÓN ARMÓNICA Y

ANTECEDENTES ............................................................................................................................ 27 3.1 Normatividad ..................................................................................................................... 27 3.2 Métodos de medida ........................................................................................................... 28 3.3 Límites y metodología de evaluación ............................................................................... 29 3.4 Revisión metodológica. ..................................................................................................... 31

4. METODOLOGÍA PARA EL MONITOREO DE LA DISTORSIÓN ARMÓNICA

APLICADO A USUARIOS INDUSTRIALES ............................................................................... 36 4.1 Etapa 1: Inspección ................................................................................................................. 36 4.2 Etapa 2: Monitoreo ................................................................................................................. 37 4.3 Etapa 3: Análisis ..................................................................................................................... 40 4.4 Etapa 4: Recomendaciones ..................................................................................................... 45 4.5 Etapa 5: Reporte ..................................................................................................................... 46

5. METODOLOGÍA PARA EL MONITOREO DE LA DISTORSIÓN ARMÓNICA APLICADA

A UN CASO DE ESTUDIO ............................................................................................................. 46 5.1 Descripción de la instalación eléctrica de la planta de tratamiento de aguas .................... 46 5.2 Condición inicial de la planta ........................................................................................... 52 5.3 Evaluación y selección de los puntos de monitoreo de la planta de tratamiento de aguas

53 5.3.1 Equipos de medición ......................................................................................................... 54 5.3.2 Selección de puntos de medición ...................................................................................... 55 5.3.3 Conexión de analizador de red ........................................................................................ 56 5.4 Consideraciones para el uso de la información capturada ............................................ 57 5.5 Monitoreo de la planta de tratamiento de aguas .................................................................. 57

5.5.1 Monitoreo y diagnóstico de la corriente .................................................................. 59 5.5.2 Monitoreo y diagnóstico de potencia y factor de potencia .................................... 61 5.5.3 Monitoreo y diagnóstico de armónicos de tensión ................................................. 62 5.5.4 Monitoreo y diagnóstico de armónicos de corriente .............................................. 63 5.6 Recomendaciones ...................................................................................................... 66

6. SIMULACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL CASO DE ESTUDIO 68 6.1 Modelamiento de la planta de tratamiento de aguas Bavaria S.A. en el software

Digsilent. .................................................................................................................................... 68 6.2 Dimensionamiento y análisis de resultados de los métodos de mitigación propuestos

73 7. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS ...................................................................... 79

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Trabajos futuros ........................................................................................................................ 79 REFERENCIAS ................................................................................................................................ 82 ANEXOS ............................................................................................................................................... 84

ANEXO A. ........................................................................................................................................ 84 A1: Diagrama unifilar ..................................................................................................................... 84 A2: Cuadro de cargas ...................................................................................................................... 85 ANEXO B. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDORES ............................................................. 91 C1. Registros de tensión ............................................................................................................... 92 C2. Registros de corriente ............................................................................................................ 96 C3. Registros de potencia activa y reactiva ................................................................................ 99 C4. Registros de potencia aparente ........................................................................................... 103 C5. Registros de factor de potencia ........................................................................................... 107 C6. Registros de THDv ............................................................................................................... 111 C.7 Registros de THDi ................................................................................................................ 114 C.8 Registros de TDD ................................................................................................................. 118

ANEXO D SIMULACION ............................................................................................................ 122 D.1 Crear la Red a simular ........................................................................................................ 122 D.2 Insertar equipos .................................................................................................................... 125 D.3 Análisis del sistema .............................................................................................................. 130

ANEXO E DISEÑO DE METODOS DE MITIGACION ARMONICA .................................. 135

15

Lista de Figuras Figura 2.1 Filtro sintonizado........................................................................................................................................ 25 Figura 2.2 Filtro amortiguado ...................................................................................................................................... 26 Figura 4.1 Etapas para realizar un diagnóstico de distorsión armónica ....................................................................... 36 Figura 4.2 Proceso para realizar la etapa de inspección .............................................................................................. 37 Figura 4.3 Proceso para realizar la etapa de monitoreo ............................................................................................... 40 Figura 4.4 Proceso de la etapa de análisis.................................................................................................................... 44 Figura 5.1 Diagrama unifilar Bavaria S.A. Cervecería de Tocancipá......................................................................... 48 Figura 5.2 Disposición de llegada a la SE2 ................................................................................................................. 49 Figura 5.3 Disposición planta 1 de la SE2 ................................................................................................................... 50 Figura 5.4 Disposición de planta 2 de la SE2 ............................................................................................................. 51 Figura 5.5 Perfil de carga de la SE 2 en una semana .................................................................................................. 52 Figura 5.6 THDv de las plantas de la SE2 ................................................................................................................... 53 Figura 5.7 Configuración trifásica de tres hilos. .......................................................................................................... 56 Figura 5.8 Conexión de analizador PQA824 en B2 ..................................................................................................... 57 Figura 5.9 Grafica de la tensión media en barraje BC1 .............................................................................................. 59 Figura 6.1 Ventana de motor en Digsilent ................................................................................................................... 69 Figura 6.2 Ventana de variador de velocidad .............................................................................................................. 70 Figura 6.3 Flujo de cargas de la planta de tratamiento de aguas Bavaria S.A.-Tocancipá .......................................... 71 Figura 6.4 Distorsión armónica individual de corriente en la planta 1 con filtro y reactancia serie ............................ 74 Figura 6.5 Distorsión armónica individual de corriente con cambio banco de condensadores en la planta 1 ............ 75 Figura 6.6 Distorsión armónica individual de corriente con reactancia en serie al banco de condensadores de la

planta 1 ........................................................................................................................................................................ 76 Figura 6.7 Distorsión armónica individual de corriente en la MCC766 con filtro pasivo sintonizado ........................ 78 Figura D4.0.1 Registro de potencia aparente del barraje de la planta 1 ..................................................................... 103 Figura D4.0.2 Registro de potencia aparente del barraje de la planta 1 ..................................................................... 103 Figura D4.0.3 Registro de potencia aparente MCC 755 ............................................................................................ 104 Figura D4.0.4 Registro de potencia aparente MCC 74-1 ........................................................................................... 104 Figura D4.0.5 Registro de potencia aparente del banco de condensadores planta 1 .................................................. 104 Figura D4.0.6 Registro de potencia aparente del barraje de la planta 2 ..................................................................... 105 Figura D4.0.7 Registro de potencia aparente del barraje de la planta 2 ..................................................................... 105 Figura D4.0.8 Registro de potencia aparente MCC 766 ............................................................................................ 105 Figura D4.0.9 Registro de potencia aparente ósmosis ............................................................................................... 106 Figura D4.0.10 Registro de potencia aparente MCC 74-6 ......................................................................................... 106 Figura D4.0.11 Registro de potencia aparente MCC 74-3 ......................................................................................... 106 Figura E1.0.1 Herramientas de simulación en Digsilent ........................................................................................... 122 Figura E1.0.2 Barrajes y puntos de conexión ........................................................................................................... 123 Figura E1.0.3 Características del barraje ................................................................................................................... 123 Figura E1. 0.4 Tipo de barraje global ....................................................................................................................... 124 Figura E.1.0.5 Seleccion de tipo de barraje del proyecto .......................................................................................... 124 Figura E1.0.6 Selección de nuevo tipo de barraje...................................................................................................... 125 Figura 0.1 Característica de la impedancia según el factor de calidad ..................................................................... 136 Figura 0.2 Curva de resonancia para diferentes valores de Q ................................................................................... 136

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Lista de Tablas

Tabla 2.1. Clasificación de las categorías de fenómenos electromagnéticos conducidos ............................................ 22 Tabla 2.2 Efectos de la distorsión armónica en cada elemento del sistema eléctrico. ................................................. 23 Tabla 3.1 Descripción de la normatividad relacionada con la distorsión armónica y parámetros asociados ............... 28 Tabla 3.2 Clasificación de medida según normatividad ............................................................................................. 28 Tabla 3.3 Requisitos de precisión para las medidas de corriente, la tensión y la potencia .......................................... 29 Tabla 3.4 Límites según la normatividad de parámetros relacionados con la distorsión armónica ............................. 29 Tabla 3.5 Límites de THDv y Dv ................................................................................................................................ 30 Tabla 3.6 Límites de distorsión en corriente para sistemas de distribución 120V<Vn≤69kV ..................................... 30 Tabla 3.7 Metodología para la medición de calidad de energía para la Universidad de la Costa – CUC .................... 31 Tabla 3.8 Metodología para el estudio de calidad de potencia en el hospital de Fontibón ESE ................................ 32 Tabla 3.9 Metodología para la evaluación técnica y diagnóstico de la calidad de energía eléctrica en la plana de

QUALA S.A. ............................................................................................................................................................... 33 Tabla 3.10 Metodología de la evaluación de los niveles de distorsión armónica en un alimentador de distribución

típico ............................................................................................................................................................................ 34 Tabla 3.11 Metodología para el análisis de distorsión armónica generada por los PWM de los variadores de

velocidad...................................................................................................................................................................... 35 Tabla 5.1 Potencia instalada de la SE2 ........................................................................................................................ 52 Tabla 5.2. Caracterización de equipos de medición .................................................................................................... 54 Tabla 5.3 Programación de mediciones ....................................................................................................................... 55 Tabla 5.4 Parámetros de medición ............................................................................................................................... 56 Tabla 5.5 Percentil del 100% del registro de tensión en la planta de tratamiento de aguas ......................................... 58 Tabla 5.6 Desbalance de tensión.................................................................................................................................. 59 Tabla 5.7 Desbalance de corriente ............................................................................................................................... 60 Tabla 5.8 Datos principales de la planta de tratamiento de aguas ............................................................................... 61 Tabla 5.9 Promedio de medición de potencia y factor de potencia ............................................................................. 61 Tabla 5.10 Valores de medición de los armónicos de tensión en la planta 1 ............................................................... 62 Tabla 5.11 Valores de medición de los armónicos de tensión en la planta 2 ............................................................... 63 Tabla 5.12 Distorsión total de demanda ...................................................................................................................... 64 Tabla 5.13 Distorsión armónica de corriente individual de la planta 1........................................................................ 65 Tabla 5.14 Distorsión armónica individual de planta 2 ............................................................................................... 66 Tabla 6.1 Herramientas de simulación ........................................................................................................................ 68 Tabla 6.2 Comparación de resultados de monitoreo y simulación de los parámetros principales ............................... 72 Tabla 6.3 Resultados de métodos de mitigación en B1 - Planta 1 ............................................................................... 77 Tabla 6.4 Valores de distorsión armónica de corriente de MCC76 simulados ............................................................ 78

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Objetivo general

Proponer una metodología para el análisis del contenido armónico de baja tensión (<1kV) en usuarios

industriales con cargas superiores a 1MVA, teniendo en cuenta la normatividad nacional e internacional.

Objetivos específicos

• Realizar una revisión del marco regulatorio (nacional e internacional) y de las metodologías

existentes para la evaluación de la distorsión armónica en instalaciones de baja tensión

• Definir los límites armónicos permitidos y las condiciones de operación en instalaciones de baja

tensión con elevada carga instalada

• Describir cada una de las etapas que hacen parte del proceso metodológico para evaluar el

contenido armónico en usuarios industriales de baja tensión con elevada carga instalada

• Validar la metodología planteada mediante su implementación en un caso de estudio real.

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1. INTRODUCCIÓN

Actualmente los sistemas eléctricos cuentan con diversos equipos de comportamiento no lineal, los cuales

han optimizado algunos procesos industriales, sin embargo han afectado la calidad de la energía eléctrica

causando diferentes perturbaciones en la red entre las que se encuentran la distorsión armónica [1].Por lo

tanto, los usuarios industrialesquienes implementancargas no lineales (variadores de velocidad, hornos de

arco, equipos con electrónica de potencia, etc.) en sus procesos, han convertido la calidad de la energía

eléctrica en uno de sus pilares de interés. En consecuencia,el objetivo principal de este reporte es

proponer una metodología que permita a los usuarios industriales con gran carga instalada realizar un

análisis de distorsión armónica teniendo en cuenta la normatividad y los diferentes parámetros

relacionados.

A partir de la metodología propuesta se busca brindar a los usuarios industriales una guía para analizar la

distorsión armónica presente en sus redes eléctricas de baja tensión. Proponiendo cuatro etapas que

incluyen inspección, monitoreo, análisis, recomendaciones y reporte, con el fin de evaluar el

comportamiento de los equipos eléctricos y evidenciar la necesidad de un método de mitigación de

armónicos.

Para llevar a cabo el cumplimiento de cada uno de los objetivos, el presente reporte inicia con la revisión

bibliográfica respectiva a partir de las definiciones principales, los efectos, las causas y los métodos de

mitigación de la distorsión armónica. Luego, se encuentra un breve resumen del marco normativo

nacional e internacional y se sintetizan algunas metodologías aplicadas a la medición de calidad de

energía eléctrica. Posteriormente, se muestra la metodología propuesta para llevar a cabo un estudio

técnico de distorsión armónica enfocada en usuarios industriales con una carga instalada mayor a 1MVA,

por medio de una descripción detallada por etapas. Así mismo, se evidencia la implementación de la

metodología planteada por medio de la aplicación en un caso de estudio, desarrolladoen Bavaria S.A.,

incluyendo la simulación del sistema eléctrico para plantear diferentes métodos de mitigación. Para

finalizar se presenta las conclusiones y posibles trabajos futuros.

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2. MARCO CONCEPTUAL

Enprimera instancia, al proponer una metodología para realizar el análisis del contenido armónico en las

instalaciones eléctricas de baja tensión (<1kV) de usuarios industriales con cargas superiores a 1MVA, es

indispensable partir de una revisión bibliográfica. En consecuencia, este capítulopresenta las

perturbaciones electromagnéticas, definiciones relacionadas con la distorsión armónica, las fuentes, los

efectosy los principales métodos de mitigación armónica.

2.1 Perturbaciones electromagnéticas y calidad de energía eléctrica

Algunos de los efectos producidos por una baja CEL (calidad de la energía eléctrica) son el disparo

inesperado de los dispositivos de protección, daños en equipos de control, interferencia en la red de

comunicación, lecturas erróneas del consumo de energía, paradas de producción, temperaturas excesivas,

pérdida de la vida útil de equipos eléctricos, entre otros[2]. Teniendo en cuenta los efectos que

mencionados y el interés de los usuarios industriales de reducir los costos de consumo energético, la

calidad de energía eléctrica se ha convertido en uno de sus principales intereses, llevándolos a realizar

estudios relacionados.

En este sentido, el concepto de calidad de energía eléctrica hace referencia al suministro continuo de

energía eléctrica sin presentar perturbaciones electromagnéticas, encontrándose los parámetros eléctricos

fundamentales en los límites permitidos por las normas, con el objetivo de cumplir las necesidades de los

usuarios[3]. Por consiguiente, las condiciones mínimas de esta incluyen aspectos fundamentales como

calidad de potencia, continuidad y servicio al cliente [4].

De acuerdo con el Institute of Electrical and Electronics Engineers –IEEE- 1159, la calidad de la potencia

eléctrica se refiere a una amplia variedad de fenómenos electromagnéticos que caracterizan la tensión y la

corriente en un tiempo y ubicación dada en el sistema de potencia. [4].En la Tabla 2.1 se clasifican los

fenómenos electromagnéticos según el IEEE 1159, en siete categorías según su contenido espectral,

duración y magnitud de tensión. Siendo uno de estos la distorsión en la forma de onda que incluye los

armónicos, definidos como la distorsión de la onda sinusoidal de tensión o corriente cuya frecuencia es

múltiplo de la frecuencia fundamental del sistema [5].

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Tabla 2.1. Clasificación de las categorías de fenómenos electromagnéticos conducidos

Categoría Contenido espectral típico Duración típica Magnitud de la tensión

típica

1.0 Transitorios.

1.1 Impulso.

1.1.1 Nanosegundos 5 ns de subida < 50 ns

1.1.2 Microsegundos 1 µs de subida 50 ns – 1 ms

1.1.3 Milisegundos 0.1 ms de subida > 1 ms

1.2 Oscilaciones

1.2.1 Baja frecuencia < 5 kHz 0.3 – 50 ms 0-4 p.u.

1.2.2 Media frecuencia 5-500 kHz 20 µs 0-8 p.u.

1.2.3 Alta frecuencia 0.5-5 MHz 5 µs 0-4 p.u.

2.0 Variaciones de corta

duración

2.1 Instantáneas

2.1.1 Sag 0.5-30 ciclos 0.1-0.9 p.u.

2.1.2 Swell 0.5-30 ciclos 1.1-1.8 p.u.

2.2 Momentánea

2.2.1 Interrupción 0.5 ciclos-3 s < 0.1 p.u.

2.2.2 Sag 30 ciclos-3 s 0.1-0.9 p.u.

2.2.3 Swell 30 ciclos-3 s 1.1-1.4 p.u.

2.3 Temporales

2.3.1 Interrupción 3 s – 1 min < 0.1 p.u.

2.3.2 Sag 3 s – 1 min 0.1-0.9 p.u.

2.3.3 Swell 3 s – 1 min 1.1-1.2 p.u.

3.0 Variaciones de larga

duración

3.1 Interrupción sostenida > 1 min 0-0 p.u.

3.2 Sub tensión > 1 min 0.8-0.9 p.u.

3.3 Sobre tensión > 1 min 1.1-1.2 p.u.

4.0 Desbalance de tensión Estado estable 0.5-2 %

5.0 Distorsión en la forma de

onda

5.1 offset DC. Estado estable 0-0.1 %

5.2 Armónicos 0-100th h Estado estable 0-20 %

5.3 Inter armónicos 0.6 kHz Estado estable 0-2 %

5.4 Muescas Estado estable

5.5 Ruido Banda – Ancha Estado estable 0-1 %

6.0 Fluctuaciones de

tensión < 25 Hz Intermitente 0.1-7 %

7.0 Variaciones de

frecuencia < 10 s

Fuente: IEEE Std. 1159-2009

2.2 Tipos de cargas y fuentes armónicas

Por otra parte, el análisis de las cargas eléctricas es un aspecto importante en el estudio de calidad de la

energía, ya sea como cargas sensibles o como causantes de alguno de los diferentes fenómenos

electromagnéticos [2].Por consiguiente,se habla de una carga como el elemento que transforma la energía

23

eléctrica en un trabajo útil [2].De esta manera, los tipos de cargas se dividen en dos tipos según su

comportamiento en la red:

• Las cargas linealesestán compuestas por dispositivos resistivos, inductivos y/o capacitivo, que

manejan una relación proporcional entre la tensión y la corriente, por lo tantoal aplicar una

tensión la forma de onda de la corriente será igualmente sinusoidal y se mantendráun desfase de

ángulo con respecto a la onda de tensión[2].

• Las cargas no lineales presentan formas de onda de corriente y tensióndistorsionadas con

impulsos abruptos en lugar de una forma sinusoidal. Este fenómeno se presenta debido a la

conmutación de los dispositivos con electrónica de potencia, como puentes rectificadores,

tiristores, entre otros equipos, siendo las responsables del contenido armónico en las instalaciones

eléctricas[2]

En conclusión, las cargas no lineales son una de las principales fuentes de distorsión armónica,llevando a

producir efectos nocivosen la red eléctrica y los equipos instalados, que van de la mano conla sensibilidad

de los equipos [7] [8] [9].Siendo, los variadores de frecuencia una de las principales cargas no lineales

implementadas en las plantas industriales,debido a su aplicación en el arranque y control de velocidad de

los motores para reducir el consumo de energía, estos producen armónicos característicos del orden 6n-1.

2.2.1 Efectos de los armónicos en ambientes industriales

Teniendo en cuenta el uso de las diferentes cargas no lineales (transformadores, motores, equipos

electrónicos de control, variadores de frecuencia, entre otros) en ambientes industriales es fundamental

conocer los efectos de tener un alto contenido armónico en la red. En la Tabla 2.2 se describe algunos de

los problemas y efectosgenerados por la presencia de señales de corrientes y tensiones armónicasen

diferentes elementos del sistema.

Tabla 2.2Efectos de la distorsión armónica en cada elemento del sistema eléctrico.

Elemento Problema Efecto

Transformadores • Circulación de corrientes armónicas por

los devanados

• Pérdida en el cobre y en el hierro

(Histéresis y Foucault)

• Sobrecalentamiento de los devanados

• Pérdida del aislamiento térmico por

calentamiento

• Disminución del rendimiento

• Sobredimensionamiento del transformador

• Saturación del transformador (crea mayor

distorsión)

• Ruido audible

• Aumento de temperatura de operación.

• Aumento de la temperatura en partes

estructurales

• Perdida del aislamiento por aumento de

temperatura.

Disminución del rendimiento

Conductor • Aumento de la corriente

• Aumento de resistencia

• Aumento de pérdidas térmicas (efecto

Joule)

• Efecto “skin”

• Circulación de armónicos múltiplos de 3

• Retorno por el conductor de neutro

• Aumento de pérdidas térmicas por efecto Joule.

• Falla del aislamiento debido a la presencia de

resonancia.

• Calentamiento adicional debido al efecto piel

• Disparo de protecciones termomagnéticas.

• Aumento de la corriente que circula por neutro

• Degradación prematura

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Elemento Problema Efecto

Condensadores • Resonancia paralelo con el sistema

• Amplificación de los armónicos

• Calentamiento

• Envejecimiento prematuro

• Destrucción de condensadores

Motores • Circulación de corrientes armónicas por

los bornes

• Pérdida en el cobre y en el hierro

(Histéresis y Foucault)

• Pérdidas magnéticas

• Sobrecalentamiento de los devanados

• Incremento de la perdidas en el cobre y en el

hierro.

• Disminución de la eficiencia.

• Reducción del par.

• Ruido audible mayor en comparación con el

emitido con la excitación sinusoidal.

• Mayor deslizamiento.

• Calentamiento del rotor.

• Perdida de la vida útil.

• Perdida del aislamiento.

• Desgaste mecánico en rodamiento y vibraciones

en el eje.

Equipos de

medida y control • Medidas no validas

• Errores en los procesos de control

• Resonancia

• Error en equipos que toman como referencia el

paso por cero de la onda

• Saturación de transformadores de media y/o

protección

• Valores de magnitudes incorrectas

• Mal funcionamiento debido a condiciones de

resonancia en el sistema.

