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Trabajo Fin de Grado
Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales
Análisis de las incertidumbres de las medidas de
potencia en los sistemas eléctricos
Autor: Jorge Baena Domingo
Tutor: Antonio de la Villa Jaén
Dep. de Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2017
iii
Trabajo Fin de Grado
Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales
Análisis de las incertidumbres de las medidas de
potencia en los sistemas eléctricos
Autor:
Jorge Baena Domingo
Tutor:
Antonio de la Villa Jaén
Profesor titular
Dep. de Ingeniería Eléctrica
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2017
v
Trabajo Fin de Grado: Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Autor: Jorge Baena Domingo
Tutor: Antonio de la Villa Jaén
El tribunal nombrado para juzgar el Trabajo arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2017
ix
Agradecimientos
En estas líneas quiero dar las gracias a todas las personas que han pasado por mi vida y de una u otra forma me
han enseñado algo, contribuyendo a que hoy sea la persona que soy.
Por supuesto el mayor de los agradecimientos a mis padres y mi hermana, por darme todo lo que ha estado en
su mano y más, apoyarme incondicionalmente, darme todo su cariño y educarme de la mejor manera posible.
También agradecer a mis amigos y a mis compañeros, que han hecho que esta etapa universitaria y la vida en
general sean más fáciles y divertidas. “Si caminas solo, irás más rápido; si caminas acompañado llegarás más
lejos”.
Y por último agradecer a mi profesor y tutor Antonio de la Villa Jaén su inestimable ayuda, así como su
dedicación y su carácter cercano y amable, que han hecho que la realización de este trabajo fuera mucho más
llevadera.
Muchísimas gracias a todos.
Jorge Baena Domingo
Sevilla, 2017
xi
Resumen
En este trabajo se pretende analizar los errores cometidos por varios métodos para el cálculo de las potencias,
siendo estos errores inducidos por incertidumbres en los aparatos de medida de tensión e intensidad. Para ello
se deducen las expresiones teóricas de las varianzas de las potencias y se validan experimentalmente. Una vez
validadas se comparan los resultados de unos métodos con otros para intentar dilucidar si existen ventajas en el
uso de alguno en concreto.
xiii
Abstract
In this paper we intend to analyze the errors made by several methods in the calculation of the powers, these
errors being induced by uncertainties in the voltage and current measurement devices. With this purpose the
theoretical expressions of the variances of the powers are deduced and they are validated experimentally. Once
you compare the results of some methods with others to try to elucidate if there are advantages in the use of
some in particular.
xv
Índice
Agradecimientos ix
Resumen xi
Abstract xiii
Índice xv
Índice de Tablas xvii
Índice de Figuras xix
Notación xxi
1 Introducción 1
2 Expresiones teóricas de las varianzas en medidas de potencia analógicas 3 2.1. Obtención de las funciones 3 2.2. Obtención de las incertidumbres de las medidas directas 5
2.2.1 Transformadores de tensión 5 2.2.2 Transformadores de intensidad 7
3 Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos 11 3.1 Validación experimental 11
3.1.1 Justificación y procedimiento 11 3.1.2 Resultados experimentales 12
3.2 Comparación con un método de medida de potencia que emplea tensión de línea 19 3.2.1 Descripción del método a comparar 19 3.2.2 Comparación del método I y II 20
4 Cálculo de incertidumbres en medidas digitales 25 4.1 Descripción del método de medida digital 26
4.1.1 Cálculo de P 27 4.1.2 Cálculo de Q 27
4.2 Desarrollo de las fórmulas de las incertidumbres de las potencias. 28 4.2.1 Cálculo de varianza de P 28 4.2.2 Cálculo de la varianza de Q 29
4.3 Aplicación de la Norma UNE-EN 61869 31
5 Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y comparación con otros métodos 33
5.1.1 Resultados experimentales 33 5.2 Comparación con otros métodos de medidas 40
5.2.1 Resultados de los experimentos de comparación de los tres métodos 40
6 Conclusiones 47
Anexo A 49
Referencias 79
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2-1 Derivadas parciales expresión (2-1) 4
Tabla 2-2 Derivadas parciales expresión (2-2) 5
Tabla 2-3 Límites del error de relación y del desfase de los transformadores de medida para tensión 6
Tabla 2-4 Nivel de confianza en función de pk 7
Tabla 2-5 Límites del error de relación y del desfase de los transformadores de medida para intensidad 7
Tabla 3-1 Resultados del primer ensayo de comparación entre método I y II 20