• Funcionamiento lento y/o con altos valores de

arranque de los relés.

• Medidas erróneas.

Equipos electrónicos

• Interferencia.

• Ruido inducido

• Desplazamiento del cruce por cero

• Fallas en el funcionamiento

• Los instrumentos pueden ser afectados dando

una información errónea o no realizar de forma

impredecible

Fuente: Circuitor y IEEE 519

2.3 Métodos de mitigación armónica.

El impacto de los armónicos lleva a las industrias a generar gastos de mantenimiento, aumento del precio

de la facturación, cambio de equipos por pérdida de la vida útil, entre otros, siendo necesario buscar la

forma de atenuarlos. Por lo tanto, estas soluciones consisten en utilizar componentes pasivos,

inductancias, condensadores, transformadores y/o cambiar el esquema de la instalación,cumpliendocon el

propósito de disminuir los niveles de distorsión armónicaal nivel permitido en determinado punto de la

instalación[6].

Con el fin de determinar una solución a los altos niveles de distorsión armónica en un sistema eléctrico

industrialse recomienda realizar la simulación de la red eléctrica del usuario. De esta forma, es posible

desarrollar un análisis completo de la instalaciónbuscando reducir las pérdidas y mantener los niveles

armónicos por debajo de los límites permitidos. Estas acciones, permitenencontrar la solución más óptima

y así determinar la ubicación de los filtros o reactancias de línea [7][8]. En consecuencia, implementar el

método más óptimo de mitigación de distorsión armónica es de gran importancia para los usuarios

25

industriales ya que garantizan un sistema eléctrico más confiable, reducen costos de operación, evitan

fallas en los equipos y disminuyen la probabilidad de tiempos de parada en el proceso.

2.3.1 Filtros

Al realizar un diagnóstico técnico basado en la distorsión armónica de tensión y corriente, se tiene como

finalidad identificar y reducir los efectos derivados de las cargas no lineales, siendo esta la función

principal de los filtros. El funcionamiento de estos se basa en suministrar la potencia reactiva que necesita

el sistema para llevar los niveles de distorsión armónica por debajo de los límites establecidos en la

normatividad [9]. A continuación se presenta los tipos de filtros de acuerdo con su tecnología:

2.3.1.1 Filtros pasivos

Estos son usados principalmente por usuarios industriales debido a su bajo costo, estáncompuestos por

resistencias condensadores y bobinas, usualmente se instalan en paralelo con la carga no lineal y se

ajustan al rango del orden de armónicos que se desea eliminar[8][10]. Por ende, su funcionamiento se

basa en suministrar un camino de baja impedancia a las corrientes armónicas, de esta forma circulan por

el filtro y no por la fuente, por lo tanto estos filtros se diseñan para que operen con un orden de

armónicos[8][11].

De ahí, sus aplicaciones se basan principalmente en los usuarios que requieren una corrección del factor

de potencia y la compensación de distorsión de corriente en un orden especifico de armónicos. Por otra

parte, entre las desventajas de implementar un filtro pasivo se encuentran, la compensación de un orden

de armónicos determinado y al no realizar un cálculo adecuado de sus componentes pueden causar

resonancia paralela con la red amplificado de las corrientes armónicas[8]. Los filtros pasivos se dividen

en dos tipos:

• Filtros sintonizados: Estos se conectan en paralelo con la carga no lineal y se componende los

elementos que se muestra en la Figura 2.1, un circuito en serie de un condensador, una

inductancia y una resistencia. Estos filtros se implementan para eliminar armónicos de órdenes

bajos, de esta forma actúan como sumideros de la componente armónica a la que fueron

diseñados [8]

Figura 2.1Filtro sintonizado

Fuente [12]

• Filtros amortiguados: Estos se configuran de acuerdo con la Figura 2.2 que consiste de un

condensador en serie a una inductancia en paralelo con una resistencia. Este filtro permite una

baja impedancia a una determinada frecuencia y superior a esta, por lo tanto es usado para

eliminar la distorsión armónica desde una componente específicay cercanas a estas como se

muestra en la gráfica de laFigura 2.2[12]

26

Figura 2.2Filtro amortiguado

Fuente [12]

2.3.1.2 Filtros activos

Los filtros activos basan su funcionamiento en la electrónica de potencia utilizando semiconductores

IGBT con el fin de cancelar las corrientes armónicas, utilizando transformadores de corriente para censar

la corrientede secuencia negativa presente, y así determinar el contenido armónico presente en la red e

inyectar la corriente de secuencia negativa inversa para equilibrar la corriente aguas arriba de la red, así

mismo estos filtros tienen la capacidad de corregir el factor de potencia[13].Por lo tanto, estos filtros

pueden usarse en instalaciones que introducen una gran distorsión armónica a la red [14]. Sin embargo,

los filtros activos son una solución más costosa y compleja que lo filtros pasivos [13].

2.3.2 Otras posibles soluciones

Así mismo, existen diferentes formas de mitigar los efectos producidos por la distorsión armónica,

algunos de estos se desarrollan durante la instalación del sistema eléctrico y otros son implementados

como una solución de bajo costo en comparación con el filtro. Entre estos, se encuentra aumentar el

calibre del neutro dos veces el de las fases, esta solución se implementa cuando hay presencia deflujo de

armónicos en el neutro.

Por otra parte, se encuentra la instalación transformadores de conexión delta estrella, de esta forma

bloquear el flujo armónico que circula por el neutro, esta solución aplica si las cargas no lineales se

encuentran equilibradas[15]. Además, cuando se presenta resonancia se recomienda la instalación de una

inductancia en serie con el banco de condensadores, para sintonizar la frecuencia de resonancia del

sistema de forma que no corresponda con ninguno de los armónicos del banco de condensadores[15].

27

3. MARCO NORMATIVO REFERENTE A LA DISTORSIÓN ARMÓNICA

Y ANTECEDENTES

Cuando se realizanmediciones de CEL es importante conocer las normas, ya que proporcionan los límites

y las directrices teniendo en cuenta las características del sistema[1]. Por consiguiente, este capítulo

presenta un resumen de las normas relacionadas con la distorsión armónica exponiendo los temas más

relevantes para este informe, con el fin de conocer los límites y lineamientos para la medición y análisis

de la distorsión armónica enfocado en redes de baja tensión para usuarios industriales. Así mismo,

muestra las metodologías planteadas por diferentes autores para la medición y análisis de CEL.

3.1 Normatividad

El sector eléctrico a nivel mundial se ha enfocado en los últimos años en la implementación de reformas y

resoluciones con el fin de regularlo y estandarizarlo,esto se ha logrado por medio de la creación

dediferentes entes normativosen el mundo. Por lo tanto, entre lasasociaciones más reconocidas se

encuentra en Américala IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) y en Europa la IEC

(International Electrotechnical Commission). Entre susenfoques estala medición y regulaciónde la CEL,

por medio de estándares como lo son:IEEE519, IEEE1159 e IEC61000-4[1].

De la misma manera, el sector eléctrico colombianoen búsqueda de la reglamentación del sistema

eléctrico creo la NTC (Norma Técnica Colombiana), la cual es de obligatorio cumplimiento en el país,

incurriendo en algunos casosen penalidades para los usuarios que no la cumplan. Por lo cual, dentro de las

normas se encuentra la NTC 5001 que se enfoca en regular los límites y medida de la CEL, esta se basa

en normatividades internacionalescomo las de la IEEE e IEC.

Como resultado del proceso de revisión normativa en la Tabla 3.1 se presenta una descripción de las

normas que establecen los límites de referencia de los parámetros asociados a la CEL en el punto de

acople común (PCC) correspondiente al punto de interconexión entre el operador de red y el usuario.

Igualmente, detallalas normas referentes a los tipos de medida y equipos implementados para los estudios

de CEL. Además, cabe resaltar que cada una de estas normas presenta en una de sus secciones las

definiciones básicas relacionadas con la calidad de potencia.

28

Tabla 3.1Descripción de la normatividad relacionada con la distorsión armónica y parámetros asociados

Norma Descripción

Norma Técnica Colombiana NTC 5001:

Calidad de la Potencia Eléctrica

Establece las metodologías de evaluación y los límites de los parámetros

relacionados con la CEL en el punto de conexión común para diferentes niveles

de tensión, bajo condiciones normales de operación

IEEE Std 519 - 1992Recomendaciones

prácticas y requerimientos para el

control de armónicos en sistemas

eléctricos de potencia

Aborda los problemas relacionados con el control de armónicos, basándose en los

convertidores estáticos de potencia y establece una guía de aplicación de medición

de armónicos, describiendo los equipos de medición apropiados que incluyen los

límites de distorsión armónica de tensión y corriente en el punto de acople común.

IEEE Std 1159 – 2009Guía para el

monitoreo de calidad de potencia

Establece las técnicas de uso de los instrumentos de medición para el monitoreo

de calidad de potencia, así como la interpretación y límites de los diferentes

fenómenos electromagnéticos, estableciendo los umbrales de tiempo, magnitud y

contenido espectral.

IEC 61000 - 4 - 7Guía general de

mediciones e instrumentación

armónicas e interarmónico, para los

sistemas de suministro de energía y los

equipos conectados a los mismos

Define la instrumentación requerida para medir las componentes espectrales

hasta una frecuencia de 9 kHz, que se superponen a la componente fundamental

del sistema eléctrico (50Hz ó 60 Hz). Por lo tanto, esta norma distingue entre

armónicos, interarmónicos y otras componentes hasta el rango de los 9kHz

IEC 61000 - 4 – 30Técnicas de ensayo y

medición - Métodos de medición de

calidad de potencia

Identifica, clasifica y describe los aspectos requeridos para la medicióne

interpretación de resultados de cada parámetro de calidad de potencia en sistemas

eléctricos, estableciendo las clases de mediciones y los intervalos de tiempo para

cada monitoreo.

Fuente: Autores

3.2 Métodos de medida

Cuando se lleva a cabo un estudio de CEL se debe tener claridad en los objetivos del mismo para definir

el método de medición que se va a implementar. En la Tabla 3.2 se expone la clasificación del tipo de

medida según la normas. Como se puede observar el estándar IEEE 1159 y la norma NTC 5001 basan los

tipos de medición en la norma IEC 61000-4-30. Por lo tanto, las normas IEC 61004-7 e IEC 61000-4-30

delimitan los equipos de medida y métodos de medición de las perturbaciones que inciden en la CEL.Sin

embargo, la IEC 61000-4-7 se enfoca en los equipos de medida para el análisis de distorsión armónica,

estableciendo los requisitos de precisión según su clase como se muestran en la Tabla 3.3, siendo“Inom”

el margen de corriente nominal del instrumento de medida y “Unom” el margen de tensión nominal del

instrumento de medida

Tabla 3.2Clasificación de medida según normatividad

Norma Clasificación de medida

IEC 61000 - 4 - 7

Clase I Clase II

Se recomiendan cuando son necesarias medidas

precisas, por ejemplo, verificar el cumplimiento de

normas, resolver disputas, etc.

Se recomiendan para campañas de medida o

para medidas de emisión si se permite un

aumento de incertidumbre, sin exceder los

límites permitidos (90% inferior)

IEC 61000 - 4 – 30

Clase A Clase B

Cuando se requiere de medidas precisas para

efectos de aplicaciones contractuales, verificación

de valores de referencia estipulados por la norma o

en el caso de resolver reclamaciones o disputas

entre un operador de red y un cliente.

Son usados para mediciones donde no se

requiere de una alta precisión o baja

incertidumbre (investigaciones estadísticas,

estudios de diagnóstico en instalaciones)

IEEE Std 1159 – 2009 Clase A Clase B

Según IEC 61000-4-30 Según IEC 61000-4-30

NTC 5001 Clase A Clase B

Según IEC 61000-4-30 Según IEC 61000-4-30

Fuente: Autores

29

Tabla 3.3Requisitos de precisión para las medidas de corriente, la tensión y la potencia

Clase Medida Condiciones Error máximo

I

Tensión Um≥1% Unom ±5% Um

Um<1% Unom ±0.05% Unom

Corriente Im≥3% Inom ±5% Im

Im<3% Inom ±0.15% Inom

Potencia Pm≥150W ±1% Pnom

Pm<150W ±1.5W

II

Tensión Um≥3% Unom ±5% Um

Um<3% Unom ±0.15%Unom

Corriente Im≥10% Inom ±5% Im

Im<1% Inom ±0.5% Inom

Fuente: IEC 61000-4-7

3.3 Límites y metodología de evaluación

Como se ha mencionado, al realizar un estudio de CEL se deben conocer los límites de las respectivas

perturbaciones a analizar. Por lo tanto, en laTabla 3.4 se relaciona los límites de algunas perturbaciones

de larga duración (<1min) con la respectiva norma. Entre los parámetros descritos se encuentranla

subtensión y sobretensión, definidos por la NTC 5001,como los eventos donde la tensión eficaz se

encuentra por encima o por debajo de ±10% de la tensión de alimentación [4] . Sin embargo, la

IEEE1159 delimita la subtensión con variaciones de la tensión eficazentre el 0.8-0.9pu en relación con la

tensión de alimentación y la sobretensión con variaciones entre 1.1-1.2pu.

Tabla 3.4 Límites según la normatividad de parámetros relacionados con la distorsión armónica

Norma Subtensión Sobretensión Desbalance

de tensión THDv Di TDD

NTC 5001 >0,9Veff <1,1Veff 2% VerTabla 3.5 Ver Tabla 3.6 Ver Tabla 3.6

IEEE Std 519 - 1992 N/A N/A N/A Ver Tabla 3.5 Ver Tabla 3.6 Ver Tabla 3.6

IEEE Std 1159 – 2009 0.8-0.9 p.u. 1.1-1.2 p.u. 0.5-2 % Ver Tabla 3.5 Ver Tabla 3.6 Ver Tabla 3.6

Fuente: Autores

En la Tabla 3.4 se muestran los límites del desbalance de tensión según cada norma, descritacomo la

relación entrela magnitud de la componente de secuencia negativa y la componente de la secuencia

positiva expresada en porcentaje. De esta manera, la IEEE1159 establece las ecuaciones ( 3.1 ) y ( 3.2 )

para calcular el desbalance de tensión[16]. Además, la NTC 5001indica que el desbalance de tensión debe

encontrarse por debajo del 2%, estableciendo para los circuitos urbanos un percentil de 99% y para los

circuitos rurales un percentil de 95% [4].

%𝑑𝑒𝑠𝑏𝑎𝑙𝑎𝑛𝑐𝑒 = √1 − √3 − 6𝛽

1 + √3 − 6𝛽∗ 100

( 3.1 )

𝛽 =|𝑉𝑎𝑏|4 + |𝑉𝑏𝑐|4 + |𝑉𝑐𝑎|4

(|𝑉𝑎𝑏|2 + |𝑉𝑏𝑐|2 + |𝑉𝑐𝑎|2)2

( 3.2 )

Al realizar un análisis de distorsión armónicaes necesario evaluar el THD (distorsión armónica total),

querelaciona el efecto de los armónicos de tensión o corriente en un sistema de potencia. Este parámetro,

30

se expresa como la relación entre la sumatoria de todas las componentes armónicas y la componente

fundamental, tal y como se muestra en la ecuación ( 3.3 )[17]. Con el fin de estimar los efectos que

pueden producir en la red la distorsión armónica de tensión, la NTC 5001 establece los límites que se

encuentra en la Tabla 3.5

Así mismo, se debe consideran los parámetros de distorsión armónica individual como la Dv (distorsión

armónica individual de tensión) que se calcula por medio de la ecuación ( 3.4 ). Esta distorsión

relacionacada componente armónica de tensión con la tensión fundamental, y la Di (distorsión armónica

individual de corriente)que evalúacada componente armónica individual de corriente con respecto a la

corriente de carga de demanda máxima,como se muestra en la ecuación ( 3.5 ).

𝑇𝐻𝐷𝑌 =√∑ (𝑌ℎ)2ℎ=40

ℎ=2

𝑌1× 100%

( 3.3 )

𝐷𝑣 =𝑉ℎ

𝑉1× 100% ( 3.4 )

𝐷𝑖 =𝐼ℎ

𝐼𝐿× 100%

( 3.5 )

Tabla 3.5Límites de THDv y Dv

Rango de tensión Distorsión armónica individual (%) Distorsión armónica total - THDv (%)

1 kV < Vn ≤ 69 kV 3.0 5.0

69 kV < Vn ≤ 161 kV 1.5 2.5

Vn ≥ 161 kV 1.0 1.5

Fuente: NTC 5001

Debido a que podrían presentarse niveles de THDi altos para un nivel de carga bajo, que no afecta en gran

proporción el sistema, se define la distorsión de demanda total(TDD) como el porcentaje de distorsión

armónica con respecto a la carga máxima del sistema y refleja la incidencia de las distorsiones armónicas

en el sistema medido [4]. Sin embargo, los instrumentos empleados para la medida de distorsión

armónica, solo registran la distorsión armónica total (THDi) en función de la corriente fundamental rms y

no en función de la corriente de carga máxima (IL).Por esta razón, es necesario el cálculo de la distorsión

haciendo uso de la ecuación ( 3.6 ). Adicionalmente, en la Tabla 3.6 se encuentran los límites de TDD

establecidos para sistemas de distribución entre 120V a 69kV.

𝑇𝐷𝐷 =𝐼1

𝐼𝐿× 𝑇𝐻𝐷𝑖

( 3.6 )

Tabla 3.6Límites de distorsión en corriente para sistemas de distribución 120V<Vn≤69kV

Relación

ISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 35≤h TDD

<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

31

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

Fuente: NTC 5001

Por otra parte, el estándar IEC 61000-4-30 establece para las medidas clase A, orientadas a analizar los

parámetros de tensión, armónicos, interarmónicos y desbalance, un intervalo de tiempo de 12 ciclos con

intervalos de medición de 3 segundos, 10 minutos y 2 horas para sistemas de potencia a 60Hz [18]. Sin

embargo, para las medidas clase B indica que el fabricante deberá establecer el número y la duración de

los intervalos de tiempo de agregación [18].

3.4 Revisión metodológica.

Para el desarrollo de este informe, además de conocer la normatividad es necesario realizar una revisión

de metodologías existentes y así identificar los aportes de diferentes metodologíasrelacionadas con

elanálisis de distorsión armónica o CEL. A continuación se describen cinco metodologías enfocadas en la

medición y análisis de diferentes estudios de calidad desarrolladas como parte de trabajos de grado y

presentadas en artículos científicos.

3.4.1 Metodología para la medición de calidad de energía eléctrica en base a normas nacionales e

internacionales para la universidad de la Costa – CUC.

Esta metodología fue presentada por O.Cervantes para ejecutar mediciones de CEL basadas en los límites

y procedimientos establecidos por el estándar IEEE 1159 como se muestra en laTabla 3.7[1]. La

metodología propuesta contempla en sus etapas el planteamiento de objetivos, caracterización del sistema

eléctrico, selección de equipos y los tiempos de monitoreo según el tipo de perturbación a analizar.

Finalmente, presenta un formato de inspección e informe práctico basado en la metodología desarrollada

para el monitoreo y medición de los estudios de la CEL.

Este trabajo de grado representa un gran aporte ya que dentro de sus etapas especifican aspectos como el

planteamiento el objetivo, el reconocimiento de la instalación donde se detallan los parámetros de mayor

importancia a recolectar, las condiciones de seguridad para el personal al realizar las conexiones de los

equipos. Finalmente, para estandarizar el procedimiento de medición se presentó un formato de informe

de calidad de energía junto con un ejemplo práctico.

Tabla 3.7Metodología para la medición de calidad de energía para la Universidad de la Costa – CUC

Etapa Descripción

Definir objetivo del monitoreo

de calidad de energía

Definir los objetivos del monitoreo entre los que se encuentranresolver disputas con el

operador de red, monitoreo preventivo y monitoreo correctivo. Para así establecer

factores como tipo de monitoreo, recopilación de datos, selección de equipos y métodos

de medida

32

Recopilar los datos del sitio a

monitorear

Realizar el reconocimiento de la instalación por medio del historial de fallas del sistema,

posibles fuentes de perturbaciones, caracterización de los equipos instalados por medio

diagramas unifilares y cuadros cargas

Lugares de conexión de equipos

Establecer los lugares de conexión de los equipos de medida, a partir de la identificación

de las cargas sensibles y los objetivos. El autor recomienda la conexión de los equipos de

medición en el PCC

Seleccionar el equipo de

medición Delimitar los tipos de analizadores de redes de acuerdo el objetivo de la medición,

Determinar los periodos de

medición

Determinar los intervalos de medición, incertidumbre, valores a medir y demás aspectos

para el monitoreo de distorsión dependiendo de la clase de la medición a realizar (A o B)

de acuerdo con lo establecido en el estándar IEC 61000-4-30.

Seguridad en las mediciones de

calidad de energía

Establecer las condiciones de seguridad con base en el Std. IEE1159, para evitar

cualquier tipo de daño o accidente del personal y equipos a instalar. Así mismo, debe

ceñirse a las condiciones de seguridad impuestas por el usuario.

Detectar la fuente de

perturbación

Identificar la fuente de perturbación relacionando los problemas detectados con las

posibles anomalías de calidad de energía o mediante un monitoreo previo teniendo en

cuenta los límites establecidos en el Std IEEE 1159 para la detección del tipo y lugar de

las perturbaciones.

Informe de calidad de energía

eléctrica

Presentar un informe de calidad de energía en el cual se incluyen cada uno de los pasos

de la metodología propuesta junto con un análisis de resultados, conclusiones y

recomendaciones.

Fuente: Autores

3.4.2 Estudio de calidad de potencia del área de cirugía en el hospital de Fontibón ESE.

En este trabajo de grado F. Tapias planteó comoobjetivo principal verificar la calidad de potencia del

sistema eléctrico del área de cirugía en el hospital de Fontibón ESE[19]. Para este fin, realizómediciones

para identificar y analizardiferentes perturbaciones(transitorios, variaciones de corta y larga duración,

desbalances de tensión, armónicos y flicker), e interpretó los posibles impactos que se podrían generar

teniendo en cuenta los niveles de inmunidad electromagnética de los equipos médicos. En la Tabla 3.8 se

presenta un breve resumen de la metodología implementada en este estudio.