Tabla 3-2 Resultados del segundo ensayo de comparación entre método I y II 21
Tabla 3-3 Resultados del tercer ensayo de comparación entre método I y II 22
Tabla 4-1 Derivadas parciales de la expresión (4-11) 29
Tabla 5-1 Resultados del primer ensayo de comparación de los métodos I, II y III 41
Tabla 5-2 Resultados del segundo ensayo de comparación de los métodos I, II y III 42
Tabla 5-3 Resultados del tercer ensayo de comparación de los métodos I, II y III 43
Tabla 5-4 Resultados del primer ensayo de comparación de los métodos I y III 44
xix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2-1 Interpolación lineal del error de relación en los transformadores de medida para intensidad 8
Figura 2-2 Interpolación lineal del desfase en los transformadores de medida para intensidad 8
Figura 3-1 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 1 del método analógico 13
Figura 3-2 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 2 del método analógico 14
Figura 3-3 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 3 del método analógico 16
Figura 3-4 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 4 del método analógico 17
Figura 3-5 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 5 del método analógico 18
Figura 4-1 Onda senoidal de tensión continua en el tiempo 25
Figura 4-2 Onda senoidal de tensión discretizada 26
Figura 5-1 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 1 del método digital 34
Figura 5-2 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 2 del método digital 36
Figura 5-3 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 3 del método digital 37
Figura 5-4 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 4 del método digital 39
Figura 5-5 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 5 del método digital 40
xxi
Notación
sen Función seno
∂ Derivada parcial
: Tal que
< Menor o igual
>
P
Q
V
I
2
p.u
pk
N
pasigI
Mayor o igual
Potencia activa
Potencia reactiva
Tensión eficaz
Intensidad eficaz
Ángulo de intensidad
Ángulo de tensión
Varianza
Desviación típica
Factor de potencia
Por unidad
Factor de cobertura
Número de muestras
Intensidad primaria asignada de los transformadores de medida
1
1 INTRODUCCIÓN
l conocimiento del valor de las magnitudes que intervienen en un sistema eléctrico se antoja un tema vital
para el buen funcionamiento de este. Por ello se convierte en una cuestión muy importante medirlas y
cuantificarlas de forma correcta. El hecho de realizar una medida lleva implícito incurrir en un error, bien
sea por el mal calibramiento del aparato de medida, por el ruido que distorsiona la señal, etc.
En los transformadores de medida, que son los aparatos que se supondrán utilizados en este trabajo para realizar
las mediciones, el error que se comete sigue una distribución normal, que viene definida por su media y su
desviación típica.Este trabajo tiene como objetivo analizar cómo se propagan estos errores de medida al cálculo
de las potencias en sistemas trifásicos, mediante distintos procedimientos, para como conclusión evaluar cuál es
el procedimiento más idóneo para deducirlas.
Este interés en la cuantificación del error cometido en los valores calculados de potencias a partir de las
incertidumbres de los transformadores, viene motivado a partir del trabajo fin de grado “Evaluación de un
estimador de estado a partir de una matriz de pesos no diagonal” de Joaquín de Ory Carreto. En el que se
calculan los errores de potencias para un estimador de estado mediante un método en por unidad y en el que solo
se usa un transformador de medida para las tres fases. De la cuestión de si ese método es ampliable y mejorable
nace el objeto de este proyecto.
Se evaluarán dos métodos, uno analógico y otro digital. Se compararán entre ellos y también con el método de
cálculo de potencias usado, como ya se ha mencionado, en el Trabajo fin de grado “Evaluación de un estimador
de estado a partir de una matriz de pesos no diagonal” de Joaquín de Ory Carreto.
El método analógico tiene como características el uso de tres transformadores de medida, uno por fase, tanto
para tensión como para intensidad. Los transformadores de medida para tensión medirían tensión entre la fase y
el neutro o tierra. Hecho importante como se verá en los resultados.
El método digital se propone debido a la grandísima cantidad de aparatos digitales que se usan hoy en día en
todos los ámbitos, llegando como no a los aparatos de medida. Para este método se propone el mismo
procedimiento de medida que para el analógico, si bien una vez recogidas las medidas hay que convertirlas de
analógico a digital.