Este trabajo de grado genera un gran aporte ya que presenta de forma detallada la revisión teórica y la

selección de puntos de medida teniendo en cuenta varios aspectos de seguridad que se plantean en el

estándar IEEE 1159, la disponibilidad de equipos y las cargas con mayor sensibilidad.

Tabla 3.8Metodología para el estudio de calidad de potencia en el hospital de Fontibón ESE

Etapa Descripción

33

Conocer la instalación

Realizar el reconocimiento del sistema eléctrico por medio del diagrama unifilar, donde se

especifica la distribución de carga, las protecciones eléctricas, el sistema de respaldo, sistema

de puesta a tierra y las fuentes de energía.

Seleccionar los equipos de medición teniendo en cuenta aspectos como la sensibilidad, el

historial de fallas, los mantenimientos y las variables eléctricas a monitorear.

Variables a analizar

Definir la configuración del equipo de medición (trifásico 4 hilos, trifásico 3 hilos, trifásico

ARON o monofásico), los parámetros a medir (frecuencia, tensión, corriente, potencia,

armónicos y flicker) y los periodos del monitoreo

Descripción del sistema Realizar la descripción del sistema eléctrico del hospital basado en el diagrama unifilar, la

identificación de parámetros eléctricos de cada carga conectada en el sistema eléctrico.

Selección de puntos de

medición y monitoreo

Seleccionar los puntos de medición analizando posibles fuentes de perturbación con base en el

diagrama unifilar, mediciones previas y el historial de fallas del sistema.

Verificación de resultados Descargar, graficar y tabular los registros.

Evaluación de resultados Realizar un análisis comparativo de los límites establecidos en el estándarIEEE 1159 con los

resultados obtenidos.

Recomendaciones y

conclusiones

Analizar cada perturbación electromagnética para realizar las conclusiones y recomendaciones

según lo observado.

Fuente: Autores

3.4.3 Evaluación técnica y diagnóstico de la calidad de energía eléctrica en la planta QUALA S.A.

En este trabajo, L. Céspedes y J. Saad plantearon como objetivo principal la evaluación técnica y

diagnóstico de CEL de Quala S.A.[3]. Esta fábrica que consta de siete plantas, de las cuales las plantas 1

y 3 registraron anomalías en el factor de potencia en las estando por debajo de los límites admisibles

según la resolución CREG 070. Sin embargo, en el PCC el factor de potencia cumple con los valores de

referencia, por lo cual no se generan sanciones para la planta. Por su parte, las plantas 2 y 4 superaron los

límites permitidos por la IEEE 519 en los parámetros de flicker y de distorsión armónica de tensión

individual de orden 5, 7, 9, 11 y 13. Para finalizar, se presentaronlos resultados y recomendaciones para

las perturbaciones encontradas. En la Tabla 3.9 se presenta la metodología para la medición y análisis de

resultados de la planta de Quala.

Tabla 3.9 Metodología para la evaluación técnica y diagnóstico de la calidad de energía eléctrica en la plana de QUALA S.A.

Etapa Descripción

Descripción del problema. Plantear la necesidad de realizar el diagnóstico y evaluación de cada una de las posibles

perturbaciones que se puedan presentar en el sistema eléctrico de la instalación.

Descripción de la planta.

Describir la disposición de los equipos conectados al sistema eléctrico, con sus respectivas

capacidades, dimensiones y protecciones mediante el diagrama unifilar de las áreas de la

planta.

Revisión de la normatividad. Presentar las normas y estándares a tener en cuenta para realizar la medición y análisis de

los resultados obtenidos de las perturbaciones de calidad de energía.

Mediciones de parámetros

eléctricos.

Realizar la medición de parámetros eléctricos y el registro obtenido se debe compara con

los límites establecidos por el Std. 1159, con el fin de verificar el cumplimiento normativo

con los parámetros medidos

Diagnostico eléctrico. Realizar el diagnóstico del estado del sistema de la planta, indicando las posibles causas y

efectos de valores que sobrepasan los límites establecidos por la norma.

Resultados y

recomendaciones.

Presentar los resultados y hacer las recomendaciones para atenuar o dar solución a los

valores más críticos de las perturbaciones registradas, para evitar posibles fallas en el

sistema.

Fuente: Autores

Debido a que se realizaron mediciones de CEL a un usuario industrial, esta metodología presenta

semejanzas con el objetivo de este trabajo. También representa un gran aporte el análisis de resultados al

34

evaluar cada uno de los parámetros registrados por medio de graficas que muestran la manera en que

algunos parámetros sobrepasaron los limites, y por otra parte, se revisa si los conductores instalados

pueden estar afectando el sistema eléctrico producto de un cálculo inadecuado en su calibre.

3.4.4 Evaluación de los niveles de distorsión armónica en un alimentador de distribución típica

Este trabajo de grado desarrollado por W. Bogale tiene como objetivo determinar el comportamiento de

los niveles armónicos en sistemas de potencia de distribución[20]. Por ende, se realizan mediciones de

diferentes cargas no lineales como laptops, televisores, refrigeradores, luces incandescentes y demás

componentes del sistema eléctrico del sector residencial y comercial. Esto con el fin de caracterizar el

nivel de distorsión generado por cada uno de estos equipos. Además, analiza el comportamiento de

equipos como generadores, conductores, equipos de medida, banco de condensadores, etc. en un ambiente

de distorsión armónica

En laTabla 3.10se muestra la metodología planteada a través de las simulaciones en el software Easy

Power implementando las cargas modeladas mediante los resultados obtenidos en la etapa de

caracterización del sistema eléctrico. Además, se plantea un caso de estudio donde se analiza el efecto de

los armónicos de tensión y corriente. Este trabajo muestra que la distorsión de tensión depende de la

impedancia del sistema y es probable la predicción del máximo nivel de distorsión basado en la

infraestructura del mismo. De esta forma, esta metodología realiza un aporte al distinguir las posibles

fuentes armónicas y puntos críticos de medición dependiendo de las cargas asociadas al sistema eléctrico

Tabla 3.10Metodología de la evaluación de los niveles de distorsión armónica en un alimentador de distribución típico

Etapa Descripción

Bases para análisis Realizar la revisión de parámetros de distorsión armónica como métodos de medición, límites

según la norma IEEE 519, el cálculo de THD y TDD y análisis de resultados.

Caracterización de

fuentes armónicas

Desarrollar las mediciones de corriente, tensión, potencia y distorsión armónica en diferentes

cargas típicas del usuario y en los tableros principales, con el fin de caracterizar los niveles de

distorsión de las cargas instaladas en el sistema eléctrico.

Descripción del efecto

de los armónicos

Describir los efectos de los armónicos de tensión y corriente en el funcionamiento de las cargas y

los posibles problemas que se pueden presentar en los equipos más relevantes como generadores,

conductores, equipos de medida y bancos de capacitores que componen el sistema eléctrico

Caso de estudio Simular un caso de estudio haciendo uso de los resultados de las mediciones de armónicos

realizadas para caracterizar las cargas implementadas

Estimación de los

niveles armónicos

Analizar las condiciones de resonancia, sobretensión y los niveles de distorsión según los límites

de la norma IEEE 519.

Fuente: Autores

3.4.5 Análisis de distorsiónarmónica generada por los PWM de los variadores de velocidad

En esta metodología Sousa et al. evaluaron el impacto en la calidad de potencia producido por los PWM

de los variadores de velocidad presentes en el sistema eléctrico de una industria de molinería de trigo

[21]. En la Tabla 3.11se describe el método implementado para este estudio, siendo este de gran utilidad

para el sector industrial, ya que las tensiones armónicas aumentan las pérdidas del núcleo magnético en

motores y transformadores, mientras que las corrientes armónicas aumentan las pérdidas en el bobinado

de los mismos [21]. De acuerdo a esto, las pérdidas generadas en el sistema eléctrico estudiado causan un

aumento de la temperatura y la reducción de la vida útil de los equipos, lo cual se refleja en la industria

con los costos indirectos.

Debido a que los PWM son implementados en gran porcentaje de las industrias, este artículo es de gran

contribución para el presente reporte por los resultados obtenidos. En este trabajo se observó al

35

caracterizar los accionamientos de motores PWM que estos generan voltajes de armónicos principalmente

de quinto y séptimo orden con valores que excedían los límites establecidos por las normas [21].

Tabla 3.11 Metodología para el análisis de distorsión armónica generada por los PWM de los variadores de velocidad.

Etapa Descripción

Selección de puntos de

medición

Se seleccionaron de dos áreas alimentadas desde dos transformadores con propiedades

iguales conectadas al mismo punto de acoplamiento común (PCC) con motores de

características similares. En una de las áreas, los motores utilizan accionamientos de

motor PWM, mientras que en la otra área no se tiene PWM[21].

Monitoreo Se registraron los parámetros eléctricos de THDv, THDi, Di, Dv y Factor-K por medio

de un Fluke 435II, en un periodo de medida de una semana

Análisis estadístico y

evaluación de los estándares

se graficaron los parámetros monitoreados y se comparan con los límites establecidos

por el estándar IEEE 1159, con el fin de caracterizar los parámetros de THDv, THDi,

Di, Dv y Factor-K de los PWM utilizados en los accionamientos de los motores

Fuente: Autores

36

4. METODOLOGÍA PARA EL MONITOREO DE LA DISTORSIÓN

ARMÓNICAAPLICADO A USUARIOS INDUSTRIALES

Como se ha mencionado, entre los efectos de una red eléctrica con altos niveles de distorsión armónica se

encuentran la falla inesperada de las protecciones, la resonancia en el sistema eléctrico, el mal

funcionamiento de los equipos electrónicos, la disminución de la vida útil y temperatura excesiva de los

equipos eléctricos, los cuales se ven reflejados en costos indirectos. Teniendo en cuenta que los usuarios

industriales requieren de un sistema eléctrico confiable, sin interrupciones que afecten la

producción,incrementado el interés en analizar la calidad de la energía eléctrica dentro de las

instalaciones.

Este capítulo se enfoca en desarrollar una metodología para el análisis y monitoreo de distorsión armónica

de las señales de tensión y corriente aplicada a usuarios industriales con una potencia instalada superior a

1MVA. Esta metodología está basadaen las normas y metodologías expuestas en el capítulo anterior. En

la Figura 4.1se presenta cada una de las etapas propuestas para realizar un diagnóstico de distorsión

armónica y posteriormente se presentará una descripción de cada etapa de la metodología propuesta.

Figura 4.1Etapas para realizar un diagnóstico de distorsión armónica

Fuente: Autores

4.1 Etapa 1: Inspección

Al llevar a cabo un estudio de distorsión armónica, se debe realizar el levantamiento de la información

correspondiente a la etapa de inspección. Como se muestra en la Figura 4.2, esta etapa inicia con la

actualización del diagrama unifilar yel cuadro de cargas, que permiten reconocer el esquema de conexión

a tierra, la distribución de cargas, la potencia de los equipos instalados, los calibres de conductores, el

dimensionamiento de protecciones eléctricas, la ubicación de los equipos de medida,la distancia a los

tableros de distribución a cada uno de los equipos y los datos básicos cada uno de los equipos instalados

(V, I, FP, P, S, entre otros).

Luego de actualizar el diagrama unifilar y el cuadro de cargas, corresponde revisar si existen mediciones

previas con el fin deidentificar los puntos críticos donde la distorsión armónica genera un THDv por

encima del permitido por la normatividad. En el caso que el usuario tenga instalados medidores, le

corresponderá guardar el registro de los parámetros principales incluyendo el ciclo de trabajo de la planta.

Esto, con el fin de identificar los instantes en los que el contenido armónico es mayor. Sin embargo, estos

registrossolo servirán como un monitoreo inicial para la selección de puntos de medida.

Etapa 1: Inspección

Etapa 2: Monitoreo

Etapa 3:Análisis

Etapa 4:Reporte

Etapa 5: Recomendaciones

37

Por otra parte, si no es posible realizar el levantamiento de la información y no se disponen de mediciones

previas,se deberá llevar a cabo un monitoreo inicial en las cabeceras de los circuitos principales. Lo

anterior, con el fin de establecer si hay distorsión armónica en el sistema eléctrico y seleccionar los puntos

de medición.Si las mediciones previas evidencian niveles de distorsión armónica por encima de lo

permitido por la norma se deberá proceder a realizar la siguiente etapa correspondiente al monitoreo.

Figura 4.2Proceso para realizar la etapa de inspección

Fuente: Autores

4.2 Etapa 2: Monitoreo

En esta etapa se desarrolla la metodología para realizar un monitoreo de distorsión armónica en una red

de baja tensión enfocada en usuarios industriales con una carga instalada superior a un 1MVA. El

esquema de esta etapa se muestra en la Figura 4.3y se centra en caracterizar el contenido armónico en los

nodos principales de la instalación eléctrica bajo estudio. Para esta etapa se requiere como mínimo, de un

equipo de medida con las características adecuadaspara el estudio.

Como se mencionó en el capítulo anterior,según la IEEE1159 y laIEC61000-4-30,si el estudio se

relaciona con reclamaciones entre operador de red y el usuario,se requiere de un equipo de medida de alta

38

precisión (clase A), y para estudios diagnósticos es suficiente con un equipo clase B[18][22][23]. En

consecuencia, para el caso de un estudio diagnóstico sobre usuarios el caso de los usuarios industriales la

medición será clase B, debido a que las mediciones se realizan en el lado de baja tensión que no

corresponde al PCC.

Para seleccionar los parámetros que serán medidos durante el estudio se debe tener en cuenta las

especificaciones técnicas de los analizadores de red disponibles. Ya que el aspecto principal de esta

metodología es la distorsión armónica, se deben incluir parámetros de referencia como THDv, THDi, Di y

Dv. Además, se sugiere registrar parámetros básicos (V, I, FP, P, S y Q). La NTC 5001 recomienda

monitorear hasta el armónico de orden 50, aunque esto dependerá de la memoria de cada equipo de

medida [4].

De igual manera, para seleccionar los puntos de medida se deben tener en cuenta los criterios mostrados

en la Figura 4.3. Además se deben incluir los puntos de conexión del lado de baja tensión del

transformador, los tableros con mayor potencia instalada (en estos se evidencia la mayor influencia

armónica), y tener en cuenta aspectos como el factor de utilización, el tipo de carga y el nivel de THDv.

Estos criterios son analizados durante el levantamiento de la información desarrollado en la etapa de

inspección.

Después se procede a verificar si cada uno de los puntos de medida seleccionadosson seguros y asequibles

por medio de una inspección visual, para realizar la elección final de los mismos. Igualmente,se debe

cumplir con los lineamientos de seguridad industrial de la planta y disponer de los elementos de seguridad

necesarios para trabajar con líneas vivas o desenergizadas [2].Siendo la seguridad industrial de carácter

obligatorio en los estudios de CEL, es necesario que la conexión de los equipos se realicen sinponer en

peligro la seguridad del personal y la integridad de las conexiones existentes, teniendo en cuenta que las

conexiones son de carácter temporal[2][22].

Una vez seleccionados los puntos de medida se definen los intervalos de tiempo para realizar el

monitoreo. En caso que el número de equipos sea mayor o igual al número de puntos de medida

seleccionados se recomienda realizar el monitoreo durante una semana con intervalos de tiempo

(muestreo) de 10 minutos. Por su parte, si el número de equipos es menor a los puntos de medición

seleccionados, la IEC 61000-4-30 específica para los equipos clase B que los intervalos de tiempo deben

ser indicados por quien realiza el monitoreo, permitiéndolo establecer el número y la duración de los

periodos de medición usando ventanas de medida más flexibles [18].

Luego se procede a realizar el cronograma del monitoreo,que depende de la cantidad de puntos de medida

seleccionados, el número de equipos disponibles y el ciclo de trabajo de la planta. Este cronograma

indicará el equipo que se va a usar en cada nodo, los intervalos de tiempo, la fecha inicial y la fecha

final,facilitando la organización de las pautas de seguridad para posteriormente realizar el monitoreo. El

esquema de conexión de los equipos a utilizar debe ser acorde con el esquema de conexión a tierra de la

red eléctrica.

Finalmente, se realiza el monitoreo identificando si el punto de alimentación cuenta con bancos de

condensadores para la compensación de reactivos. De ser así, se recomienda realizar la medición con y

sin banco de condensadores. En instalaciones industriales con potencias superiores a 1MVA es

recomendable hacer el monitoreo de forma simultánea en más de un punto de la instalación. Como

aspecto adicional, se importante tener en cuenta lo indicado en la IEEE 1159, que recomienda configurar

el analizador de red y dejarlo funcionar durante media hora aproximadamente o de ser posible durante 24

horas para obtener valores iniciales de las características del entorno eléctrico y revisar que su

funcionamiento sea el correcto [22].

39

No

Sí

Sí

Sí

No

No

40

Figura 4.3Proceso para realizar la etapa de monitoreo

Fuente: Autores

4.3 Etapa 3: Análisis

Para los usuarios industriales es importante realizar diagnósticos de distorsión armónica debido a que las

principales cargas instaladas en sus sistemas son de origen no lineal (variadores de velocidad, hornos de

arco, cargadores de baterías, computadores, transformadores entre otros) generando efectos como lo son

la resonancia, la temperatura excesiva en máquinas rotativas y conductores, las pérdidas de energía, el

disparo inesperado de las protecciones, la pérdida de la vida útil de los equipos, interferencia en los

sistemas de control, entre otros, que conllevan a altos costos ocasionados por paradas de la producción.

Por lo tanto, este trabajo de grado se centra en el análisis de la distorsión armónica en redes industriales

de baja tensión, siendo el análisis de armónicos la etapa de mayor relevancia, que hace parte de la

metodología, de acuerdo con el primer objetivo planteado. En primer lugar al realizar el análisis de

contenido armonico se deben tener en cuenta el tipo de instalación, los equipos conectados, el ciclo de

trabajo de la planta y el comportamiento de los niveles de armónicos en función de las cargas instaladas

en cada punto monitoreado, por lo cual es importante tener en cuenta las etapas anteriores donde se

obtiene gran parte de esta información..

Por otra parte, debido a que este tipo de usuarios presenta diversos casos de distorsión armónica, esta

metodología se centrará en usuarios industriales en los que su carga no lineal se compone principalmente

en variadores de velocidad de 6 pulsos y bancos de condensadores. Como se muestra en laFigura 4.4, la

etapa de análisis se divide en tres subetapas, que inicia con la consolidación de los datos registrados

durante el monitoreo realizadovalidando la información registrada, luego se procede a la comparación de

los niveles registrados con respecto a los límites permitidos por las normas para plantas industriales de

baja tensión y finalmente la identificación de las características asociadas al funcionamiento de la planta y

su relación con los problemas de distorsion amónica identificados durante la medición.

Sí

No

41

Figura 4.4Subetapas del análisis de distorsión armónica

Fuente: Autores

4.3.1Consolidación de datos

Como se mencionó anteriormente, esta etapa inicia con la consolidación de la base de datos, que es

necesaria para verificar y garantizar que la información obtenida se haya registrado de manera correcta,

sin errores de conexión o de registro de datos. Con el fin de confirmar que tanto los intervalos de tiempo,

duración y magnitudes registradas están conforme a lo planeado durante el cronograma del monitoreo.

Para esto se debe realizar la descarga y verificación de los registros obtenidos en el monitoreo.

Debido a que los analizadores de redes usan diferentes tipos de software para el análisis de datos, se

recomienda importar los datos a Excel o a un mismo formato para depurarlos con mayor facilidad, revisar

y discriminar los datos que pueden ayudar a identificar los problemas de contaminación armónica en la

red. Además se deben tabular y graficar los parámetros principales (V, I, FP, P, S, Q, THDv, TDD y Dh)

para comparar los resultados del monitoreo con los límites establecidos por la normatividad y los eventos

ocurridosen los diferentes puntos seleccionados.

4.3.2 Comparación con los límites

Debido a que esta metodología se centra en redes de baja tensión, los límites de desbalance de tensión, THDv y Dv estarán enfocados niveles de tensión menores a 1kV. En la

Figura 4.5se presenta por medio de un diagrama de flujo, el proceso comparativo de cada uno de los

límites planteados por la NTC 5001 con los resultados obtenidos a partir del monitoreo. La metodología

planteado incluye la revisión delos límites de corriente,la tensión y el factor de potencia ya que estos

parámetros ayudan a deducir que cargas pueden estar afectando la distorsión armónica o si el evento se

debe a otro fenómeno electromagnético.

Como se muestra en la

Figura 4.5, se inicia con la revisión del monitoreo de tensión, según la NTC 5001 el registro de tensión

debe estar en el rango de ±10%Vnom, si no se encuentra dentro de los límites se debe revisar el

comportamiento de la tensión en el punto de alimentación, la condición de carga del transformador, con el

fin de descartar que exista una mala regulación de tensión que se deben a circuitos sobre cargados o a

ajuste inadecuado de los taps de los transformadores. En caso contrario se debe comparar con el

comportamiento de corriente registrada, ya que las causas principales de las subtensiones y sobretensiones

se deben a la energización o desconexión de grandes cargas o de bancos de condensadores[4].

Así mismo,se calcula el desbalance de tensión queno debe superar el 2%, con el fin de evaluar si existe

desbalances de cargas en el sistema o anomalías en el banco de condensadores. Por lo cual, se debe

verificar si la instalación dispone de bancos de condensadores y se revisan los resultados del monitoreo de

tensión el comportamiento del banco de condensadores, de esta forma se comprueba si este se encuentra

Consolidación de datos

Comparación con los límites

Identificación de las

características asociadas la

funcionamiento de la planta

42

funcionando apropiadamente.Por otra parte, por medio del diagrama unifilar y el cuadro de cargas se

verifica si el dimensionamiento de los equipos de protección contra sobrecorriente y el calibre de los

conductores se encuentran según la NTC 2050, si estos están subdimensionados podrían generar efectos

negativos en el sistema eléctrico como la temperatura excesiva, pérdidas de energía en conductores y

máquinas rotativas, estos efectos se pueden confundir con los producidos por la distorsión armónica.

Según la NTC 5001, se define el punto de acople común (PCC) como el punto de conexión individual

entre el usuario final y el sistema de distribución local (SDL) o el sistema de transmisión regional (STR)

[4].Por otra parte, la CREG 108 establece que el PCC de los usuarios no residenciales y los usuarios

residenciales conectados a un voltaje superior al Nivel de Tensión 1 deben contar con un factor de

potencia igual o superior a 0.9 inductivo[24]. En usuarios industriales con carga instalada superior a 1

MVA, el PCC se ubica en los niveles de alta tensión, sin embargo se recomienda que el factor de potencia

en las cabeceras de los circuitos principales tenga un factor de potencia superior 0.9p.u. garantizando que

el PCC cumpla con lo establecido por la CREG.

Los límites de distorsión armónica de tensión se toman teniendo en cuenta que este estudio se centra en

redes con tensión menor a 1kV. Por lo tanto, se debe evaluar si el THDv supera el 5% y si la distorsión

armónica individual de tensión es mayor al 3%, permitido por la NTC 5001. Esto con el fin de

caracterizar el contenido armónico de tensión e identificar cuales equipos del sistema eléctrico pueden

estar causando este fenómeno. Por consiguiente, el orden armónico en que se supera la distorsión

armónica permitida debe estar relacionado con la clase de equipos instalados en la red eléctrica, con los

niveles de tensión en los puntos de conexión de las cargas, con el factor de potencia de la red en los

diferentes puntos y con la condición de carga de la planta en cada instante (régimen de trabajo de la

planta).

De acuerdo con la NTC 5001, los límites de distorsión armónica de corriente se evalúan según la relación

de corriente de corto circuito del sistema eléctrico y la corriente de carga máxima registrada, la corriente

de corto circuito esta directamente asociadas al PCC y a las cargas asociadas al sistema por lo tanto son

propias de cada usuario y deben ser suministradas por el mismo. Una vez se obtiene la relación Isc/IL se

procede a calcular el TDD y la Di como se indica en el capítulo 3, los cual tiene en cuenta las condiciones

propias de la instalación eléctrica del usuario. En consecuencia a partir del contenido armónico de

corriente se procede a caracterizar el contenido armónico y asociarlo a las cargas no lineales instaladas.

Consolidación de datos

¿El desbalance

de tensión es

menor a 2%?

Sí

¿La tensión se

encuentra entre

±10%Vnom?

Comparar la tensión con el

comportamiento de corriente

No

No

43

¿Los elementos de

protección contra

sobrecorriente están

diseñados según la

NTC2050?

Realizar un estudio de

coordinación de protecciones

No

Sí

¿El factor de

potencia es

menor a 0.9p.u?

¿Existen bancos

de

condensadores?

Verificar el comportamiento

del banco de condensadores

Verificar la distribución de

las cargas monofásicas

Verificar el orden característico

Sí

¿THDv≤5% y

/o Dv≤3%? No existe contenido armónico

No

Sí

Sí

Revisar la conexión del banco de condensadores No

Calcular la TDD

No

44

Figura 4.5Proceso de la subetapa comparación de límites

Fuente: Autores

4.3.3 Identificación de las características asociadas al funcionamiento de la planta

Finalmente, cuando se tienen los límites definidos de cada uno de los parámetros evaluados y son

comparados con los límites por medio de gráficas, se procede a realizar la identificación de las

características asociadas al funcionamiento de la planta como se muestra en la Figura 4.6. Debido a que,

se pueden presentar diversos casos de contaminación armónica, este estudio centra en dos casos, cuando

la distorsiónarmónica supera el límite en el orden 6n-1 que se debe a la instalación de gran cantidad de

variadores de velocidad de 6 pulsos, y cuando la distorsión armónica supera los límites en órdenes

superiores al 11° para el cual una causa posible se debe a la resonancia evidenciando el inadecuado

funcionamiento de los bancos de condensadores.

Como se muestra en la Figura 4.6para el caso de alta distorsión armónica de orden 6n-1 se debe

identificar las cargas instaladas y corroborar si esta es consecuencia de la presencia de variadores de

velocidad de 6 pulsos. Para definir un posible método de mitigación se procede a revisar el ciclo de

trabajo si este constante se recomienda evaluar la instalación de filtros pasivos sintonizados de orden 4.7

en el punto donde se supera la distorsión armónica de corriente. Y si no es constante se recomienda como

una opción la instalación de un filtro activo que pueda compensar el factor de potencia e inyectar los

reactivos necesarios para mitigar la distorsión armónica en el sistema eléctrico, sin embargo esta depende

de aspectos los niveles de distorsión en magnitud de cada componentes y del aspecto económico.

Por otra parte, para el caso de distorsión armónica de orden superior o igual a 11°, se identifican las

cargas instaladas y se procede a comparar los parámetros registrados durante el monitoreo en el banco de

condensadores con el fin de verificar si este se presentó desbalance de tensión y está generando

resonancia en el sistema o si la distorsión armónica se debe a otra carga instalada en el sistema. Por lo

tanto, si la distorsión armónica es producto de la presencia de resonancia en el sistema debido al banco de

¿ El TDD es

superior a lo

permitido por la

NTC 5001?

Calcular la relación Isc/IL

Sí

No existe contenido armónico

No

¿ La Di es superior

a lo permitido por

la NTC 5001?

Verificar el orden característico

No existe contenido armónico

Sí

No

45

condensadores se recomienda la instalación de una reactancia sintonizada en serie o evaluar si es

necesario realizar un cambio de banco de condensadores.

Figura 4.6Proceso de la subetapa identificación de cargas características asociadas a la planta

Fuente: Autores

4.4 Etapa 4: Recomendaciones

Como se mención anteriormente, las recomendaciones deben tener en cuenta los hallazgos, características

propias de la instalación y el régimen de trabajo de la planta. Con base en estos se definen el método de

mitigación másóptimo para el usuario, el cual puede cambiar cuando se tiene una carga constante con

presencia de distorsión armónica en un orden específico ofreciendo diferentes métodos de mitigación del

mismo. También se debe tener en cuenta los puntos donde la carga instalada sea superior, ya que estos

pueden afectar el contenido armónico de otros puntos debido a la magnitud de la corriente armónica de

los mismo y solo se puede requerir de un filtro en el punto de mayor carga instalada de acuerdo a las

condiciones del sistema.

Así mismo se debe tener en cuenta, la comparación de las componentes armónicas en los diferentes

puntos de la instalación, de esta manera se puede identificar si existen problemas externos a la red que

pueden afectar o intensificar los niveles de armónicos. Uno de estos casos se presenta en los bancos de

condensadores ya que los registros de tensión, corriente y distorsión armónica pueden evidenciar la

resonancia en el sistema por lo cual se recomendaría el cambio de los bancos de condensadores o la

instalación de una reactancia sintonizada.

Estas recomendaciones deben ser registradas en el reporte final junto con los aspectos encontrados

durante el levamiento de le información, que deben ser mejorados. Dentro de estos aspectos se resalta el

h>11

h=6n-1

Caracterizar la distorsión armónica

Identificar cargas instaladas Identificar cargas instaladas

Variadores de

velocidad de 6

pulsos

Revisar monitoreo del banco de

condensadores

¿Presentó

desbalance de

tensión?

Revisar el monitoreo

otras cargas

instaladas no

lineales

No

Sí

Instalar reactancia sintonizada

*Vericcar

Identificar el ciclo de trabajo en

el punto monitoreado

Variable

Constante

Evaluar

instalación de

filtro activo

Evaluar

instalación de

filtro pasivo

46

análisis de posibles equipos de protección sobredimensionados o subdimensionados, los puntos con

riesgo eléctrico y cualquier incumplimiento con el RETIE o NTC.

En esta etapa también se evalúan las posibles causas de las perturbaciones identificadas a partir de la

comparación del monitoreo y la normatividad. Este proceso permite definir los posibles métodos de

mitigación y valorar las condiciones adecuadas de los parámetros básicos como tensión, corriente y factor

de potencia. Por otra parte, si se incluye la simulación del sistema eléctrico las recomendaciones deben

presentar el método más adecuado para la mitigación, justificado por medio del análisis de resultados.

4.5 Etapa 5: Reporte

Después, de realizar el diagnóstico y la evaluación de la instalación eléctrica se debe elaborar un informe

que incluya una portada con la fecha de la entrega del informe, nombre de la empresa, persona que

ejecutó el diagnóstico, consecutivo que permita identificar el proyecto y razón social del cliente [25]. Este

informe debe tener un índice con los títulos y subtítulos, sumado a un índice de figuras y tablas. Además

debe incluir una introducción del diagnóstico que relacione los objetivos, el alcance del estudio y una

breve explicación de cómo se desarrolló.

Se recomienda incluir una descripción detallada de la instalación donde se desarrolló el diagnóstico. Esto

incluye todos los equipos y elementos presentes desde el punto de acople común hasta la subestación. En

esta descripción se incluye las condiciones iniciales de la planta y el ciclo de trabajo de las misma.

Una vez descrita la planta se procede a evaluar los datos principales de los analizadores de red usados en

el monitoreo y se muestran los resultados en cada uno de los puntos seleccionados. Finalmente, se realiza

el análisis y se presentan las recomendaciones para lograr que la planta tenga un mejor funcionamiento.

En el caso que se incluya la mitigación de la contaminación armónica se deben presentar los resultados de

la misma, donde se especifique porque se seleccionó ese método y las conclusiones finales.

5. METODOLOGÍA PARA EL MONITOREO DE LA DISTORSIÓN

ARMÓNICA APLICADA A UN CASO DE ESTUDIO

En esta parte del documento se presenta el análisis técnico de distorsión armónica realizado en la planta

de tratamiento de aguas de Bavaria S.A ubicada en Tocancipá-Cundinamarca implementando la

metodología descrita en el capítulo anterior. Esta es una industria líder de bebidas en el país enfocada en

la fabricación de cervezas y maltas (Aguila, Póker, Redd´s, Club Colombia y pony malta). La planta

utiliza principalmente motores de inducción para su producción, los cuales dependiendo de la aplicación

requieren variadores de velocidad o arrancadores suaves que distorsionan las señales de tensión y

corriente. Este estudio se realizó por el interés que la empresa Bavaria S.A. tiene de mejorar la calidad de

energía eléctrica de la planta por medio de diferentes estudios, buscando una mayor eficiencia y

confiabilidad de su sistema eléctrico.

5.1 Descripción de la instalación eléctrica de laplanta de tratamiento de aguas

Como se ha mencionado anteriormente, en la primera etapa de inspección se debe realizar el

levantamiento de lainformación por medio de diagramas unifilares, cuadros de cargas, mediciones

previas, entre otros. LaFigura 5.1 muestra el diagrama unifilar de la subestación principal (SE1)quees

alimentada a través de una línea de alta tensión proveniente de la empresa de energía de Bogotá a una

tensión de 115kV y una frecuencia de 60Hz.

47

En la SE1 se encuentran instalados en paralelo tres transformadores (T1, T2 y T1-1), cada uno cuenta con

una potencia de 6.25 MVA y una relación de transformación de 115/13.8kV. Los transformadores están

conectados a los barrajes BGEN y BEEB por medio de un seccionador que opera normalmente

cerrado[26].Como se muestra en la Figura 5.1 los transformadores T1 y T2 se acoplan al barraje BEEB,

mientras que el transformador sobrante (T1-1) queda como respaldo. También se cuenta con 4

generadores diésel en paralelo con una potencia de 2.5 MVA,conectados al barraje de generación

(BGEN), siendo de utilidad en caso de que se requiera un mantenimiento preventivo o se presente una

falla en la red de alimentación principal.

La planta de Bavaria S.A-Tocancipá está conformada por ocho subestaciones especializadas (planta de

aguas, sala de máquinas, administración, calderas, pet, envase, elaboración y tapas), enfocadas cada una

en realizar un proceso específico para la fabricación de cerveza y malta. El presente estudio se centra en

la subestación de planta de tratamiento de aguas (SE2)resaltada en la Figura 5.1, la cual cuenta con una

potencia instalada de 2MW, distribuida en 28 tableros que alimentan 170 motores.

48

Figura 5.1 Diagrama unifilar Bavaria S.A. Cervecería de Tocancipá Fuente: Autores

49

Como se muestra en laFigura 5.2,la SE2 se acopla al sistema eléctrico por medio de una transferenciacon

seccionadores (S1SE2 y S2SE2). En este caso, S1E2 opera normalmente cerrado a través de una

acometida subterránea con conductor de calibre (3x1/0AWG) XLPE de 370 m de longitud que proviene

de la SE1. Por su parte, S2E2 opera normalmente abierto y llega de la subestación 7 (SE 7)por medio de

un conductor con calibre (3x1/0AWG) XLPE de 340 m.

La SE2 dispone de tres celdas acopladas mediante un barraje principal con una capacidad de corriente de

600A y una corriente de corto de 20kA. En este punto se incluye una celda de medida con tres

transformadores de corriente de relación 50/5A, tres transformadores de potencial conectados al barraje

con una relación 13.8kV/√3/120V/√3 y un medidor digital. Adicionalmente, la SE2 cuenta con dos celdas

de protección de los transformadores (T3 y T18) que alimentan las plantas 1 y 2, respectivamente [26].

Cada una de las plantas se encuentran en un cuarto eléctrico donde se ubican los centros de distribución,

los centros de control de motores (MCC´s) y el transformador respectivo.

Figura 5.2Disposición de llegada a la SE2

Fuente: Bavaria S.A actualizado por autores

En laFigura 5.3 se presenta la distribución de cargas principales de la planta 1,la cual es alimentada por

medio del transformador T3 con una relación de transformación de 13.8/0.48 kV, una potencia de

800kVA, una corriente de corto de 25kA y un grupo de conexión Dyn5. De esta se deriva el centro

distribución de cargas de la planta 1 por medio de un ducto de barrascon una tensión nominal de 480V,

50

una capacidad de corriente de 1200A y una corriente de corto circuito de 25kA. El centro de distribución

de cargas cuenta con tres transformadores de corriente con relación 400/5, tres transformadores de

potencial con relación 13.8kV/√3/120V/√3 y un medidor. De este punto se derivan las cargas del circuito

MCC-755, los tableros de pozo, un banco de condensadores (BC1) y alumbrado de la planta 1.

Figura 5.3Disposición planta 1 de la SE2

Fuente: Bavaria S.A y actualizado por autores

Como se muestra en la Figura 5.4la planta 2es alimentada a través del transformador T18 con

unacapacidad de 1600kVA, una relación de transformación de 13.8/0.48 kV, un grupo de conexión Dyn5

y una corriente de corto circuito de 34kA. Este transformador alimenta el centro de distribución de cargas

51

de la planta 2 por medio de un ducto de barras a 480V, con una corriente de 1200A y una corriente de

corto circuito de 25kA. El centro de distribución de cargas dispone de tres transformadores de corriente

con relación 600/5, tres transformadores de potencial con una relación de 13.8kV/√3/120V/√3 y un

medidor. A partir de la barra B2 se derivan los circuitos MCC 766, MCC 74-3, MCC 74-6, MCC 75-3,

ósmosis, alumbrado y banco de condensadores (BC2).

Figura 5.4Disposición de planta 2 de la SE2

Fuente: Bavaria S.A y actualizado por autores

Finalmente, la Tabla 5.1 presenta la potencia instalada en los nodos principales de la SE2, donde B1 y B2

corresponden a los barrajes principales de las plantas 1 y 2, respectivamente.

52

Tabla 5.1Potencia instalada de la SE2

PLANTA 1

Nodo 1 Nodo 2 Potencia instalada [kW]

T3 B1 637.96

B1 MCC 755 546.2

B1 MCC 74-1 5.36

B1 MCC 74-4 49.1

B1 POZO 37.3

PLANTA 2

T18 B2 1091.75

B2 MCC 766 813.2

B2 MCC 74-3 50.25

B2 MCC 74-6 166.3

B2 MCC 75-3 11.9

B2 Osmosis 50

Fuente: Autores

5.2 Condición inicial de la planta

En la etapa de inspección se tuvo acceso a mediciones previas de Bavaria S.A-Tocancipá tomadas con

medidores ION 6200 instalados en los puntos de alimentación principales. Estos equipos monitorean

diferentes parámetros (V, I, P, S, Q, FP y THD) cada 15 minutos. En la Figura 5.5se muestra el perfil de

carga de la SE2 para 4 semanas consecutivas evidenciando un comportamiento similar durante el periodo

registrado. Teniendo en cuenta que el turno en la planta es de 24 horas por los 7 días de la semana, se

puede afirmar que la planta tiene una potencia activa promedio de domingo a lunes de 300 kW, mientras

los días restantes presentan una potencia de aproximada de 800kW.

Figura 5.5 Perfil de carga de la SE 2 en una semana

Fuente: Bavaria S.A.

53

Del mismo modo, se adquirieron registros de THDv en los puntos de alimentación de las plantas como se

muestra en la Figura 5.6. A partir de estos, se concluye que la planta 1 en cuatro intervalos tuvo un THDv

superior al 5% y en la planta 2 el THDv fue inferior al 5% únicamente de domingo a lunes. Así mismo, el

personal de Bavaria en la planta de tratamiento de aguas informó que se presentaron anomalías como el

calentamiento excesivo de los conductores, motores y variadores de velocidad, fallas en banco de

condensadores y disparos de protecciones sin causa aparente. Esto puede tener relación con fenómenos de

calidad de energía eléctrica.

Figura 5.6THDv de las plantas de la SE2

Fuente: Bavaria S.A.

5.3 Evaluación y selección de los puntos de monitoreo de la planta de tratamiento de aguas

De acuerdo con la metodología planteada, una vez se recopila la información sedebe procede arealizar la

etapa de monitoreo, siendo la selección adecuada de los puntos de monitoreo y de los equipos de medida

uno de los aspectos de mayor importancia al realizar un estudio de distorsión armónica.Por lo tanto, esta

sección describe los analizadores de redes usados, así como el proceso de selección de los puntos de

monitoreo.

54

5.3.1 Equipos de medición

Teniendo en cuenta que para realizar un monitoreo es indispensable disponer de los equipos de medida

adecuados, para este caso de estudio se requiere mínimo de equipo clase B. De acuerdo a esto, para este

caso se utilizaron dos analizadores de red PQA 824 clase B con sondas HTFlex33 prestados por los

laboratorios de ingeniería de la Universidad Distrital y un analizador de red marca Fluke 430III clase A

con sondas i430-Flex 10x perteneciente al grupo de investigación de compatibilidad electromagnética

(EMC-UN) de la Universidad Nacional de Colombia. En la Tabla 5.2 se presentan las características

principales de los equipos utilizados.

Tabla 5.2. Caracterización de equipos de medición

Equipo/Parámetro Fluke 430 serie III PQA 824

Escala Precisión Escala Precisión

Equipos

Tensión 1…1000V 0,1% Tensión nominal 0.0V÷1000V ±(0.5% lectura+2digitos)

Corriente 0…20kA ±0.5%±5 cuentas 0.0A÷3000A ±(0.5% lectura+0.06%FE)

Potencia

(MW,MVA,MVAR) 1..20M ±1%±10recuentos 0.0÷10M ±(1.0% lectura+6digitos)

Frecuencia 42.5Hz..69Hz 0.001 Hz 42.5Hz÷69Hz ±(0.1% lectura+1digito)

Armónicos 1…50 ± 5% ± n x 2% ± 10 cuentas 1°÷50° ±(5.0%rdg+5dgt)

Normas IEC61000-4-30 2a edición clase A, EN50160,

IEC 61000-4-15, IEC 61000-4-7

IEC/EN61010-1, IEC/EN61187, IEC/EN61010-

031, IEC/EN61010-2-032, IEC/EN50160 ,

IEC/EN61000-4-30 class B , IEC/EN61000-4-

15,IEC/EN61000-4-7, IEC/EN50160

Memoria

Tarjeta SD de 8 GB estándar, hasta 32 GB

opcionalmente. Almacenamiento de valores de

pantalla y varias memorias de datos para

guardar datos incluidas grabaciones (depende

del tamaño de la memoria).

>3 meses con 251 parámetros@15min

Sistema operativo Windows Windows

Software Power Log TOPVIEW

Interfaz con PC

Interfaz RS232 Use el cable adaptador especial

DB-9 a Micro USB para conectar la unidad

de sincronización de hora GPS430.

USB

Fuente: Autores

55

5.3.2 Selección de puntos de medición

La selección de los puntos de medición se basó en la información suministrada por la empresa (diagrama

unifilar, cuadro de cargas y mediciones previas), así como los criterios de selección presentados para esta

etapa: puntos de alimentación, potencia instalada, factor de utilización, tipo de carga y niveles de THDv.

Teniendo en cuenta que el mayor consumo de energía en la planta se presenta de lunes a sábado las

mediciones se programaron durante estos días. En consecuencia, la Tabla 5.3presentael cronograma de

monitoreo con los puntos de medida seleccionados.

A causa de las limitaciones de tiempo relacionadas con el préstamo de los equipos, se registraron un total

de 2880 datos (muestras) por parámetro y se realizaron mediciones con intervalos de tiempo de 2 días y

un tiempo de muestreo de 1 minuto. De esta manera, se cumple con el valor mínimo de 1000 datos

recomendado por la IEC 61000-4-30 para el análisis clase A durante una semana con intervalos de 10

minutos [23]. Por otra parte, se debe aclarar que el banco de condensadores de la planta 2 no fue

seleccionado como punto de medición porque se encontraba fuera de servicio.

Tabla 5.3Programación de mediciones

Nodo Fecha Tiempo Analizador

de red Inicio Final Inicio Final

B1 06/07/2015 08/07/2015 16:20 16:20 Fluke 435

MCC 755 06/07/2015 08/07/2015 16:20 16:20 PQA 824

B1 08/07/2015 10/07/2015 18:15 18:15 Fluke 435

MCC 74-1 08/07/2015 10/07/2015 18:15 18:15 PQA 824

BC1 08/07/2015 10/07/2015 18:15 18:15 PQA 824

B2 13/07/2015 15/07/2015 7:13 7:13 Fluke 435

Ósmosis 13/07/2015 15/07/2015 7:13 7:13 PQA 824

MCC 766 13/07/2015 15/07/2015 7:13 7:13 PQA 824

B2 15/07/2015 17/07/2015 9:40 9:40 Fluke 435

MCC 74-3 15/07/2015 17/07/2015 9:40 9:40 PQA 824

MCC 74-6 15/07/2015 17/07/2015 9:40 9:40 PQA 824

Fuente: Autores

Con el fin de comparar los resultados obtenidos en las mediciones con los límites establecidos por las

normas se registraron los parámetros eléctricos que se encuentran en laTabla 5.4. Para los puntos medidos

con el PQA 824 se realizó la medición hasta el armónico 25 debido a que la memoria interna no tiene la

capacidad suficiente para registrar todas las componentes, mientras que las mediciones en los puntos B1 y

B2 se registraron hasta el armónico 50 usando el FLUKE 430II.