Para comparar los métodos se usarán las desviaciones típicas que identifican al error de las potencias en cada
uno de los métodos. Para calcularlas se recurre a las norma UNE-EN 61869 de las que se extraen los errores
cometidos por los transformadores de medida y a través de la “Teoría de propagación de errores”, que establece
como un error en un variable se propaga en una función que contenga a dicha variable, se podrá obtener las
expresiones que definen la desviación típica del error de potencias de cada uno de los métodos.
Una vez calculadas estas expresiones y aplicadas a un escenario se validarán los resultados de estas expresiones
teóricas mediante un programa de MATLAB que calcula un vector de muestras de medidas de los
transformadores, a partir de ellos se calculan los valores de las potencias y se calcula sus desviaciones típicas.
Si el error entre las dos desviaciones, la teórica calculada mediante la “Teoría de propagación de errores” y la
experimental, sacada de las muestras de MATLAB, es suficientemente pequeño, se considera válido el método,
por lo que está listo para ser comparado con los demás.
E
Introducción
2
2
El alcance de este trabajo llega hasta valorar cuál de los métodos que se expondrán en él resulta más beneficioso
a la hora de calcular las potencias en un sistema trifásico.
3
2 EXPRESIONES TEÓRICAS DE LAS VARIANZAS
EN MEDIDAS DE POTENCIA ANALÓGICAS
n cualquier sistema eléctrico es importante conocer el valor de las magnitudes que definen su estado de
operación, para ello se usan aparatos de medida. En sistemas eléctricos de alta y media tensión no es
posible conectar directamente los aparatos de medida a la red, ya que no soportarían la tensión o intensidad
aplicada, la solución para poder leer las magnitudes en este tipo de redes son transformadores de medida, tanto
de tensión como de intensidad, estos transforman el nivel de tensión o intensidad a un nivel admisible para que
el aparato de medida pueda funcionar.
Estos transformadores como cualquier otro aparato de medida poseen cierta incertidumbre o error en su medida,
este como ya se dijo en la Introducción, sigue una distribución Normal (campana de Gauss).
El objetivo de este capítulo es desarrollar un método para poder cuantificar como afecta el error o desviación en
los transformadores de medida descritos, al cálculo de potencia activa y reactiva en el sistema.
Para ello será necesario apoyarse en la “Teoría de propagación de errores”, esta teoría establece como un error
en un variable se propaga en una función que contenga a dicha variable, siendo muy útil en este trabajo para
calcular como se propaga al cálculo de las potencias el error cometido en la lectura de los aparatos de medida.
Se supondrá un sistema trifásico por lo que las expresiones que se usarán para el cálculo de las potencias son las
siguientes:
cos cos cosa b c a a a a b b b b c c c cP P P P V I V I V I (2-1)
sin sin sina b c a a a a b b b c c c cbQ Q Q Q V I V I V I (2-2)
Siendo V y el valor eficaz de la tensión y el ángulo del fasor de tensión medidos por los transformadores, así
como I y el valor eficaz de intensidad y el ángulo del fasor de intensidad. Con a, b, y c como cada una de las
fases del sistema trifásico.