56

Tabla 5.4Parámetros de medición

Equipos

Parámetros

Voltaje [V] Corriente

[A]

Potencia

activa [W]

Potencia

reactiva

[VAR]

Potencia

aparente

[VA]

Armónicos de

tensión [%]

Armónicos

de corriente

[%]

VL-L VØ Vp IØ Ip PØ P QØ Q SØ S THD H THD H

Fluke 430 II 1-50 1-50

PQA 824 1-25 1-25

Fuente: Autores

5.3.3 Conexión de analizador de red

Dado que en la SE2 se conecta la tierra y el neutro a partir del secundario de cada uno de sus

transformadores (T3 y T18),se programaron los analizadores de redes con una configuraron de tres hilos

como la que se representa en la Figura 5.7[27][28]. De acuerdo con la configuración seleccionada, en la

Figura 5.8 se muestra un ejemplo de la conexión física del FLUKE 430II en el punto B2.

Figura 5.7Configuración trifásica de tres hilos.

Fuente: Manual PQA 824 HT Instruments

57

Figura 5.8Conexión de analizador PQA824 en B2

Fuente: Autores

5.4 Consideraciones para el uso de la información capturada

Luego de realizadas las mediciones se procedió a la descarga de los datos y altratamiento de esta

información. Para esto, se requirió del software indicado para cada uno de los analizadores. Por

consiguiente se desarrolló la descarga del FLUKE 430II con el software “Power Log” y para el PQA 824

por medio del “TopView”. Con el fin de unificar los datos en un mismo formato se exportaron a archivos

de excel (.xls) para así tener una mejor visualización y manejo de la información obtenida.

Todos los parámetros medidos se muestran en laTabla 5.4. En todos los casos se realizó el registro de los

valores mínimos, máximos y medios de cada parámetro. Sin embargo, para graficar los registros

mostrados en el presente documento se tuvieron en cuenta los valores promedios de cada parámetro, con

excepción de la potencia activa, potencia reactiva y potencia aparente en los que también se tuvieron en

cuenta los valores mínimos y máximos.

5.5 Monitoreo de la planta de tratamiento de aguas

A través de las mediciones realizadas durante la ejecución de este estudio, y para dar una visión más

clara de la influencia armónica en la planta de tratamiento de aguas, en esta sección se presentan los

resultados del estudio de distorsión armónica. Para este caso se analizaron los registros de tensión,

corriente, potencia, factor de potencia, armónicos de tensión y armónicos de corrientes. De esta forma, se

determinó si las mediciones cumplían con los límites indicados por las normas y se procedió a evaluar,

para los casos identificados, las posibles causas que generaron la presencia de perturbaciones. En el

Anexo C se presenta las gráficas de cada uno de los registros obtenidos.

PE L1 L3 L2

58

5.5.1 Monitoreo y diagnóstico de la tensión

Para evaluar las señales de tensión se tomaron como límites de funcionamiento los valores establecidos en

la norma NTC 5001, donde se indica que las variaciones de tensión máximas permitidas se deben

encontrar en un rango de ±10% del voltaje nominalcon un percentil de 100%[4].La Tabla 5.5resume las

mediciones indicando el percentil de 100% de valores registrados de tensión máxima, mínima y

promedio de cada uno de los puntos de medición. En este caso,para una tensión nominal Un= 254V, los

rangos de tensión esperadosde acuerdo con la norma deben estar entre unatensión máxima de 279.4V y

una tensión mínima de 228.6V. En el Anexo C1 se encuentran los registros de tensión.

Tabla 5.5 Percentil del 100% del registro de tensión en la planta de tratamiento de aguas

Nodo Tensión recomendada [V] Va[V] Vb [V] Vc [V]

Vmax Vmin Vmin Vprom Vmax Vmin Vprom Vmax Vmin Vprom Vmax

B1 279.4 228.6 256.0 260.2 264.2 256.6 260.5 264.4 255.9 259.9 263.9

MCC 755 279.4 228.6 247.6 255.7 262.6 248.8 256.6 263.3 247.2 255.4 262.5

MCC 74-1 279.4 228.6 256.1 260.1 264.1 255.6 259.7 263.8 255.4 259.5 263.5

Banco de

condensadores 279.4 228.6 255.8 259.9 264.1 226.2 252.6 264.5 255.7 259.7 263.8

B2 279.4 228.6 255.0 259.8 265.6 250.5 259.5 265.2 249.9 258.9 264.5

MCC 766 279.4 228.6 250.7 259.6 265.1 250.1 259.2 264.7 249.6 259.2 264.0

MCC 74-3 279.4 228.6 252.6 257.3 263.2 255.7 260.61 266.4 253.3 258.3 264.1

MCC 74-6 279.4 228.6 254.0 258.9 264.7 253.7 258.7 264.5 253.3 258.2 263.8

Ósmosis 279.4 228.6 250.3 258.8 264.8 250.1 258.5 264.5 249.8 258.1 264.2

Fuente: Autores

Durante la medición de la tensión se presentó un comportamiento estable ya que todos puntos medidos

cumplen con los límites establecidos. Sin embargo, en la Figura 5.9 se puede observar el comportamiento

de la tensión del banco de condensadores,que presenta un desbalance en la fase B durante las primeras 18

horas de la medición. Adicionalmente, en las horas 5 y 15 del registro de la fase B se supera el umbral

fijado por la norma con una tensión inferior al 90% de la tensión nominal.

59

Figura 5.9Grafica de la tensión media en barraje BC1

Fuente: Autores

En la Tabla 5.6 se presenta el registro de desbalance de tensión para los puntos monitoreados. Segúnla

IEEE 1159 y la NTC 5001,el desbalance de tensión no debe superar el 2% con un percentil de 99%

[4][16]. De acuerdo a esto, se observa que el banco de condensadores de la planta 1 arrojóun

desbalance de tensión de 0.44% siendo este el mayor registrado. En conclusión, la SE2 no

sobrepasó el límite establecido, evidenciando un comportamiento de tensión estable. Esto se

debe a que el sistema eléctrico de la planta posee un gran porcentaje de cargas trifásicas,

logrando así mantener un sistema balanceado [29].

Tabla 5.6Desbalance de tensión

Nodo Vab [V] Vbc [V] Vca [V] Β %Desbalance

B1 455.3 455.3 454.9 0.3 0.05%

MCC 755 455.5 455.3 454.6 0.3 0.11%

MCC 74-1 457.2 456.5 457.1 0.3 0.09%

Banco de

condensadores 454.0 454.0 457.3 0.3 0.44%

B2 464.1 464.7 462.1 0.3 0.31%

MCC 766 459.0 459.1 457.6 0.3 0.19%

MCC 74-3 458.8 458.1 457.5 0.3 0.15%

MCC 74-6 458.5 457.8 457.3 0.3 0.14%

Ósmosis 458.4 458.4 457.8 0.3 0.08%

Fuente: Autores

5.5.1 Monitoreo y diagnóstico de la corriente

Para el desbalance de corriente la IEEE 1159 indica que los límites deben estar entre 1% - 30% con un

percentil de 99%[16]. En laTabla 5.7se muestran los parámetros de corriente por fase y el desbalance de

corriente. Los resultados muestran un máximo desbalance de corriente de 9.26% en B1. Por esta razón, se

establece que las plantas se encuentran bajo los estándares establecidos para la corriente. En el Anexo C2

se encuentra el monitoreo de corriente de la SE2.

60

Tabla 5.7 Desbalance de corriente

Nodo Ia [A] Ib [A] Ic [A] Β %Desbalance

B1 262.1 296.0 251.9 0.34 9.29%

MCC 755 207.4 212.3 206.6 0.33 1.56%

MCC 74-1 44.9 44.2 4.1 0.33 2.15%

Banco de

condensadores 121.0 124.3 133.6 0.33 5.49%

B2 1080 1064 1035 0.33 2.26%

MCC 766 597.1 616.6 599.2 0.33 1.87%

MCC 74-3 61.04 60.79 60.18 0.33 0.77%

MCC 74-6 66.35 64.92 63.36 0.33 2.42%

ÓSMOSIS 81.18 82.68 74.55 0.33 5.64%

Fuente: Autores

Como se mencionó en el capítulo anterior, para el análisis de corriente es necesario revisar el

dimensionamiento del calibre de los conductores. De acuerdo con la NTC 2050 Sección 430, los

conductores conectados a varios motores deben ser dimensionados de acuerdo a la suma de las corrientes

a plena carga más el 25% de la capacidad de corriente [30]. Para el caso de las protecciones contra

sobrecorriente en los centros de control de motores esta se basa en la capacidad nominal de la barra de

potencia común[30].Adicionalmente, la NTC 2050 sección 460 específica para los bancos de

condensadores que el conductor debe contar con una capacidad de corriente no menor al 135% de la

corriente nominal del condensador, y para la protección contra sobrecorriente cada conductor no puesto a

tierra se dispondrá de un dispositivo de protección contra sobrecorriente que debe ser lo más bajo posible

teniendo en cuenta la corriente del banco de condensadores[30].

Para evaluar estas condiciones, se verifica si los puntos de medición cumplen con lo estipulado en la NTC

2050. En laTabla 5.8se presenta el calibre del conductor, corriente nominal, corriente promedio,

capacidad de corriente del conductor y del interruptor de los puntos de medida seleccionados. Esta

información se obtuvo a partir de planos entregados por Bavaria S.A- Tocancipá y se actualizó a la fecha

con la colaboración y acompañamiento de los técnicos de la planta.

61

Tabla 5.8Datos principales de la planta de tratamiento de aguas

Nodo Potencia

instalada [kW] Calibre Conductor

Capacidad

de corriente

conductor[A]

Capacidad

interruptor [A]

Corriente

nominal [A]

Corriente

promedio [A]

B1 638,0 Blindobarra 3000 1250 837,1 270,0

MCC 755 546,2 2x(3x250 MCM) 510 600 716,7 208,8

MCC 74-1 5,4 2x(3x2/0 AWG) 350 400 7,0 31,1

Banco de

condensadores N/A Barra de cobre 500 400 577,4 126,3

B2 1091,8 Blindobarra 3000 1250 1432,6 1059,7

MCC 766 813,2 3x(3x350 MCM) 930 1000 1067,0 604,3

MCC 74-3 50,3 2x(3x2/0 AWG) 350 700 65,9 60,7

MCC 74-6 166,3 2x(3x4/0 AWG) 460 400 218,2 64,9

Osmosis 50,0 3x4/0 AWG 230 600 65,6 79,5

Fuente: Bavaria S.A. y autores

Por consiguiente, el dimensionamiento del conductor del banco de condensadoresse encuentra por debajo

de su capacidad. Así mismo el MCC 74-3, MCC 74-6 y ósmosis cuenta con conductores y protecciones

sobredimensionados.

5.5.2 Monitoreo y diagnóstico de potencia y factor de potencia

En la Tabla 5.9 se muestran los promedios mínimos, medios y máximos de los registros de potencia

activa, reactiva, aparente y factor de potencia, evidenciando un bajo factor de potencia en el punto de

alimentación de la planta 2(B2), oscilando entre 0.8 y 0.85. Sin embargo, se debe tener en cuenta que el

punto B2 no corresponde al PCC, por lo cual se recomienda instalar un banco de condensadores o filtro

para compensar la potencia reactiva. Así mismo, el transformador T3arrojóun factor de utilización

aproximado del transformador del 21%, por lo cual se deduce que el transformador se encuentra

sobredimensionado, lo que causa el aumento de las pérdidas en el cobre del transformador. En elAnexo

C3-C5 se presenta las gráficas del monitoreo de potencia y factor de potencia.

Tabla 5.9Promedio de medición de potencia y factor de potencia

Nodo Potencia activa [kW] Potencia reactiva [kVAR] Potencia aparente [kVA] Factor de

potencia Mínima Media Máxima Mínima Media Máxima Mínima Media Máxima

B1 156.4 159.9 167.6 -1.4 0.2 6.2 156.6 160.2 168.2 0.98

MCC 755 108.1 110.7 114.9 83.0 84.2 87.2 136.5 139.1 144.2 0.80

MCC 74-1 17.0 17.4 17.8 8.7 8.9 9.1 19.2 19.6 20.0 0.89

B2 491.6 507.8 541.5 328.3 338.9 381.4 592.0 610.8 662.3 0.84

MCC 766 329.4 340.2 354.8 263.8 270.6 297.0 422.6 434.8 461.6 0.79

MCC 74-3 24.1 24.5 25.0 25.3 25.9 26.6 35.0 35.6 36.5 0.73

MCC 74-6 35.8 36.7 37.6 16.7 17.0 17.3 39.6 40.5 41.4 0.92

Osmosis 18.4 18.6 18.7 11.2 11.4 11.7 21.7 21.8 22.1 0.99

Fuente: Autores

62

5.5.3 Monitoreo y diagnóstico de armónicos de tensión

Los armónicos de tensión, sonuno de los principales factores a tener en cuenta en los estudios de CEL,

debido al efecto nocivo que pueden causar en las instalaciones eléctricas. En la Tabla 5.10 y la Tabla

5.11, se muestran el registro de THDv y Dv de las plantas 1 y 2 respectivamente con un percentil de

95% y con el límite correspondiente de acuerdo con la NTC 5001, donde se evidencia que todos los

puntos cumplen con el límite de THDv siendo inferior al 5%.En el Anexo C6 se presentan las gráficas del

registro de THDv de las plantas.

Sin embargo, en la Tabla 5.10 se evidencia que se superaron los límites establecidos de distorsión

armónica de tensión individual en la planta 1, en los puntos B1 para los armónicos de orden 5°, 7°, 11° y

13°, característicos del uso de motores, arrancadores y variadores de velocidad, siendo los armónicos de

orden 5° y 13°los que presentaron la mayor distorsión con un porcentaje de 19.19% y 12.31%

respectivamente. En los MCC 755, MCC74-1 y el BC1, los armónicos de orden 5° y 7° sobrepasaron los

límites con un promedio de 6% y 3.35% respectivamente.

Tabla 5.10Valores de medición de los armónicos de tensión en la planta 1

h Límite B1 MCC 755 MCC 74-1 Banco de

condensadores

2 3% 0.35% 0.02% 0.03% 0.12%

3 3% 0.98% 0.43% 0.25% 1.51%

4 3% 0.19% 0.03% 0.07% 0.07%

5 3% 19.19% 6.04% 6.06% 5.89%

6 3% 0.20% 0.02% 0.03% 0.04%

7 3% 7.20% 3.31% 3.40% 3.36%

8 3% 0.16% 0.02% 0.03% 0.03%

9 3% 1.00% 0.36% 0.30% 0.48%

10 3% 0.18% 0.01% 0.02% 0.02%

11 3% 5.95% 1.14% 1.28% 1.24%

12 3% 0.33% 0.02% 0.03% 0.03%

13 3% 12.31% 2.88% 2.93% 2.99%

14 3% 0.28% 0.02% 0.03% 0.04%

15 3% 1.57% 0.29% 0.37% 0.40%

16 3% 0.13% 0.01% 0.01% 0.02%

17 3% 1.85% 0.37% 0.30% 0.35%

18 3% 0.11% 0.01% 0.01% 0.02%

19 3% 1.30% 0.39% 0.30% 0.35%

20 3% 0.10% 0.00% 0.01% 0.02%

THDv 5% 4.02% 3.95% 4.06% 3.98%

Fuente: Autores

De igual manera, en la Tabla 5.11 se muestra que la distorsión armónica individual en la planta 2 para el

armónico de 5° orden supera el límite con un nivel superior al 3% en todos los puntos de medición de la

planta 2, con un promedio de 5.5%. También, el armónico de 7° orden en B2 supera levemente el límite

63

con 3.09%. La presencia de altos niveles de distorsión armónica de tensión de orden 6n-1, se debe a la

cantidad de motores de inducción y variadores de velocidad instalados en la planta, siendo más

representativos en los armónicos de orden 5°,7° y 13° [31].

Tabla 5.11Valores de medición de los armónicos de tensión en la planta 2

H Límite B2 MCC 766 OSMOSIS MCC 74-3 MCC 74-6

2 3% 0.33% 0.07% 0.07% 0.07% 0.08%

3 3% 0.56% 0.29% 0.31% 0.31% 0.34%

4 3% 0.22% 0.09% 0.07% 0.09% 0.09%

5 3% 5.70% 5.40% 5.37% 5.49% 5.79%

6 3% 0.08% 0.09% 0.08% 0.08% 0.08%

7 3% 3.09% 2.60% 2.62% 2.73% 2.91%

8 3% 0.07% 0.08% 0.06% 0.07% 0.08%

9 3% 0.14% 0.25% 0.29% 0.24% 0.28%

10 3% 0.05% 0.08% 0.07% 0.07% 0.08%

11 3% 1.38% 0.56% 0.57% 0.61% 0.77%

12 3% 0.04% 0.08% 0.08% 0.08% 0.08%

13 3% 0.91% 0.69% 0.69% 0.72% 0.83%

14 3% 0.04% 0.07% 0.07% 0.07% 0.08%

15 3% 0.04% 0.22% 0.23% 0.22% 0.25%

16 3% 0.03% 0.08% 0.07% 0.07% 0.08%

17 3% 0.54% 0.65% 0.68% 0.69% 0.84%

18 3% 0.03% 0.08% 0.08% 0.07% 0.08%

19 3% 0.40% 0.55% 0.55% 0.56% 0.65%

20 3% 0.03% 0.07% 0.07% 0.07% 0.08%

THDv 5% 3.45% 3.49% 3.48% 3.53% 3.78%

Fuente: Autores

5.5.4 Monitoreo y diagnóstico de armónicos de corriente

Como se menciona en el capítulo 3,los límites del TDD y Dh dependen de la relación de corto circuito y

corriente de carga (Isc/IL). En laTabla 5.12, Tabla 5.13 y Tabla 5.14se presentan los límites de TDD y Di

para la SE2. De esta manera, las corrientes de corto circuito para las plantas 1 y 2 de 31.4kA y 29.4kA

respectivamente, se tomaron de un estudio de coordinación de protecciones realizado por Siemens para

Bavaria S.A. [3] [18]. Debido que cada una de las plantas se encuentran dentro de un cuarto eléctrico y

que la distancia entre el transformador y los tableros de distribución no supera los 5m, la impedancia

equivalente no se ve afectada, permitiendo tomar la misma corriente de corto circuito. En los Anexos C7-

C8 se muestran los registros de THDi y TDD de la SE2.

De acuerdo con la Tabla 5.12la planta 1 supera los límites de la distorsión de demanda en los puntos B1,

MCC 74-1 y BC1 con un promedio de 15.56%, 25.58% y 27.01%. De igual forma la planta 2 en el punto

MCC 74-6, registró un porcentaje de distorsión de demanda promedio de 34.47%. Por lo tanto, se

evidencian altos niveles de distorsión de demanda total en la planta 1 y en la planta 2 para el MCC 74-6.

64

Tabla 5.12Distorsión total de demanda

Nodo Isc/IL TDD1 TDD2 TDD3 Promedio Límite

B1 65.54 14.11% 16.79% 15.80% 15.56% 12%

MCC755 91.38 3.56% 3.57% 3.68% 3.60% 12%

MCC 74-1 432.17 25.98% 25.69% 25.08% 25.58% 15%

BC1 133.60 21.98% 29.14% 29.92% 27.01% 15%

B2 27.21 4.46% 4.67% 5.27% 4.80% 8.00%

MCC766 47.66 3.77% 4.15% 4.27% 4.06% 8.00%

Osmosis 355.44 7.83% 7.80% 7.76% 7.80% 15.00%

MCC 74-3 481.45 4.31% 4.39% 4.63% 4.44% 15.00%

MCC 74-6 442.92 35.67% 34.00% 33.74% 34.47% 15.00%

Fuente: Autores

En la Tabla 5.13 se muestra la distorsión armónica individual de la planta 1 con sus respectivos límites

para cada punto de medición. En esta se presentan niveles de distorsión armónica de corrienteindividual

por encima de lo establecido en la NTC 5001 para el punto B1 en el 5° orden y en el banco de

condensadores en el orden 5° y 7°, evidenciando que los armónicos del orden 6n-1 sobrepasan los límites

con altos porcentajes,sin afectarlos armónicos triples debido a que el banco de condensadores está en

conexión en delta. Sin embargo,el contenido armónico en la planta 1 es el reflejo de la alta de distorsión

armónica de corriente de orden 5°, 7°, 11° y 13 del banco de condensadores que superó el 9% en cada

uno, lo cualpuede estar causando resonancia en el sistema

65

Tabla 5.13Distorsión armónica de corriente individual de la planta 1.

h Lim B1 Lim MCC755 Lim MCC 74-1 Lim Banco de

condensadores

2 10% 0.34% 10% 0.22% 12% 0.21% 12% 0.04%

3 10% 0.92% 10% 1.07% 12% 1.09% 12% 0.50%

4 10% 0.19% 10% 0.09% 12% 0.10% 12% 0.17%

5 10% 19.06% 10% 4.40% 12% 9.82% 12% 19.91%

6 10% 0.21% 10% 0.04% 12% 0.05% 12% 0.13%

7 10% 7.20% 10% 5.61% 12% 4.71% 12% 15.86%

8 10% 0.16% 10% 0.04% 12% 0.03% 12% 0.17%

9 10% 1.00% 10% 0.68% 12% 0.28% 12% 1.82%

10 10% 0.18% 10% 0.02% 12% 0.03% 12% 0.13%

11 4.5% 5.96% 4.5% 2.55% 5.5% 2.54% 5.5% 9.20%

12 4.5% 0.33% 4.5% 0.02% 5.5% 0.02% 5.5% 0.22%

13 4.5% 12.31% 4.5% 3.48% 5.5% 1.93% 5.5% 25.80%

14 4.5% 0.28% 4.5% 0.03% 5.5% 0.02% 5.5% 0.26%

15 4.5% 1.55% 4.5% 0.67% 5.5% 0.48% 5.5% 3.88%

16 4.5% 0.13% 4.5% 0.02% 5.5% 0.01% 5.5% 0.10%

17 4.5% 2.00% 4.5% 0.55% 5% 0.91% 5% 3.87%

18 4% 0.12% 4% 0.01% 5% 0.02% 5% 0.08%

19 4% 1.30% 4% 1.50% 5% 0.98% 5% 4.35%

20 4% 0.10% 4% 0.01% 5% 0.01% 5% 0.06%

Fuente: Autores

En la Tabla 5.14se evidencia que los puntos MCC 766 y MCC 74-6 presentan anomalías en la distorsión

armónica individual de corriente de 5°orden con 23.68% y 20.10% respectivamente y en el del 7° orden

para MCC766 de 9.06%. Debido a que en el MCC 74-6 se encuentra ubicado un motor de 48kW que

predomina sobre las demás cargas debido a su potencia, por lo cual se deduce que este motor es el

causante del alto contenido de distorsión armónica de corriente. En el caso del MCC 766, en este se tienen

9 variadores de velocidad de 6 pulsos que afecta la distorsión armónica en el 5° orden.