2.1. Obtención de las funciones
Como se ha dicho recurriendo a la teoría de propagación de errores y partiendo de la ecuación 2-1 el desarrollo
en serie de la varianza de la potencia activa queda:
2 2 2 2 2
, ,
p V Ii i i i
i a b c ii i i
P P P P
V I
(2-3)
E
Expresiones teóricas de las varianzas en medidas de potencia analógicas
4
4
Siendo cada una de las derivadas parciales:
cos a
a a
aa aV
PPI
V
cos b
b b b
b bV
PPI
V
cos c
c c c
c cV
PPI
V
cos aa a a
a aI
PPV
I
cos b
b b b
b bI
PPV
I
cos c
c c c
c cI
PPV
I
sina a a a
a
PV I
sinb b b b
b
PV I
sinc c c c
c
PV I
sina a a a
a
PV I
sinb b b b
b
PV I
sinc c c c
c
PV I
Tabla 2-1 Derivadas parciales expresión (2-1)
Si se sustituye en la expresión (2-3) quedaría:
2 2
2 2 2 2 2 2 2
, ,
i ip V I i i
i i i ii a b c ii
P PQ Q
V I
(2-4)
Para la varianza de la potencia reactiva se sigue el mismo procedimiento, quedando:
2 2 2 2 2
, ,
Q V Ii i i i
i a b c ii i i
Q Q Q Q
V I
(2-5)
5
5 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Siendo cada una de las derivadas parciales:
sin a
a a
aa aV
QQI
V
sin bb b b
b bV
QQI
V
sin cc c c
c cV
QQI
V
sin aa a a
a aI
QQV
I
sin bb b b
b bI
QQV
I
sin cc c c
c cI
QQV
I
cosa a a a
a
QV I
cosb b b b
b
QV I
cosc c c c
c
QV I
cosa a a a
a
QV I
cosb b b b
b
QV I
cos cc
c
cc
QV I
Tabla 2-2 Derivadas parciales expresión (2-2)
Sustituyendo las derivadas parciales en (2-5) queda:
2 2
2 2 2 2 2 2 2
, ,
i iQ V I i i
i i i ii a b c ii
Q QP P
V I
(2-6)
2.2. Obtención de las incertidumbres de las medidas directas
2.2.1 Transformadores de tensión
De la sección anterior tenemos las expresiones (2-4) y (2-6), en las que únicamente quedan como incógnitas los
valores de 2
V ,2
I ,2
y2
, para hallarlos se acude a la norma UNE-EN 61869.
Esta Norma establece los límites de error tolerados en los transformadores de medida de tensión e intensidad,
reflejados en la tabla 2-3.
Expresiones teóricas de las varianzas en medidas de potencia analógicas
6
6
Clase Error de tensión (relación) u
± %
Desfase 𝛥
± Minutos ± Centiradianes
0,1 0,1 5 0,15
0,2 0,2 10 0,3
0,5 0,5 20 0,6
1 1 40 1,2
3 3 No especificado No especificado
Tabla 2-3 Límites del error de relación y del desfase de los transformadores de medida para tensión
En la tabla 2-3 sacada de la norma UNE-EN 61869 se puede observar a partir de la clase de precisión del
transformador en cuestión, el valor del error máximo de relación, es decir, la diferencia entre el valor pico de la
onda de la magnitud real y la medida. Se da como un porcentaje de valor de la magnitud medida. También se
obtiene de la tabla el error de desfase, es decir, la diferencia existente de fase en un mismo instante entre la onda
real y la medida. Este error viene especificado en minutos o centiradianes.
En este trabajo se tomará la clase de precisión de los transformadores de medida como 0,5, así como que los
transformadores de las tres fases son exactamente iguales, por lo que de la tabla anterior se deduce:
0,005
0,005
0,005
Ta
Tb
Tc
a
b
c
V
V
V
0,0058
0,0058
0,0058
a
b
c
rad
rad
rad
Siendo T y respectivamente, los errores de relación y de desfase de cada una de las fases.
A partir de estos errores se obtiene un intervalo de incertidumbre, dentro de cual se podría encontrar el valor real
de la variable medida, este sería 0,005 , 0,005V V V V .
Para transformar este intervalo de error a una desviación típica de la normal que identifica al error de medida, la
“Norma GUM” da el factor de cobertura, pk , según esta Norma pY k , siendo Y en este caso los antes
obtenidos. Por lo que para obtener la desviación típica solo quedaría escoger un valor para pk
Nivel de confianza en %
Factor de cobertura kp
68,27 1
90 1,645
95 1,960
7
7 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Tabla 2-4 Nivel de confianza en función de pk
En la tabla anterior se muestra el nivel de confianza con el que se puede asegurar que la medida obtenida se encuentra dentro del intervalo definido anteriormente, en función del factor de cobertura
escogido. Se considerará un 95,45% suficiente nivel de confianza por lo que, 2pk .
Con todo lo expuesto quedaría:
0,005
0,00252
V
V
p
VV
k
0,00580,0029
2pk
rad
2.2.2 Transformadores de intensidad
Para los transformadores de intensidad se sigue el mismo procedimiento. La única diferencia está en que el error
depende del nivel de intensidad con respecto al asignado.