66

Tabla 5.14Distorsión armónica individual de planta 2

h Lim B2 Lim MCC766 Lim Osmosis Lim MCC 74-6 Lim MCC 74-3

2 7% 0.33% 7% 0.72% 12% 0.12% 12% 0.27% 12% 0.05%

3 7% 0.59% 7% 1.99% 12% 0.33% 12% 2.39% 12% 0.27%

4 7% 0.21% 7% 0.52% 12% 0.09% 12% 0.29% 12% 0.03%

5 7% 6.15% 7% 23.68% 12% 3.92% 12% 20.10% 12% 2.29%

6 7% 0.08% 7% 0.24% 12% 0.04% 12% 0.08% 12% 0.01%

7 7% 3.06% 7% 9.06% 12% 1.50% 12% 8.91% 12% 1.39%

8 7% 0.07% 7% 0.21% 12% 0.03% 12% 0.08% 12% 0.01%

9 7% 0.16% 7% 0.54% 12% 0.09% 12% 0.44% 12% 0.08%

10 7% 0.05% 7% 0.13% 12% 0.02% 12% 0.06% 12% 0.01%

11 3.5% 1.54% 3.5% 1.35% 5.5% 0.22% 5.5% 4.46% 5.5% 0.20%

12 3.5% 0.04% 3.5% 0.08% 5.5% 0.01% 5.5% 0.03% 5.5% 0.02%

13 3.5% 0.97% 3.5% 0.77% 5.5% 0.13% 5.5% 2.84% 5.5% 0.34%

14 3.5% 0.04% 3.5% 0.08% 5.5% 0.01% 5.5% 0.04% 5.5% 0.01%

15 3.5% 0.05% 3.5% 0.16% 5.5% 0.03% 5.5% 0.20% 5.5% 0.04%

16 3.5% 0.03% 3.5% 0.06% 5.5% 0.01% 5.5% 0.04% 5.5% 0.01%

17 2.5% 0.63% 2.5% 0.86% 5% 0.14% 5% 2.37% 5% 0.22%

18 2.5% 0.03% 2.5% 0.06% 5% 0.01% 5% 0.03% 5% 0.01%

19 2.5% 0.44% 2.5% 0.70% 5% 0.12% 5% 1.74% 5% 0.16%

20 2.5% 0.03% 2.5% 0.07% 5% 0.01% 5% 0.03% 5% 0.01%

Fuente: Autores

5.6 Recomendaciones

Con relación a las mediciones realizadas se determinaron los aspectos a mejoraren la planta de

tratamiento de aguas en baja tensión de 440 V,y se tienen las siguientes recomendaciones:

• Teniendo en cuenta los resultados se puede deducir que el banco de condensadores de la planta 1

está afectando los niveles de distorsión armónica en el punto de alimentación, producto de una

posible resonancia paralela con los armónicos del orden 6n-1. Estogenera una corriente

amplificada en el punto B1 y el banco de condensadores que puede oscilar de 20 a 50 veces la

magnitud de la corriente armónica que originalmente excita al circuito [32]. Por lo cual se

recomienda revisar la conexión, condiciones actuales de la capacidad del banco de condensadores

con respecto al sistema, y parámetros del banco de condensadores.

• Se sugiere contratar un estudio de coordinación de protecciones ya que se encontraron todos los

puntos dimensionados de forma incorrecta, lo que puede causar fallas en el sistema, disparos

inesperados de las protecciones, paradas en el proceso de producción, calentamiento de

conductores y pérdidas de energía.

• El uso de rectificadores de 6 pulsosusados en los variadores de velocidad genera un aporte

armónicos del orden 6n -1, es decir se presentan en los armónicos 5°, 7°, 11°, 13°,17°, y así

sucesivamente[11]. Debido al alto contenido armónico del orden 5°, 11° y 13°, presentado

durante los registros en la planta 1, se sugiere la instalación filtro activo en el punto de

67

alimentación (B1) teniendo en cuenta que en este punto se encuentra instalado un banco de

condensadores y puede generar resonancia en el sistema.

• En el punto de alimentación de la planta 2, se registraron elevados consumos de energía reactiva

arrojando un factor de potencia promedio de 0.84, por lo que se aconseja implementar un sistema

de corrección del factor de potencia apropiado con el fin de evitar resonancia en el sistema. El uso

y selección adecuada se considera importante teniendo en cuenta que la instalación de bancos de

condensadores adecuados trae beneficios como el ahorro energético al limitar las pérdidas

eléctricas y menor desgaste en los equipos eléctricos aumentando la vida útil de los mismos,

ventajas que para el usuario se ven reflejadas en un ahorro económico.

• Debido a los altos niveles de distorsión armónica en el MCC766 se recomienda la instalación de

un filtro pasivo que mitigue los armónicos de orden 5° y 7°.

68

6. SIMULACIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS DEL CASO

DE ESTUDIO

El presente capitulo es un aporte adicional al trabajo realizado, enfocado en el modelamiento de algunas

posibles soluciones a implementar para mitigar la distorsión armónica de corriente registrada. Dicho

modelamiento se realiza a través del software Digsilent, el cual tiene la capacidad de simular los

elementos y equipos que componen la red eléctrica bajo estudio. Por consiguiente, se presenta el

modelamiento de la red en estudio, el dimensionamiento de los elementos requeridos de acuerdo con

losmétodos de mitigación propuestos y el efectoque puede tener la implementación de estas soluciones.

6.1 Modelamiento de la planta de tratamiento de aguas Bavaria S.A. en el software

Digsilent.

Como se mencionó anteriormente, la SE2 con una carga instalada de 2MW, cuenta con dos

transformadores de 800KVA y 1600KVA, que alimentan los barrajes principales (B1 Y

B2)respectivamente y 28 tableros con 170 motores asociados. Adicionalmente, en las plantas están

instalados equipos como arrancadores suaves, variadores de velocidad y bancos de condensadores.

En la Tabla 6.1se muestran los principales elementos y equipos usados para simular la red eléctrica de la

SE2 y las herramientas disponibles en el software disiente para representar el sistema eléctrico. Así

mismo, se especifican los parámetros necesarios para la representación de dichos elementos en el

software.

La representación de los variadores de velocidad se realiza mediante el método de fuentes de corriente

(adición de una fuente de corriente armónica para representar los armónicos del motor) y para los bancos

de condensadores mediante la implementación de una carga capacitiva con una fuente de corriente

armónica[33]. En el Anexo D se presenta la manera como se simularon cada uno de estos elementos.

Tabla 6.1 Herramientas de simulación

Elemento Icono Herramienta Parámetros a ingresar

Red Externa

Grid

* Tipo de nodo - PV

*Potencia activa

*Voltaje - 1p.u.

Conductor

Line

*Tensión

*Material (Cu, Al)

*Calibre

* Longitud

Barraje

Single busbar

system

*Nombre del barraje

*Tensión

Transformador

Winding

Transformer

*Potencia

*Tensión en lado de alta

*Tensión en baja

*Tipo de conexión

*Frecuencia

Arrancador

suave

Softstater * Tensión

* Corriente

Motor

General load

* Potencia

* Factor de potencia

* Tensión

Fuente: Autores

69

En laFigura 6.1 se toma como ejemplo la simulación del motor P7427 del MCC 74-6, debido a que la

mayor parte de la carga instalada en el sistema eléctrico bajo estudio son motores. El motor se simuló

ingresando en la pestaña de “Load Flow” los datos asociados como la potencia de 48 KW, la tensión de

460V (1 p.u.) en referencia con el barraje y un factor de potencia de 0.92, parámetros presentados en el

Anexo A.

Figura 6.1Ventana de motor en Digsilent

Fuente: Autores

Adicionalmente, varios motores cuentan con variadores de velocidad para su funcionamiento, estos

fueron simulados en el software como una fuente de corriente armónica asociada al motor, en la Figura

6.2 se resalta la casilla de “Harmonic Power Quality” para la introducción de los datos de la fuente de

corriente armónicareferente al variador del motor P7427, por medio de la selección de “New project

type” donde se especificó la magnitud de distorsión armónica individual de ordenes impares. En la Figura

6.3 se muestra la representación de cada uno de los componentes del sistema eléctrico de la SE2 por

medio de Digsilent

70

Figura 6.2 Ventana de variador de velocidad

71

Figura 6.3Flujo de cargas de la planta de tratamiento de aguas Bavaria S.A.-Tocancipá

Fuente: Autores

72

Una vez simulado el sistema eléctrico de la SE2, se realiza el flujo de cargacon el fin de comparar los

resultados obtenidos en la simulación con los valores del monitoreo. En la Tabla 6.2se presentan los

resultados del flujo de carga de la simulación en comparación con los valores de la medición, donde se

obtuvo una diferencia promedio del 9%, concluyendo que debido a la gran cantidad de equipos y la

magnitud de la carga instalada simulada seobtiene una aproximación aceptable[34].

Tabla 6.2Comparación de resultados de monitoreo y simulación de los parámetros principales

Nodo Fuente Potencia

Activa (kW)

Potencia

reactiva

(KVAR)

Potencia

aparente

(KVA)

Factor de

potencia Corriente (A)

B1

Medición 159,91 0,25 160,21 0,98 270,01

Simulación 135,94 0,127 170 0,99 291

Diferencia 15% 49% 6% 1% 8%

MCC755

Medición 110,71 84,22 139,17 0,8 208,86

Simulación 112,11 87,65 140,03 0,788 179,03

Diferencia 1% 4% 1% 2% 14%

MCC74-1

Medición 17,42 8,98 19,64 0,89 31,11

Simulación 18,9 10,2 20 0,88 27

Diferencia 8% 14% 2% 1% 13%

B2

Medición 507,81 338,96 610,81 0,84 1059,74

Simulación 547,64 368,53 660,03 0,83 844,02

Diferencia 8% 9% 8% 1% 20%

MCC-766

Medición 340,25 270,68 434,83 0,79 604,32

Simulación 386,18 279,12 480,06 0,81 609,05

Diferencia 13% 3% 10% 3% 1%

MCC-74-3

Medición 24,59 25,97 35,68 0,73 60,73

Simulación 26,84 25,11 40,04 0,73 47,06

Diferencia 9% 3% 12% 0% 23%

MCC-74-6

Medición 36,76 17,56 40,57 0,92 64,98

Simulación 41,78 17,82 50,03 0,92 58,04

Diferencia 14% 1% 23% 0% 11%

Osmosis

Medición 55,83 34,21 65,47 0,99 79,52

Simulación 50,26 31,11 60,08 0,85 75,01

Diferencia 10% 9% 8% 14% 6%

Fuente: Autores

73

Aunque la diferencia promedio es de 9%, en la Tabla 6.2se pueden observar algunos casos en los que este

porcentaje es demasiado alto. Como ocurre con la potencia reactiva en el barraje B1, que cuenta con un

porcentaje del 49% debido a la presencia de un banco de condensadores ajustablecuya potencia reactiva

es demasiado variable, como se puede ver en las mediciones del Anexo C. De manera similar se presentan

diferencias en barrajes como el MCC 74-6,en los cuales se tienen instalados variadores de velocidad, con

una diferencia del 14% debido a los cambios de potencia en este barraje (ver Anexo C). Se debe tener en

cuenta que la simulación representa un caso de estudio con una condición de carga estable, bajo el cual

normalmente se encuentra el sistema eléctrico de la planta, sin embargo, la cargabilidad en la planta

puede cambiar durante el día y durante la semana dependiendo del régimen de trabajo que se tenga

programado, de manera que esta tiene un comportamiento dinámico.

Así mismo, Digsilent permite por medio de una gama de colores verificar el correcto funcionamiento del

sistema, iniciando con el verde que representa 1pu de tensión nominal, hasta rojo siendo las peores

condiciones del sistema. Por lo tanto, en la Figura 6.3, se demuestra que los componentes del sistema

eléctrico de la SE2 se encuentran en una condición de carga normal, sin presentar algún tipo sobrecargas,

caídas de tensión o sobretensiones, ya que están en la gama de color verde.

6.2 Dimensionamientoy análisis de resultados de los métodos de mitigación propuestos

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos de la Tabla 5.13, se observa que los valores de distorsión

armónica individual del barraje principal de la planta 1 (B1) superan los límites establecidos. Por

otraparte, en la Tabla 5.14 se muestra que en el barraje principal de la planta 2 (B2) no presenta anomalías

en la distorsión armónica de corriente individual, sin embargo cuenta con un factor de potencia inferior a

0,9. Adicionalmente en el MCC 74-6 se presentan valores fuera de los límites permitidos en los

armónicos de 5° orden y en el MCC 766 altos valores de armónicos de 5° y 7° orden debidoa la presencia

de arrancadores suaves, variadores de velocidad y un gran número de motores.

De acuerdo con las anomalías de distorsión armónica encontradas y lo mencionado en el capítulo 2, a

continuación se proponen diferentes métodos para mitigar los problemas de armónicos identificados en el

sistema eléctrico de las plantas 1 y 2 del caso de estudio. Las opciones planteadas implican el uso de

filtros pasivos sintonizados, la instalación de una reactancia en serie al banco de condensadores y el

cambio del banco de condensadores. En cada caso se indican las características, usos, ventajas,

desventajas y el dimensionamiento de los elementos que los componen. Además, mediante la

implementación de los métodos de mitigación propuestos en el sistema eléctrico simulado, se comprueba

el funcionamiento de cada uno de estos y se verifica su efectividad.

• Opción 1: Instalación de filtro pasivo sintonizado en B1:

Para el primer caso se plantea el uso de un filtro pasivo sintonizado, que teniendo en cuenta lo

mencionado en capítulo 2 y el esquema de conexiones de la Figura 2.1atenúa la distorsiónarmónica desde

un armónicoh determinado según su factor de calidad Q (Ver Anexo E), conectado al barraje B1 en

paralelo al banco de condensadores como se observa en la Figura 6.3, para mitigar la distorsión armónica

presente en este barraje (B1) ocasionada por la condición de resonancia con el banco de condensadores

(ver Tabla 5.13), de tal manera que las corriente armónicas circulan por el filtro y no por la fuente [8]. Por

74

otro lado, para el dimensionamiento de sus componentes RLC, el primer aspecto a tener en cuenta es la

componente armónica (ℎ)que se desea atenuar, sin embargo para que el filtro sea más efectivo es

necesario atenuar desde una frecuencia menor, por lo cual se seleccionóel armónico 4.7[35].

Para calcular los parámetros del filtro pasivo de la planta 1 (ver Anexo E) se tiene en cuenta los siguientes

aspectos, el valor de hdesde el cual se desea atenuar la distorsión armónica (h=4,7), la potencia reactiva

del barraje (𝑄𝐶 = 0.25 KVAR), el factor de calidad (Q=50), la tensión (V=460V) y la frecuencia del

sistema (f=60Hz). Con base en estos aspectos se obtuvieron losparámetros del filtro a implementar:C=

376.08 µF, L=0.8469mH yR=0.03 Ω. Para implementación del filtro en la simulación, se ingresan los

parámetros del filtro pasivo dimensionado al elemento “shunt/filter RLC” (ver Anexo D) que por defecto

se encuentra en el software, el cual se conecta al barraje B1 como se muestra en la Figura 6.3

En la Figura 6.4, se observa que el filtro realiza la atenuación de los armónicos de corriente de orden 5, 7

y 11, evitando que estos superen los límites establecidos por la NTC 5001. Sin embargo, para el armónico

de orden 13 el filtro supera el 25% de distorsiónarmónica de corriente,lo que puede evidenciar una

posible resonancia del banco de condensadores en el sistema.

Por consiguiente, para atenuar los niveles de distorsión, se añade una reactancia en serie al banco de

condensadores calculada con base en la potencia reactiva del banco de condensadores (Qc=90 KVAR) y

tomando como frecuencia de sintonía 215 Hz, es decir para el armónico de orden 3.6 (ver Anexo E)[36].

De manerasimilar al dimensionamiento del filtro pasivo, se hallan los componentes RL de esta reactancia

obteniendo los siguientes resultados: L = 0.48mH, R=0.01Ω.

Figura 6.4Distorsión armónica individual de corriente en la planta 1 con filtro y reactancia serie

Fuente:Autores

75

En la Figura 6.4, se muestra el resultado delas simulaciones del filtro pasivo sintonizado incluyendo la

reactancia en serie al banco de condensadores, evidenciando su efectividad para evitar la condición de

resonancia entre filtro y banco de condensadores. Así mismo, mantiene la atenuación de los niveles de

distorsión armónica de corriente por debajo de los valores límite de la norma. Por lo tanto esta opción es

viable para reducir los niveles de armónicos en la planta 1, permitiendo mejorar las condiciones actuales

del sistema debido a los efectos que conllevan la distorsión armónica.

• Opción 2: Cambio de banco de condensadores de planta 1

Este método de mitigación se implementa en los casos donde sepresenta una condición de resonancia

entre el banco de condensadores y el sistema, por lo tanto, para la planta 1 se calcula un banco de

condensadores que mantenga el factor de potencia sobre el límite establecido y evitela presencia de

niveles de distorsión armónica elevados debido a la condición de resonancia. Para el cálculo de dicho

banco de condensadores (ver Anexo E) se parte del valor de factor de potencia inicial (FP1=0,8), factor

de potencia deseado (FP2=0,95), de potencia activa (P=139,3KW) y de la potencia reactiva inicial

(Q1=103,63KVAR).

De esta forma, se determinan los valores de potencia reactiva y capacitancia del banco a instalar,

obteniendo la potencia reactiva del banco de condensadores (Qc=57,9 KVAR) y su valor de capacitancia

(C= 725,3 µF). En la Figura 6.5se observa el resultado obtenido al incluir el banco de condensadores

dimensionado en la simulación del sistema, reduciendo los niveles armónicos, sin embargo como se

muestra en la Tabla 6.3los armónicos de orden 5° y 13° se encuentran sobre los niveles de distorsión

establecidos por la NTC5001, lo que evidencia que no es una solución efectiva para la mitigación

armónica.

Figura 6.5Distorsión armónica individual de corriente con cambio banco de condensadores en la planta 1

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

5 7 11 13 17 19 23

OPCIÓN 2 - CAMBIO DE BANCO DE

CONDENSADORES

INICIAL CAMBIO DE CONDENSADOR

76

• Opción 3: Reactancia serie al banco de condensadores de planta 1.

Con el fin de proteger el banco de condensadores contra sobrecargas armónicas, se introduce al sistema

una reactancia en serie al banco de condensadores, la cual es calculada partiendo del valor de potencia

reactiva del banco de condensadores (Qc=90KVAR) y tomando como frecuencia de sintonía 215 Hz, es

decir, h = 3.6[36].Según lo mencionado, se determina el valor de la inductancia serie de L= 0.48mH la

cual es instalada en serie al banco de condensadores de la planta 1. En laFigura 6.6, se observa el

resultado de las simulaciones con reactancia serie al banco de condensadores, donde la distorsión

armónica de corriente de 5° orden aún sobrepasa el límite establecido por la NTC 50001.

Figura 6.6Distorsión armónica individual de corriente con reactancia en serie al banco de condensadores de la planta 1

Para finalizar, en laTabla 6.3se presenta una comparación de los resultados obtenidos en los diferentes

métodos de mitigación propuestos para la planta 1, resaltando los valores que tienen mayor efectividad en

la reducción de las corrientes armónicas, con el fin de determinar la solución más óptima a implementar

en el sistema eléctrico de la SE2.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

5 7 11 13 17 19 23

OPCIÓN 3 - REACTANCIA SERIE A BANCO

DE CONDENSADORES

INICIAL INDUCTANCIA SERIE AL BANCO

77

Tabla 6.3Resultados de métodos de mitigación en B1 - Planta 1

INICIAL FILTRO FILTRO Y

REACTANCIA

CAMBIO DE

CONDENSADOR

INDUCTANCIA

SERIE AL BANCO

h I (A) Di Lim I (A) Di Lim I(A) Di Lim I(A) Di Lim I(A) Di Lim

1 291.2 100%

310.9 100%

319.6 100%

295.9 100%

300.9 100%

5

45.7 16% 10.0% 17.3 6%

10.0

% 16.6 5%

10.0% 42.9 15%

10.0

% 33.9 11%

10.0

%

7 16.9 6% 10.0% 11.7 4%

10.0

% 17.9 6% 10.0% 14.5 5%

10.0

% 22.7 8%

10.0

%

11 16.4 6% 4.5% 8.2 3% 4.5% 2.5 1% 4.5% 6.8 2% 4.5% 3.0 1% 4.5%

13 26.2 9% 4.5% 88.6 29% 4.5% 5.4 2% 4.5% 14.7 5% 4.5% 6.3 2% 4.5%

17 1.6 1% 4.5% 1.9 1% 4.5% 0.7 0% 4.5% 5.2 2% 4.5% 0.8 0% 4.5%

19 1.2 0% 4.0% 1.2 0% 4.0% 1.5 0% 4.0% 2.7 1% 4.0% 1.7 1% 4.0%

23 0.1 0% 4.0% 0.1 0% 4.0% 0.7 0% 4.0% 0.2 0% 4.0% 0.8 0% 4.0%

FP 0.998 0.93 0.99 0.98 0.98

Fuente: Autores

A partir de la Tabla 6.3, se concluye que el método más efectivo para mitigar los niveles de

distorsiónarmónica es la instalación del filtro pasivo sintonizado junto con la reactancia serie al banco de

condensadores, ya que reduce todos los armónicos a los niveles establecidos por la norma NTC2050 y

mantiene el factor de potencia en 0,99.

• Opción 4: Instalación de filtro pasivo sintonizado en B2.

El dimensionamiento del filtro pasivo sintonizado de la planta 2 se basa en los resultados de las

mediciones de distorsión armónica de corriente presentadas en la Tabla 5.14, en la cual se resaltan los

armónicos de 5° y 7° orden del MCC 766 que sobrepasan los niveles establecidos por la norma, esto se

debe a la conexión de un gran número de cargas no lineales como motores, arrancadores suaves y

variadores de velocidad. Por lo tanto, se analiza la opción de un filtro pasivo para realizar la

mitigaciónarmónica de los armónicos de órdenes bajos y la corrección del factor de potencia. Este es

calculado partiendo del valor de factor de potencia inicial (FP1=0.8), el factor de potencia deseado

(FP1=0.99), el valor de potencia reactiva inicial (Q1=84.22VAR), de potencia activa (P=340.25KW), el

factor de calidad (Q=20), frecuencia (f=60Hz) y la componente armónica (h=4.7).

Por consiguiente, para el filtro pasivo sintonizado ubicado en el nodo MCC-766, se obtuvieron los

siguientes parámetros h=4.7, Q= 20,Qc=84.17 KVAR,C= 1055.16 µF, L=0.31mH y R=26.72 Ω (ver

Anexo E). En la Figura 6.7se presentan los valores obtenidos para el nodo MCC766, de realizar la

simulación de la mitigación armónica.

78

Figura 6.7Distorsión armónica individual de corriente en la MCC766 con filtro pasivo sintonizado

Fuente: Autores

Enconclusión,comose observa en la Tabla 6.4, la implementación del filtro pasivo sintonizado en la

simulación evidencia una buena efectividad en la reducción de las corrientes armónicas, llevando los

valores de distorsión armónica que superaban los límites establecidos por la norma NTC 2050 de un 22%

a un 7% en el 5° armónico y de un 8% a un 7% en el 7° armónico. Además, mejoró el factor de potencia,

pasando de 0.83 a 0.99 cumpliendo con los límites. Por otra parte, debido a que no se encuentra instalado

ningún banco de condensadores en la planta 2, no se presenta condición de resonancia armónica por lo

tanto no es necesaria la instalación de reactancias anti armónicas o alguna modificación de la instalación

adicional a la instalación del filtro dimensionado.

Tabla 6.4Valores de distorsión armónica de corriente de MCC76 simulados

h MEDIDO CON FILTRO

I (A) Di Lím I (A) Di Lím

1 608.93 100%

495 100%

5 135.34 22% 7.0% 35.64 7% 7.0%

7 51.06 8% 7.0% 32.5 7% 7.0%

11 7.9 1% 3.5% 7.51 2% 3.5%

13 4.71 1% 3.5% 4.82 1% 3.5%

17 4.76 1% 2.5% 4.12 1% 2.5%

19 3.49 1% 2.5% 3 1% 2.5%

23 2.85 0% 2.5% 2.76 1% 2.5%

FP 0.83 0.99

Fuente: Autores

0%

5%

10%

15%

20%

25%

5 7 11 13 17 19 23

OPCIÓN 4: FILTRO PASIVO SINTONIZADO -

PLANTA 2 (MCC766)

INICIAL FILTRO

79

7. CONCLUSIONES Y TRABAJOS FUTUROS

Conclusiones

• La metodología expuesta representa un aporte para los usuarios industriales debido a que brinda

una guía detallada para realizar diagnósticos de distorsión armónica en sus redes industriales.

Esto se comprobó por medio del caso de estudio el cual siguió paso a paso cada una de las etapas

planteadas en la metodología propuesta.

• A partir de la metodología aplicada al caso de estudio, se evidenció la necesidad de disponer de

un diagrama unifilar actualizado para identificar errores en la parada de procesos, facilitar los

mantenimientos preventivos y conocer en detalle el estado actual de la red eléctrica, para

seleccionar los puntos de medición.

• Con el desarrollo del caso de estudiose demostró que la metodología propuesta ofrece una

herramienta facilitadora para la ejecución de estudios técnicos enfocados en la distorsión

armónica de tensión y corriente en la industria.

• Con apoyo de las simulaciones en el caso de estudio es posible identificar posibles condiciones de

sobrecarga, sobretensión o resonancia y de ser necesario, comprobar la efectividad de diferentes

métodos de mitigación armónica. Con base en los resultados obtenidos durante el monitoreo se

evidenció que los altos niveles de distorsión armónica de corriente de orden 6n-1 en las dos

plantas fueron causadas por la alta presencia de variadores de velocidad en el sistema eléctrico.

• Teniendo en cuenta que las plantas industriales cuentan con varios nodos en baja tensión se

recomienda disponer de un número de equipos de medida que permita realizar un análisis

detallado de las perturbaciones electromagnéticas que puedan presentarse en la red.

• Por medio del monitoreo y la simulación se corroboró la presencia de resonancia producida por el

banco de condensadores en la planta 1.

• La metodología planteada en este documento representa un aporte para las metodologías

expuestas en el capítulo 3, ya que presenta un proceso detallado para realizar un análisis de

distorsión armónica en baja tensión, teniendo en cuenta las condiciones generales de las

instalaciones eléctricas de los usuarios industriales.

Trabajos futuros

Dentro de un trabajo desarrolladose identificaron algunas las líneas de trabajo. Por lo cual esta sección

pretende mostrar el trabajo futuro que es necesario realizar para seguir avanzando en el desarrollo de

estudios de calidad

• Desarrollar metodologías que incluyan otro tipo de perturbaciones electromagnéticas.permitiendo

a los usuarios industriales realizar estudios CEL.

80

• Evaluar diferentes métodos de mitigación para cada una de las plantas. por medio de la

simulación realizada en Digsilent

• Ampliar la metodología propuesta de forma que aplique en niveles de MT para usuarios

industriales.

81

Página intencionalmente dejada en blanco)

82

REFERENCIAS

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83

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[36] S. Electric, “Compensacion de energia reactiva,” 2013.

84

ANEXOS

ANEXO A.

A1: Diagrama unifilar

85

A2: Cuadro de cargas

Este anexo presenta los centros de control de motores (MCC) instalados en la planta de tratamiento de aguas (subestación 2), indicando los

motores que cada uno alimenta con los respectivos parámetros principales. Esta información se obtuvo a partir de Bavaria S.A y se actualizado con

el acompañamiento de los técnicos.

NO, TAG EQUIPO ASOCADO MARCA KW VL-L AMP FP-PU RPM AISLA T,CONST IP T,ARR MCC CRITICO LONGITUD [m]

P7402A BOMBA AGUAS HACIA F 1 SIEMENS 22,3 440 39 0,83 1755 B IMB3 54 1 740-1 F 70

P7427B BOMBA ALIMENTACION FILTRO FASE 2 SIEMENS 26,8 440 46,5 0,83 1760 F IMB3 54 1 740-1 F 90

POTABLE MCC 740-1

49,1POTENCIA TOTAL POTABLE MCC 740-1


P7441A FLOCULANTE CLARIFICADOR 1 AGUAS ELABORACION GE MOTORES 0,18 440 0,7 0,57 1725 B IMB3 1 740-2 F 30

P7441B FLOCULANTE CLARIFICADOR 2 AGUAS ELABORACION GE MOTORES 0,18 440 0,7 0,57 1725 B IMB3 1 740-2 F 30

P7441C FLOCULANTE CLARIFICADOR 1 AGUAS SERVICIOS GE MOTORES 0,18 440 0,7 0,57 1725 B IMB3 1 740-2 F 30

P7441D FLOCULANTE CLARIFICADOR 2 AGUAS SERVICIOS GE MOTORES 0,18 440 0,7 0,57 1725 B IMB3 1 740-2 F 30

P7441E FLOCULANTE CLARIFICADOR 2 AGUAS SERVICIOS GE MOTORES 0,18 440 0,7 0,57 1725 B IMB3 1 740-2 F 30

P7401A BOMBA CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 13,4 440 23,5 0,86 1730 B IMB3 44 1 740-2 F 150

P7401B BOMBA CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 13,4 440 23,5 0,86 1730 B IMB3 44 1 740-2 F 150

POTABLE MCC 740-2



P7427A BOMBA ALIMENTACION FILTRO FASE 2 SIEMENS 26,8 440 46,5 0,83 1760 F IMB3 1 740-3 F 90

P7402B BOMBA AGUAS HACIA F 1 SIEMENS 17,9 440 31 0,86 1760 B IMB3 44 1 740-3 F 70

P7402C BOMBA AGUAS HACIA F 1 SIEMENS 17,9 440 31 0,86 1760 B IMB3 44 1 740-3 F 70

P7402D BOMBA AGUAS HACIA F 1 SIEMENS 17,9 440 31 0,86 1760 B IMB3 44 1 740-3 F 70

P7402E BOMBA AGUAS HACIA F 1 SIEMENS 17,9 440 31 0,86 1760 B IMB3 44 1 740-3 F 70

P7401C BOMBA CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 13,4 440 23,5 0,86 1730 B IMB3 44 1 740-3 F 150

P7401D BOMBA CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 13,4 440 23,5 0,86 1730 B IMB3 44 1 740-3 F 150

P7401E BOMBA CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 13,4 440 23,5 0,86 1730 B IMB3 44 1 740-3 F 150

POTABLE MCC 740-3


86


AG7443 AGITADOR CLARIFICADOR FASE 1 SIEMENS 1,34 440 3,9 0,67 1122 B IMB3 1 7404 F 60




POTABLE MCC 740-4



P7446A BOMBA CLARIFICADOR DE SODA 1 Y 2 AGUAS SERVICIOS CHEMPULSE 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 20

P7446B BOMBA CLARIFICADOR DE SODA 1 AGUAS SERVICIOS CHEMPULSE 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 20

P7446C BOMBA CLARIFICADOR DE SODA 2 AGUAS SERVICIOS CHEMPULSE 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 20

P7440A BOMBA CLARIFICADOR 2 COAGULANTE AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7440B BOMBA CLARIFICADOR 2 COAGULANTE AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7440C BOMBA CLARIFICADOR 2 COAGULANTE AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7440D BOMBA CLARIFICADOR 1 COAGULANTE AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7440E BOMBA CLARIFICADOR 1 COAGULANTE AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7440F BOMBA CLARIFICADOR DE SODA 2 AGUAS SERVICIOS SIEMENS 0,25 220 1,7 0,66 830 F IMB3 54 1 740-6 F 30

P7427C BOMBA ALIMENTACION FILTRO FASE 2 SIEMENS 48 440 111 0,83 1182 F IMB3 1 740-1 F 90

POTABLE MCC 740--6



AG7441A AGITADOR FLOCULANTE 1 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-7 F 30

AG7441B AGITADOR FLOCULANTE 2 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-7 F 30

AG7441C AGITADOR FLOCULANTE 3 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-8 F 30

AG7441D AGITADOR FLOCULANTE 4 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-9 F 30

AG7440A AGITADOR COAGULANTE 1 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-7 F 30

AG7440B AGITADOR COAGULANTE 2 SIEMENS 1,4 440 3,2 0,66 298 F IM 55 1 740-7 F 30

AG7446A AGITADOR SODA CAUSTICA1 SIEMENS 0,7 440 1,9 0,55 F 55 1 740-7 F 20

AG7446B AGITADOR SODA CAUSTICA2 SIEMENS 0,7 440 1,9 0,55 F 55 1 740-7 F 20

AG7446C AGITADOR SODA CAUSTICA3 SIEMENS 0,7 440 1,9 0,55 F 55 1 740-7 F 20

P7448 BOMBA DOSIF CAL1 SIEMENS 0,7 440 1,9 0,55 F 55 1 740-7 F 30

P7447 BOMBA DOSIF CAL2 SIEMENS 0,7 440 1,9 0,55 F 55 1 740-7 F 30

P7442B BOMBA DOSIF CLORO POZO 1 SIEMENS 5,2 440 12 0,87 3520 F IMB3 55 1 740-7 F

P7477 BOMBA DE COAGULANTE 100% SIEMENS 1,98 440 4,5 0,84 3490 F IMB3 55 1 740-7 F 35

POTABLE MCC 740-7


87

NO, TAG EQUIPO ASOCADO MARCA KW VL-L AMP FP-PU RPM AISLA T,CONSTIP T,ARRMCC CRITICO LONGITUD [m]

M75504A ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 75-1 F 150

M75504B ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 75-1 F 160

M75504C ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 75-1 F 134

M75504D ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 75-1 F 120

RESIDUALES FASE 1 MCC75-1

180POTENCIA TOTAL RESIDUALES FASE 1 MCC75-1

NO, TAG EQUIPO ASOCADO MARCA KW VL-L AMP FP-PU RPM AISLA T,CONSTIP T,ARRMCC CRITICO LONGITUD [m]

P75501A BOMBA DE AGUAS CONCENTRAS FLYGH 7,5 440 13 0 1740 F 1 75-2 F 40

P75501B BOMBA DE AGUAS CONCENTRAS FLYGH 7,5 440 13 0 1740 F 1 75-2 F 40

P75503A BOMBA DE AGUAS DILUIDAS FLYGH 7,5 440 13 0 1740 F 1 75-2 F 70

P75503B BOMBA DE AGUAS DILUIDAS FLYGH 7,5 440 13 0 1740 F 1 75-2 F 70

P75503C BOMBA DE AGUAS DILUIDAS FLYGH 7,5 440 13 0 1740 F 1 75-2 F 180

P75506B BOMBA DE LODOS FLYGH 7,5 440 13 0 1745 F 1 75-2 F 180

C75501A SOPLADOR REACTOR WEG 5,6 440 10 0 1760 F 55 1 75-2 F 180

C75501B SOPLADOR REACTOR WEG 5,6 440 10 0 1760 F 55 1 75-2 F 180

P75504A BOMBA RECIRCULACION DE LODOS FLYHG 45 440 75 0,87 1730 F IEC34 1 75-2 F 180

P75504B BOMBA RECIRCULACION DE LODOS FLYHG 45 440 75 0,87 1730 F IEC34 1 75-2 F 180

P75504C BOMBA RECIRCULACION DE LODOS FLYHG 45 440 75 0,87 1730 F IEC34 1 75-2 F 180


67,3POTENCIA TOTAL RESIDUALES FASE 1 MCC75-2


M75505A PIVOTE SEDIMENTADOR SEW DO BRAZIL 0,25 440 0,7 0 1680 F 55 1 75-3 F 50

M75505A PIVOTE SEDIMENTADOR SEW DO BRAZIL 0,25 440 0,7 0 1680 F 55 1 75-3 F 70

M75508 PIVOTE SEDIFLATASUR SEW 0,37 440 1 0 1680 F 55 1 75-3 F 38

M75507 FLOCULADOR DE PALETA SIEMENS 3,5 440 8,2 0 1155 B 55 1 75-3 F 38

M75506 MESCLADOR RAPIDO DISDAPRO MILTON 1,1 440 2,3 0 1720 F 55 1 75-3 F 38

C75502 COMPRESOR SIEMENS 4,9 440 8,25 0 3480 B 44 1 75-3 F 40

M75509 PIVOTE ESPESADOR DE LODOS SEW DO BRAZIL 0,37 440 1,6 0 1080 F 55 1 75-3 F 50

P75526 REACTORM PILOTO ANAEROBICO G E MOTORS 0,18 440 0,6 0 1725 1 75-3 F 50

P75505A BOMBA PRESURIZACION SIEMENS 17,7 440 30,5 0,87 3750 B IMB3 44 1 75-3 F 35

P75505B BOMBA PRESURIZACION SIEMENS 17,7 440 30,5 0,87 3750 B IMB3 44 1 75-3 F 35

P75505C BOMBA PRESURIZACION SIEMENS 17,7 440 30,5 0,87 3750 B IMB3 44 1 75-3 F 35




P75507A BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150

P75507B BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150

P75507C BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150

P75525A BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150

P75525B BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150

P75525C BOMBA DE LODO PRESDEG FASE 1 SEW D29014 1,9 440 4,7 0,82 1415 F 55 1 75-4 F 150



88


P75551A BOMBA AGUA A BRITALIA SIEMENS 1LA4-206-2YA80 BG 200L37,3 440 62 0,88 3535 F IMB3 54 1 75-5 F 164

P75551B BOMBA AGUA A BRITALIA SIEMENS 1LA4-206-2YA80 BG 200L37,3 440 62 0,88 3535 F IMB3 54 1 75-5 F 164

P75551C BOMBA AGUA A BRITALIA SIEMENS 1LA4-206-2YA80 BG 200L75 440 132 0,88 3535 F IMB3 54 1 75-5 F 164




P75527A BOMBA POLIMERO FASE II REALICE ELECTR 0,55 440 1,5 0 1725 F 1 76-1 F 50

P75527B BOMBA LODO FASEII REALICE ELECTR 0,55 440 1,5 0 1725 F 1 76-1 F 50

P75528A BOMBA DE CAL SIEMENS 0,89 440 2,1 0,77 3400 F IMB3 44 1 76-1 F 50

P75528B BOMBA DE CAL SIEMENS 0,89 440 2,1 0,77 3400 F IMB3 44 1 76-1 F 50

P75533A BOMBA DOSIF DE SULFATO REALICE ELECTR 1,1 440 1,2 0 1725 F 1 76-1 F 58

P75533B BOMBA DOSIF DE SULFATO REALICE ELECTR 1,1 440 1,2 0 1725 F 1 76-1 F 60

P75534A BOMBA DOSIF DE POLIMERO REALICE ELECTR 0,55 440 1,5 0 1725 F 1 76-1 F 60

P75534B BOMBA DOSIF DE POLIMERO REALICE ELECTR 0,55 440 1,5 0 1725 F 1 76-1 F 60

M75527 PIVOTE DE LODOS ESPESADOR SEW 0,25 440 0,7 0 1680 F 1 76-1 F 80

M75529A AGITADOR CAL SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-1 F 80

M75529B AGITADOR CAL SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-1 F 80

M75528A AGITADOR POLIMERO PRESS-DEGSM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-1 F 40

M75528B AGITADOR POLIMERO PRESS-DEGSM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-1 F 40




P75501C BOMBA DE AGUAS INDUSTRILES FLIYGH 7,5 440 13 0,88 1740 F 1 76-2 F 65

P75503D BOMBA DE AGUAS INDUSTRILES FLIYGH 11,2 440 20 0,85 1745 F 1 76-2 F 65

P75503E BOMBA DE AGUAS INDUSTRILES FLIYGH 11,2 440 20 0,85 1745 F 1 76-2 F 65

P75503F BOMBA DE AGUAS INDUSTRILES FLIYGH 11,2 440 20 0,85 1745 F 1 76-2 F 65

M75520A MESCLADOR ACIDIFICACION FLIYGH 5,6 440 15 0 580 F 1 76-2 F 65

M75520B MESCLADOR ACIDIFICACION FLIYGH 5,6 440 15 0 580 F 1 76-2 F 65

M75520C MESCLADOR ACIDIFICACION FLIYGH 5,6 440 15 0 580 F 1 76-2 F 65

M75520D MESCLADOR ACIDIFICACION FLIYGH 5,6 440 15 0 580 F 1 76-2 F 65

P75521A BOMBA ALIMENTACION REACTORESSIEMENS 8,9 440 19 0,75 1165 F 1 76-2 F 65

P75521B BOMBA ALIMENTACION REACTORESSIEMENS 8,9 440 19 0,75 1165 F 1 76-2 F 65

P75521C BOMBA ALIMENTACION REACTORESSIEMENS 8,9 440 19 0,75 1165 F 1 76-2 F 65

P75521D BOMBA ALIMENTACION REACTORESSIEMENS 8,9 440 19 0,75 1165 F 1 76-2 F 65

P75521E BOMBA ALIMENTACION REACTORESSIEMENS 8,9 440 19 0,75 1165 F 1 76-2 F 65

P75522A BOMBA RECIRCULACION DE LODOSFLIYGH 7,5 440 13 0,88 1740 F 1 76-2 F 180

P75522B BOMBA RECIRCULACION DE LODOSFLIYGH 7,5 440 13 0,88 1740 F 1 76-2 F 180

P75522C BOMBA RECIRCULACION DE LODOSFLIYGH 7,5 440 13 0,88 1740 F 1 76-2 F 180




P75523A BOMBA PRESURISACION SIEMENS 20,8 440 37 0,86 3540 F IMB3 54 1 76-3 F 80

P75523B BOMBA PRESURISACION SIEMENS 20,8 440 37 0,86 3540 F IMB3 54 1 76-3 F 80

P75523C BOMBA PRESURISACION SIEMENS 20,8 440 37 0,86 3540 F IMB3 54 1 76-3 F 80

C75501C SOPLADOR III WEG 7,4 440 13,5 0,84 1760 F 54 1 76-3 F 80

C75501D SOPLADORR II WEG 7,4 440 13,5 0,84 1760 F 54 1 76-3 F 150

C75501E SOPLADOR I WEG 7,4 440 13,5 0,84 1760 B 54 1 76-3 F 90

CM75511 COMPRESOR BALDOR INDUSTRIAL 7,4 440 14 0,76 1725 F 54 1 76-3 F 90

P75524B LODO ESPESADOR FLYGT 7,5 440 13 0,79 1745 F 54 1 76-3 F 90

99,5


POTENCIA TOTAL RESIDUALES FASE 2 MCC76-3

89


M75525A FLOCULADFOR SEW DFV-132 5,5 440 10 0,85 1720 F 1 76-4 F 50

M75525B FLOCULADFOR SEW DFV-132 5,5 440 10 0,85 1720 F 1 76-4 F 50

M75524 MEZCLADOR RAPIDO SM CICLO TC-F 0,35 440 1,1 0 1720 F 1 76-4 F 50

M75526 PIVOTE SEDIFLOTASUR SEW 7001-83138 0,87 440 1 0 1680 F 1 76-4 F 50

M75523A PIVOTE CLARIFICADOR SEW 077164 0,25 440 0,72 0,79 1680 F 1 76-4 F 50

M75523B PIVOTE CLARIFICADOR SEW 077164 0,25 440 0,72 0,79 1680 F 1 76-4 F 50

M75530A AGITADOR UREA SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75530B AGITADOR UREA SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75531A AGITADOR SULFATO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75531B AGITADOR SULFATO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75532A AGITADO POLIMERO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75532B AGITADO POLIMERO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75533A BOMBA HIPOCLORO DE CALCIO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75533B BOMBA HIPOCLORO DE CALCIO SM CICLO 1,45 440 3 0 1740 F 1 76-4 F 50

M75521 AGITADOR NEUTRALIZACION SM CICLO TC-F 2,23 440 4,1 0 1730 F IMB3 1 76-4 F 50


POTENCIA TOTAL RESIDUALES FASE 2 MCC76-4 26,55


M75522A ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-5 F 50

M75522B ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-5 F 50

M75522C ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-5 F 50

M75522D ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-5 F 50



180


P75532B DOSIFICACIÓN F2 SEW- EURODRIVE 0,39 440 1,1 1725 F IMB3 54 1 76-6 F 60

P755529A DOSIFICACIÓN CLORO F2 SEW- EURODRIVE 0,35 440 1,5 1725 F IMB3 54 1 76-6 F 60

P75529B DOSIFICACIÓN CLORO F2 SEW- EURODRIVE 0,35 440 1,5 1725 F IMB3 54 1 76-6 F 60

P75531B DOSIFICACIÓN F2 SEW- EURODRIVE 0,39 440 1,1 1725 F IMB3 54 1 76-6 F 60




M75522E ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-6 F 150

M75522F ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-7 F 150

M75522G ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-7 F 150

M75522H ACTIRROTOR SEW-EURODRIVE 45 440 75 0,85 1747 F IMB3 54 1 76-7 F 150


180POTENCIA TOTAL RESIDUALES FASE 2 MCC76-7

90


P75102A SIEMENS 30 440 52 0,82 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75102B SIEMENS 30 440 52 0,82 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75102C SIEMENS 30 440 52 0,82 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75104A VARIADOR SIEMENS 20 440 33 0,84 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75104B SIEMENS 20 440 33 0,84 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75104C SIEMENS 20 440 33 0,84 1000 F IMB3 54 1 76-8 F 150

P75103A SIEMENS 30 440 52 0,84 1000 F IMB3 54 1 76-8 F

180



91

ANEXO B.ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MEDIDORES

92

ANEXO C. MEDICIONES PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUA

En este anexo se presenta las gráficas de las mediciones realizadas en la plana de tratamiento de agua en

cada una de las plantas.