Tabla 2-5 Límites del error de relación y del desfase de los transformadores de medida para intensidad
Como se dijo anteriormente la clase de precisión tomada será 0,5. Para calcular de una manera más precisa el
valor del error en función del valor de la intensidad, se realizará una interpolación lineal entre los puntos dados
en la tabla 2-5, y en función del valor del cociente
pasig
I
I se obtendrá el valor aproximado del error, tanto de
relación como de desfase. Siendo pasigI el valor de la intensidad asignada al devanado primario del trasformador
de medida de intensidad.
95,45 2
99 2,576
99,73 3
Clase de
precisión
Error de tensión (relación) ± %, en
función del valor de intensidad como %
de la intensidad asignada
Desfase 𝛥 ,n función del valor de intensidad como %
de la intensidad asignada
± Minutos ± Centiradianes
5 20 100 120 5 20 100 120 5 20 100 120
0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5 0,45 0,24 0,15 0,15
0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3
0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9
1 3,0 1,5 1,0 1,0 180 90 60 60 5,4 2,7 1,8 1,8
Expresiones teóricas de las varianzas en medidas de potencia analógicas
8
8
Figura 2-1 Interpolación lineal del error de relación en los transformadores de medida para intensidad
Figura 2-2 Interpolación lineal del desfase en los transformadores de medida para intensidad
9
9 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Una vez calculados los errores se tiene:
Ia
Ib
Ic
a
b
c
I
I
I
a
b
c
Siendo y los errores de relación y desfase calculados mediante la interpolación.
Con los errores obtenidos se acude de nuevo a la “norma GUM” para transformarlos a desviaciones típicas, de
la misma forma que se hizo con el transformador de tensión. La ecuación sería:
2
I
I
p
I
k
2pk
Sustituyendo todo en (2-4) y (2-6) se obtiene:
2 2 2 2 2 22 2
2
2 2
2 2 2 2 2 2
2 2 2
2 2 2 2 2 2
V Ia b c a b cP
a b c p a b c p
a a b b c ca b c
p p p p p p
P P P P P P
V V V k I I I k
Q Q Qk k k k k k
(2-7)
2 2 2 2 2 22 2
2
2 2
2 2 2 22 2
2 2 2
2 2 2 2 2 2
V Ia b c a b cQ
a b c p a b c p
a a b b c ca b c
p p p p p p
Q Q Q Q Q Q
V V V k I I I k
P P Pk k k k k k
(2-8)
11
3 VALIDACIÓN EXPERIMENTAL DEL MÉTODO
ANALÓGICO Y COMPARACIÓN CON OTROS
MÉTODOS
na vez halladas las expresiones teóricas de las varianzas para la potencias activa y reactiva, este capítulo
tiene dos objetivos. El primero es justificar experimentalmente las expresiones obtenidas. Para ello se ha
realizado un programa en MATLAB que compara la varianza calculada de forma teórica, como se ha
descrito en el capítulo 2, y de forma experimental, calculándola a partir de una medida exacta, contaminada con
un ruido para simular una medición real.
El segundo objetivo de este capítulo es comparar el método de medida descrito en el capítulo anterior con el
método que se llevó a cabo en el Trabajo fin de grado “Evaluación de un estimador de estado a partir de una
matriz de pesos no diagonal” de Joaquín de Ory Carreto.
3.1 Validación experimental
3.1.1 Justificación y procedimiento
Para justificar las ecuaciones se compararán las varianzas teóricas con las experimentales. La varianza
experimental se obtendrá introduciéndole a la medida exacta, que es conocida de antemano, un error mediante
MATLAB.
Se asume que el error que introducen los aparatos de medida sigue una distribución Normal con media 0 y
desviación típica , esta Normal se puede tipificar de la siguiente forma:
2( , ) (0,1)
XX N Z N
X sería en este caso el error del aparato de medida. Si se despeja:
X Z
Y sabiendo que 0 y que es la hallada para cada magnitud en el capítulo 2 mediante la Norma UNE-EN
61869 y la Norma GUM, solo quedaría obtener una variable aleatoria con distribución N (0,1). Para ello se usa
el comando randn(X, Y) de MATLAB que devuelve una matriz de X filas por Y columnas, de valores de una
normal N (0,1). Es indudable que mientras mayor sea el número de muestras, más próximo a la unidad será el
valor de la desviación típica de esta variable aleatoria. Por ello se propone que el programa devuelva 10000
muestras.