C1. Registros de tensión

La tensión registrada no presento variaciones en ninguno de los puntos monitoreados fuera del establecido

en la normatividad.

FiguraC1.1. Registro de tensión de fase en barraje de planta 1

Figura C1.2 Registro de tensión de fase en barraje de planta 1

93

FiguraC1.3Registro de tensión de fase MCC755

Figura C1.4Registro de tensión de fase MCC74-1

Figura C1.5Registro de tensión de fase Banco de condensadores

94

Figura C1.6Registro de tensión en el barraje de la planta 2

FiguraC1.7 Registro de tensión de fase barraje de la planta 2

FiguraC1.8Registro de tensión de fase MCC766

95

Figura C1.9 Registro de tensión de fase MCC74-3

Figura C1.10 Registro de tensión de fase MCC74-6

FiguraC1.11 Registro de tensión de fase ósmosis

96

C2. Registros de corriente

Figura C2.1 Registro de corriente en el barraje de la planta 1

FiguraC2.2 Registro de corriente en el barraje de la planta 1

FiguraC2. 3 Registro de corriente MCC755

97

Figura C2.4 Registro de corriente MCC74-1

Figura C2.5 Registro de corriente Banco de condensadores planta 1

FiguraC2.6 Registro de corriente barraje de la planta 2

98

Figura C2.7 Registro de corriente barraje de la planta 2

FiguraC2.8 Registro de corriente MCC 766

FiguraC2.9 Registro de corriente ósmosis

99

FiguraC2.10 Registro de corriente MCC 74-6

Figura C2.11 Registro de corriente MCC 74-3

C3. Registros de potencia activa y reactiva

FiguraC3.1 Registro de potencia activa y reactiva del barraje de la planta 1

100

Figura C3.2 Registro de potencia activa y reactiva del barraje de la planta 1

FiguraC3.3 Registro de potencia activa y reactiva MCC 755

Figura C3.4 Registro de potencia activa y reactiva MCC 74-1

101

FiguraC3.5 Registro de potencia activa y reactiva del banco de condensadores planta 1

FiguraC3.6 Registro de potencia activa y reactiva del barraje de la planta 2

Figura C3.7 Registro de potencia activa y reactiva del barraje de la planta 2

102

FiguraC3.8 Registro de potencia activa y reactiva MCC 766

Figura C3.9 Registro de potencia activa y reactiva ósmosis

Figura C3.10 Registro de potencia activa y reactiva MCC 74-6

103

Figure C3.11 Registro de potencia activa y reactiva MCC 74-3

C4. Registros de potencia aparente

Figura C4.0.1 Registro de potencia aparente del barraje de la planta 1


104

Figura C4.0.3 Registro de potencia aparente MCC 755

Figura C4.0.4 Registro de potencia aparente MCC 74-1

Figura C4.0.5 Registro de potencia aparente del banco de condensadores planta 1

105



Figura C4.0.8 Registro de potencia aparente MCC 766

106

Figura C4.0.9 Registro de potencia aparente ósmosis



107

C5. Registros de factor de potencia

La planta 2 durante el registró evidencio en el barraje principal de alimentación (B2) un bajo factor de

potencia, por debajo de 0.9.

Figura C5.1 Registro de factor de potencia en barraje de la planta 1


108

Figura C5.3 Registro de factor de potencia MCC 755



109



Figura C5.8 Registro de factor de potencia ósmosis

110

Figura C5.9 Registro de factor de potencia MCC 74-6

Figura C5.10 Registro de factor de potencia MCC 74-3

111

C6. Registros de THDv

Figura C6.1 Registro de THDv en barraje de la planta 1

Figura C6.2Registro de THDv en barraje de la planta 1

Figura C6.3 Registro de THDv en barraje MCC755

112

Figura C6.4 Registro de THDv MCC 74-1

Figura C6.5 Registro de THDv en banco de condensadores de la planta 1


113


Figura C6.8 Registro de THDv MCC 766

Figura C6.9 Registro de THDv ósmosis

114



C.7 Registros de THDi

Figura C7.1 Registro de THDi en barraje de la planta 1

115


Figura C7.3 Registro de THDi MCC 755

FiguraC7.4 Registro de THDi MCC 74-1

116

Figura C7.5 Registro de THDi en banco de condensadores de la planta 1


Figura C7.8 Registro de THDi en MCC 766

117

Figura C7.9 Registro de THDi ósmosis

Figura C7.10 Registro de THDi en MCC 74-6

Figura C7.11 Registro de THDi en MCC 74-3

118

C.8 Registros de TDD

Figura C8.1Registro de TDD en B1

Figura C8.2 Registro de TDD en B1

119

Figura C8.3Registro de TDD en MCC 755

FiguraC8.4Registro de TDD en MCC 74-1

Figura C8.5Registro de TDD en BC1

120



Figura C8.8 Registro de TDD en MCC 766

121

FiguraC8.9 Registro de TDD en ósmosis

Figura C8.10 Registro de TDD en MCC 74-6

Figura C8.11 Registro de TDD en MCC 74-3

122

ANEXO DSIMULACION

D.1 Crear la Red a simular

Para realizar la representación de la red eléctrica de la planta de aguas de Bavaria S.A. Digsilent cuenta

con una gran variedad de herramientaslas cuales representan los diferentes elementos y equipos que

componen los sistemas eléctricos.Los cuales se encuentran ubicados en el costado derecho del espacio de

trabajo. Dichos elementos se muestran en laFigura D1.0.1.

Figura D1.0.1Herramientas de simulación en Digsilent

Para iniciar con la simulación de la red el primer elemento que se debe crear son los barrajes y puntos de

conexión de la red ya que al ingresar otro elemento al sistema se debe contar en el espacio de trabajo con

barrajes o puntos de conexión.La Figura D1.0.2muestra como insertar barrajes y puntos de conexión

disponibles en Digsilentjunto con la inserción de los datos necesarios para el funcionamiento de la

simulación.

123

Figura D1.0.2 Barrajes y puntos de conexión

En la Figura D1.0.3se muestran los diferentes barrajes disponibles para realizar la simulación de la red

eléctrica resaltando aquelloselementos que se utilizarán en este trabajo. Por lo tanto, una vez seleccionado

el barraje se debe ubicar en el espacio de trabajo y dar doble clic sobre el mismo para definir sus

características.

Figura D1.0.3Características del barraje

Al ingresar (doble clic) en el barraje seleccionado se despliega la ventana de la figura xxx en donde se

introduce el nombre que se le asignara al barraje, el tipo de sistema(AC. DC. AC/BI), la conexión (ABC.

ACB-N. 2PH. 2PH-N. etc.), el arquetipo (Busbar,junction node, internal node) y el voltaje nominal.

Además de estos datos generales, se puede seleccionar diferentes tipos de barrajes dependiendo su origen,

las tres posibles opciones son:

124

- Select global type: como se muestra en la siguiente Figura D1.0.4esta opción se usa para

seleccionar un elemento de la librería de Digsilent el cual ya tiene todas sus características

predeterminadas.

Figura D1. 0.4 Tipo de barraje global

- Select Project Type: Al seleccionar esta opción se despliega la ventana que se muestra a

continuación en la Figura D1.0.5 en la cual se pueden ver y seleccionar los elementos ya usados

en el proyecto.

Figura D.1.0.5Selección de tipo de barraje del proyecto

125

- New Project Type: como se muestra en la Figura D1.0.6 esta opción.se utiliza para crear un

nuevo elemento y definir sus características de manera manual según los requerimientos

específicos de cada elemento que se desee añadir a la red a simular.

Figura D1.0.6Selección de nuevo tipo de barraje

Estas tres últimas opciones mencionadas. “Select Global Type”. “Select Project Type” y “New Project

Type” no solo están disponibles para la adición de barrajes sino para cualquier elemento del sistema a

simular, por ejemplo maquinas asíncronas, generadores.Cargas, transformadores, líneas, etc.

D.2 Insertar equipos

Una vez se tengan los barrajes en el espacio de trabajo,se procede a conectar estos con los equipos que

conforman el diagrama unifilar de la red eléctrica a similar. A continuación se presenta la forma como se

insertan los equipos más relevantes para la realización de este trabajo, como lo son las maquinas

asíncronas,transformadores, banco de condensadores y una red externa en el espacio de trabajo creado.

• Máquinas asíncronas

Los motores presentes en el área a analizar son del tipo Jaula de ardilla, los cuales son motores de

inducción o asíncronos. Para simular estos motores en Digsilent debemos seleccionar el icono que se

encuentra resaltado en la Figura D2.0.1 y conectarlo al barraje deseado y de esta manera continuar

construyendo la red eléctrica de la planta de aguas.

126

Figura D2.0.1Conexión de Motores “General Load”

Con el fin de crear una red lo más fiel a la realidad posible, se crean maquinas asíncronas mediante la

herramienta “General Load” inductiva, ingresando las características de la máquina tales como: nombre,

voltaje, potencia activa, factor de potencia, eficiencia y frecuencia nominal como se observa en

FiguraD2.0.2. Ya que los variadores de velocidad asociados a este tipo de máquinas son representados

como una fuente de corriente armónica asociada al motor, esto se simula utilizando la opción “New

Project Type” en la ventana de la Figura D2.0.3 como se observó anteriormente, y finalmente se ingresan

lo valores de la distorsiónarmónica individual en la ventana de la Figura D2.0.4.

127

Figura D2.0.2 Ventana de motor

128

Figura D2.0.3 Ventana de variador de armónicos de motores

129

Figura D.2.0.4Ventana de fuentes armónicas

• Transformadores

En la Figura D2.0.5 se presencia como ingresar un el transformador en el simulador. De manera similar

como se realizó con las maquinas asíncronas, el transformador debe ser asociado a sus respectivos

barrajes de conexión y este definirá la tensión presente en estos barrajes dependiendo de sus

características.

Figura D2.0.5Conexión de transformadores

Una vez conectado el transformador a los barrajes, en la ventana de la Figura D2.0.6 se define el nombre

del transformador, potencia nominal, frecuencia, tipo de conexión, relación de transformación y perdidas

en el cobre.

130

Figura D2.0.6 Ventana de transformador

D.3 Análisis del sistema

Utilizando los elementos dispuestos por Digsilent para la construcción de la red eléctrica a analizar de la

manera como se explicó anteriormente, se obtiene el siguiente diagrama unifilar sobre el cual se llevaran

a cabo los principales métodos de estudio como se muestra en la Figura D3.0.1 para interpretar su

comportamiento en general y los niveles de distorsión armónica los cuales se explicarán a continuación.

Figura D3.0.1 Representación del sistema eléctrico en Digsilent

131

Los principales métodos que se utilizan para el análisis del comportamiento en general del sistema serán:

flujo de carga y el análisis de corto circuito los cuales se encuentran en la barra de herramientas como se

muestra en la Figura D3.0.2.

Figura D3.0.2 Métodos de análisis.

Flujo de Carga

El primer método a usar será el Flujo de Carga haciendo click en el primer icono resaltado en la

FiguraD3.0.3 y se desplegará la ventana mostrada a continuación, para el caso de este trabajo se

habilitarán las opciones allí mostradas.

Figura D3.0.3 Ventana de estudio del flujo de carga

Después de seleccionar las opciones necesarias se ejecuta el flujo de carga, los resultados del mismo se

muestran junto a cada elemento que compone el diagrama unifilar, además de esto, como se muestra en la

Figura D3.0.4 mediante un código de colores que desde verde (condiciones óptimas) a rojo (peligro o

132

fuera de rango) muestra las condiciones en las que se encuentran los barrajes, equipos y cada elemento del

sistema.

Figura D3.0.4 Resultado de Flujo de Carga.

Corto Circuito

Para realizar la prueba de corto circuito en la Figura D.3.0.5 se selecciona el segundo icono resaltado

para acceder a la ventana de configuración de la prueba.

Figura D3.0.5 Ventana de estudio de corto circuito

133

Al acceder los datos que se observan en la Figura D3.0.6 el elemento en donde se realizará la prueba y

ejecutar, se observa junto al elemento un “rayo” de color rojo el cual indica que la prueba ejecuto

satisfactoriamente.

Figura D3.0.6 Prueba de corto circuito

Análisis de calidad de Potencia – Armónicos.

Para el análisis del contenido armónico presente en la red eléctrica a simular en Digsilent nos dirigimos

de nuevo a la barra de herramientas y como se muestra en la Figura D3.0.7 se selecciona el análisis que se

desea realizar sobre el sistema.Una vez seleccionado el análisis de armónicos. “Harmonics/Power

Quality”, inmediatamente se muestran las herramientas disponibles para llevar a cabo este tipo de análisis.

Figura D3.0.7 Herramientas análisis de armónicos

El primer paso que se hará para este trabajo será el Flujo de carga armónico, el cual se realiza con el icono

y de esta manera, una vez configurada la prueba como se muestra en la Figura D.3.0.8 se podrá

conocer los niveles de distorsión armónica (THD) de todos barrajes y elementos del sistema.

134

Figura D3.0.8 Ventana de configuración de flujo de carga armónica

Una vez se ejecuta el flujo de carga armónica se habilita el icono ( ) y es posible crear una gráfica de

distorsión armónica individual para cualquier barraje o equipo, a continuación se muestra en la

FiguraD3.0.9 la ventana de configuración para realizar la gráfica en donde se define el elemento y

variable a graficar y en la Figura D3.0.10la gráfica que se obtiene como resultado de esto.

Figura D3.0.9 Ventana de configuración para estudio de flujo de carga

135

Figura D3.0.10 Gráfica de distorsión armónica individual.

ANEXO E DISEÑO DE METODOS DE MITIGACION ARMONICA

La mitigación armónica consiste en utilizar componentes pasivos, inductancias, condensadores,

transformadores y/o cambiar el esquema de la instalación, cumpliendo con el propósito de disminuir los

niveles de distorsión armónica al nivel permitido en determinado punto de la instalación [6]. Uno de los

métodos másimplementados es la instalación de filtros armónicos, los cuales suministran la suficiente

potencia reactiva para llevar los niveles de distorsiónarmónica por debajo de los límites establecidos, que

dependiendo su tecnología se dividen en dos tipos, los filtros pasivos y filtros activos.

• Filtro pasivo:

Generalmente son utilizados en la industria para la atenuación de armónicos de órdenes bajos y la

corrección del factor de potencia a un bajo costo de implementación, sin embargo de no ser

cuidadosamente dimensionado este puede entrar en resonancia con el sistema. Por otro lado, para el

dimensionamiento de sus componentes RLC, el primer aspecto a tener en cuenta es la componente

armónica (ℎ)que se desea atenuar, sin embargo para que el filtro sea más efectivo es necesario atenuar

desde una frecuencia menor, por lo cual se seleccionó el armónico 4,7 [35].

Además, para determinar los parámetros que lo componen, tales como la frecuencia angular (𝑊ℎ), la

reactancia capacitiva (Xc), capacitancia del filtro (𝐶𝐹), la inductancia del filtro (𝐿𝐹), reactancia inductiva

(𝑋𝐿ℎ) y resistencia (𝑅𝐹), se tienen en cuenta las siguientes ecuaciones (E.1 – E.6), dondef es la frecuencia

fundamental del sistema (60Hz), h es la componente armónica seleccionada, V es la tensión nominal y

Qces la potencia reactiva que el filtro va a suministrar:

𝑊ℎ = 2𝜋𝑓ℎ (E.1)

𝑋𝐶 =1

𝑤𝐶=

|𝑉|2

𝑄𝐶 (E.2)

136

𝐶𝐹 =1

2𝜋𝑓𝑋𝐶 (E.3)

𝐿𝐹 = [1

2𝜋60ℎ√𝐶𝐹]

2

(E.4)

𝑋𝐿ℎ = 𝑊ℎ𝐿𝐹 (E.5)

𝑅𝐹 =𝑋𝐿ℎ

𝑄 (E.6)

El valor de Q corresponde al factor de calidad, varía entre 0,5 y 5 para los filtros amortiguados, el cual

controla la característica de la impedancia del mismo, como se observa en laFigura E.1.0.1, entre mayor

sea su valor, su impedancia será más variable en proporción a la frecuencia. De igual manera, para los

filtros pasivos sintonizados, el factor de calidad toma valores entre 0 y 100, y entre mayor sea su valor,

menor será su valor de impedancia para una frecuencia específica, dicho comportamiento se muestra a

continuación en la Figura E1.0.2

Figura E1.0.1Característica de la impedancia según el

factor de calidad

:

Figura E1.0.2Curva de resonancia para diferentes

valores de Q

137

E.2 Filtros activos

Los filtros activos basan su funcionamiento en la electrónica de potencia utilizando semiconductores

IGBT con el fin de cancelar las corrientes armónicas, utilizando transformadores de corriente para censar

la corrientede secuencia negativa presente, y así determinar el contenido armónico presente en la red e

inyectar la corriente de secuencia negativa inversa para equilibrar la corriente aguas arriba de la red, así

mismo estos filtros tienen la capacidad de corregir el factor de potencia[13]. Por lo tanto, estos filtros

pueden usarse en instalaciones que introducen una gran distorsión armónica a la red [14]. Sin embargo,

los filtros activos son una solución más costosa y compleja que lo filtros pasivos [13].

Además de la instalación de filtros, existen otros métodos para mitigar los efectos producidos por la

distorsiónarmónica, como la instalación de una reactancia serie al banco de condensadores o el cambio

del banco de condensadores para sintonizar la frecuencia de resonancia del sistema de forma que no

corresponda con ninguno de los armónicos del banco de condensadores [15].

E.3 Reactancia serie o inductancia anti armónica.

Con el fin de proteger el banco de condensadores contra sobrecargas armónicas, se introduce al sistema

una reactancia en serie al banco de condensadores. El valor de “L” es tal que en el rango de frecuencias

armónicas la rama LC tiene carácter inductivo y la mayoría de las corrientes armónicas circula por el

resto de la red [6]. El dimensionamiento de la reactancia serie asociada al banco de condensadores de la

planta 1, es calculada mediante las ecuaciones F.1 – F.4, partiendo del valor en kVAR del banco de

condensadores y tomando como frecuencia de sintonía 215 Hz, es decir, h = 3,58[36].

• Cambio de banco de condensadores

Este método de mitigación es implementado en los casos en donde se distingue una condición de

resonancia entre el banco de condensadores y el sistema, por lo tanto, se dimensiona un banco de

condensadores que mantenga el factor de potencia por encima del límite establecido y evite presencia de

niveles de distorsión armónica elevados debido a la condición de resonancia. El cálculo de dicho banco de

condensadores se calculó usando las ecuaciones (E.7 – E.10), hallando los valores de potencia aparente,

potencia reactiva y tan 𝜑 antes y después de la compensación según el valor de factor de potencia deseado

y así determinar el valor de potencia reactiva (Qc) del banco de condensadores a instalar [36].

𝑆1,2 = √𝑃2 + 𝑄1,22; 𝑄1,2 = √𝑆1,𝑍

2 − 𝑃2 (E.7)

𝐹𝑃1,2 = cos 𝜑1,2 =𝑃(𝐾𝑊)

𝑆1,2(𝐾𝑉𝐴) (E.8)

tan 𝜑1,2 =𝑄1,2(𝐾𝑉𝐴𝑅)

𝑃(𝐾𝑊) (E.9)

𝑄𝐶 = 𝑃 ∗ (tan 𝜑1 − tan 𝜑2) (E.10)

Donde P es la potencia activa, S1, S2 son las potencias aparentes antes y después de la compensación, Qc

es la potencia reactiva del capacitor, 𝜑1es el ángulo de fase sin capacitor y 𝜑2es el ángulo de fase con

capacitor.

metodologÍa para el anÁlisis de distorsiÓn armÓnica …

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