Una vez obtenido X para V, I, , de las distintas fases a, b, c solo queda sumar estas variable aleatorias al
valor exacto de cada una de las magnitudes, obteniendo así los valores de la variable experimental.
Con estos valores experimentales se calculan los valores de P y Q y a partir de ellos con el comando std() de
MATLAB se tiene la desviación típica de las muestras de P y Q experimentales.
U
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
12
12
3.1.2 Resultados experimentales
En esta subsección se van a simular varios ensayos experimentales para comprobar la validez de las fórmulas
desarrolladas en varias situaciones.
El programa desarrollado se encuentra completo en el ANEXO A.
Cabe destacar que se supondrá en estos ensayos que el sistema trifásico se encuentra equilibrado, de forma que
más tarde sea más sencilla la comparación con otros métodos, si bien si se requiere la formulación expuesta
podría utilizarse igualmente para sistemas desequilibrados. Como bien se puede observar en el último ensayo
realizado.
3.1.2.1 Ensayo 1
Si los valores exactos del escenario son:
, , 132 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 800 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
50º 70º 170ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.9fdp 0
º º 24.16 144.16 95.8 4 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
164.61 MWexac
trifP 79.726 Mvarexac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
413.60 kW teórica
P exp 414.29 kWerimental
P
0.686 kWPError 0.17% de teórica
P
13
13 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
523.85 kvarteórica
Q exp 522.32 kvarerimental
Q
1.529 kvarQError 0.29% de teórica
Q
En la siguiente figura 3-1 se observa de forma gráfica la minúscula diferencia existente entre las desviaciones
típicas teóricas y experimentales.
Figura 3-1 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 1 del método analógico
3.1.2.2 Ensayo 2
En este segundo ensayo se pretende comprobar que aún con P>0 y Q<0 el método responde correctamente,
además se varían levemente los valores de tensión e intensidad.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 133 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 700 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
45º 75º 165ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.95fdp 0
63.19º º 5 183.6.81 19ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
413,6
523,85
414,29
522,32
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
14
14
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
MW153.19exac
trifP 5 Mva0. 52 r3exac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW362 7 .6teórica
P exp 361.59 kW erimental
P
1 k08 . WPError 0.3% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
5 kva00 2 r.3teórica
Q exp 500.80 kvarerimental
Q
0.48 kvar2QError 0.09% de teórica
Q
De nuevo gráficamente se ve mejor lo poco que representa el error cometido en comparación con el total de las
desviaciones típica.
Figura 3-2 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 2 del método analógico
362,67
500,32
362,67
500,8
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
15
15 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
3.1.2.3 Ensayo 3
Para este ensayo se propone que tanto P como Q sean negativas.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 130 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 900 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
60º 60º 180ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.98fdp 0
228.52º 108 º .5 2º2 348.5exac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
MW198.60exac
trifP 4 Mva0. 27 r3exac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW423 4 .3teórica
P exp 423.9 0 kWerimental
P
0. 58 k5 WPError 0.13% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
6 kva06 3 r.3teórica
Q exp 606.36 kvarerimental
Q
0.023 kvarQError 0.004% de teórica
Q
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
16
16
Una vez más se representa gráficamente para una mejor visualización de los resultados:
Figura 3-3 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 3 del método analógico
3.1.2.4 Ensayo 4
En este ensayo además de verificarse el funcionamiento con P <0 y Q>0 se propondrá una intensidad reducida
para simular que la línea trabaja descargada.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 132 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 50 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
30º 90º 150ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.88fdp 0
121.64º 241.64º 1.64ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
MW10.060exac
trifP 5 Mvar.430exac
trifQ
362,67
606,33
362,67
606,36
0
200
400
600
800
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
17
17 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW35. 7 97teórica
P exp 35.886 kW erimental
P
0. 910 kWPError 0.25% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
4 kva5. 8 r98teórica
Q exp 45.723 kvarerimental
Q
0.26 kvar5QError 0.57% de teórica
Q
Exponiendo los resultados de forma gráfica:
Figura 3-4 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 4 del método analógico
3.1.2.5 Ensayo 5
En este ensayo se propone un sistema desequilibrado.
Si los valores exactos del escenario son:
132 kVexac
aV (Tensión de línea) 135 kVexac
bV 125 kVexac
cV
800 Aexac
aI 700 Aexac
bI 950 A exac
cI
35,977
47,988
35,886
45,723
0
10
20
30
40
50
60
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
18
18
_ 800 Aasignada trafosI
30º 90º 150ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.85fdp 0
º º 1.79 121.79 118.21 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
156.47 MW exac
trifP 96.974 Mvarexac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW440.94teórica
P exp 439.76 kW erimental
P
1 k19 . WPError 0.27% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
5 kva22 7 r.4teórica
Q exp 521.44 kvarerimental
Q
1 . kv0 7 a3 rQError 0.2% de teórica
Q
De nuevo gráficamente se observa la insignificante diferencia entre las desviaciones teórica y experimental:
Figura 3-5 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 5 del método analógico
440,94
522,47
439,76
521,44
350
400
450
500
550
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicas
Desviaciones teóricas Desviaciones experimentales
19
19 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Interpretando los resultados se observa que el error cometido en todos los ensayos representa en el mayor de
los casos un 0.57% del valor de la desviación típica, valor más que suficiente como para aceptar como correcto
el método y por lo tanto considerarlo válido para su uso.
3.2 Comparación con un método de medida de potencia que emplea tensión de línea
3.2.1 Descripción del método a comparar
En esta sección el objetivo será comparar el método de medida que se ha desarrollado y verificado anteriormente,
a partir de ahora llamado método I, con el método que se usó en el Trabajo fin de grado “Evaluación de un
estimador de estado a partir de una matriz de pesos no diagonal” de Joaquín de Ory Carreto, denominado a partir
de este momento como método II.
En dicho trabajo se propuso medir la potencia activa y reactiva como:
. . . . cos( )p u p uP V I (3-1)
. . . . sin( )p u p uQ V I (3-2)
Siendo . .p uV y . .p uI la tensión e intensidad eficaces en valores por unidad.
Para efectuar la comparación se calcularán las varianzas teóricas de cada uno de los métodos, y con ellas las
desviaciones típicas, para a continuación compararlas determinando cuál de ellas tiene menor incertidumbre.
Antes de poder compararlos hay que hacer una serie de modificaciones en el método II, estas son:
En el trabajo original, el método II se propone para magnitudes en por unidad, por lo tanto es necesario
convertirlas a unidades de ingeniería para poder hacer la comparación correctamente.
También se deben modificar V y I multiplicando el valor que tenían en el método II por el valor de la
magnitud medida que les corresponde, ya que en el método II original por desarrollarse en por unidad se
consideraba que la tensión e intensidad tenían valor unitario. Además se asume el uso de transformadores de la
misma clase de precisión para ambos métodos.
Por último, en el método I se propone medir tensiones de fase mientras que en el método II original se propuso
medir tensiones de línea por lo que hay que tenerlo en consideración a la hora de calcular las potencias.
Además antes de llevar a cabo la comparación se deben resaltar, que el método I tiene a priori algunas ventajas
sobre el método II, como son que es válido no solo para sistemas trifásicos equilibrados, sino también para
sistemas desequilibrados. Además el método I representa de forma más fidedigna el procedimiento de medida
usado realmente en la mayoría de los sistemas eléctricos, es decir, un trasformador en cada fase midiendo la
tensión fase-tierra.
Por otra parte el método I ha sido desarrollado teniendo en cuenta un valor más preciso del error cometido en
los transformadores de intensidad en función de su nivel de corriente, mediante la interpolación lineal entre los
valores que da la Norma UNE-EN 61869, como se explica en el capítulo 2, procedimiento que en el método II
no se contemplaba originalmente y que ha sido introducida como mejora para que la comparación sea justa.
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
20
20
3.2.2 Comparación del método I y II
A continuación se procederá a comparar ambos métodos, el programa desarrollado se puede encontrar
integro en el Anexo A.
Ni que decir cabe, para que la comparación sea válida los valores medidos de potencia tanto activa como reactiva
deberán ser los mismos.
3.2.2.1 Ensayo 1
En primer ensayo se realizará con valores positivos tanto para la potencia activa como para la reactiva.
MÉTODO I
MÉTODO II
Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 132 kV 132 kV 132 kV 132 kV
exacI 800 A 800 A 800 A 800 A
exac
v 30º 90º 150º 30º
exac
I 4.16º 115.84º 124.16º 4.16º
fdp 0.9 0.9
Resultados
exacP 164.61 MW 164.61 MW
exacQ 79.726 Mvar 79.726 Mvar
teórica
P 413.6 0 kW 716.38 kW
teórica
Q 523.85 kvar 907.33 kvar
Tabla 3-1 Resultados del primer ensayo de comparación entre método I y II
Para compararlos restamos los resultados de uno y otro método,
302.78 kWI II
P P PDif 383.48 kvarI II
Q Q QDif
Se observa que el método I tiene para los dos casos una desviación típica menor, y por lo tanto se cometerá
menos error en las medidas. Ese error lo vamos a cuantificar con un porcentaje como:
21
21 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Incremento de desviación P (%) *100 73.2051%p
I
p
dif
Incremento de desviación Q (%) *100 73.2051%Q
I
Q
dif
Esto quiero decir que:
1.732051II I
p p 1.732051II I
Q Q
Este 1.732051coincide con el valor exacto de 3 . Si se busca el porqué de este resultado, se observa que es
debido a que en el método I, cada transformador mide la tensión de fase, y en el método II el transformador mide
directamente tensión de línea, por lo que uno estaría midiendo 132
3 kV y en otro 132 kV y dado que el error
de medida de los transformadores depende directamente de la magnitud medida, teóricamente el error del
método I será 3 veces más pequeño que el del método II, como así lo reflejan los resultados obtenidos.
Se realizarán dos ensayos más para verificar la teoría anterior con otros valores.
3.2.2.2 Ensayo 2
Se comprueba ahora que ocurre lo mismo para P>0 y Q<0.
MÉTODO I
MÉTODO II
Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 125 kV 125 kV 125 kV 125 kV
exacI 900 A 900 A 900 A 900 A
exac
v 45º 75º 165º 45º
exac
I 63.195º 56.805º 183.195º 63.195º
fdp 0.95( )c 0.95( )c
Resultados
exacP 185.11 MW 185.11 MW
exacQ 60.844 Mvar 60.844 Mvar
teórica
P 420.3 0 kW 727.98 kW
teórica
Q 573.54 kvar 993.40 kvar
Tabla 3-2 Resultados del segundo ensayo de comparación entre método I y II
Validación experimental del método analógico y comparación con otros métodos
22
22
307.68 kWI II
P P PDif 419.86 kvarI II
Q Q QDif
Incremento de desviación P (%) *100 73.2051%p
I
p
dif
Incremento de desviación Q (%) *100 73.2051%Q
I
Q
dif
3.2.2.3 Ensayo 3
Se propone ahora un escenario con P<0 y Q>0.
MÉTODO I
MÉTODO II
Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 140 kV 140 kV 140 kV 140 kV
exacI 600 A 600 A 600 A 600 A
exac
v 25º 105º 145º 25º
exac
I 143.52º 263.52º 23.52º 143.52º
fdp 0.98( )i 0.98( )i
Resultados
exacP 142.5 W8 M 142.5 W8 M
exacQ 28.953 Mvar 28.953 Mvar
teórica
P 329.3 0 kW 570.36 kW
teórica
Q 483.28 kvar 837.06 kvar
Tabla 3-3 Resultados del tercer ensayo de comparación entre método I y II
241.06 kWI II
P P PDif 353.78 kvarI II
Q Q QDif
Incremento de desviación P (%) *100 73.2051%p
I
p
dif
23
23 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Incremento de desviación Q (%) *100 73.2051%Q
I
Q
dif
Como se puede observar el resultado es el mismo para todos los ensayos por lo que quedaría comprobado que
lo expuesto anteriormente en el ensayo 1, es cierto.
25
4 CÁLCULO DE INCERTIDUMBRES EN MEDIDAS
DIGITALES
n la actualidad nos encontramos en un mundo cada vez más digitalizado, hecho que alcanza también a la
tecnología de los aparatos de medida, siendo en la inmensa mayoría de los casos digitales. En este capítulo
se pretende indagar a cerca del procedimiento de medida de estos aparatos digitales, y a partir de ahí
construir un método de medida para más tarde validarlo y compararlo con los anteriores.
Antes de realizar cualquier cálculo, se debe muestrear la señal analógica (constante en el tiempo) que recibe el
aparato de medida. Para ello se divide el período de la señal en un número de muestras N, para a continuación
obtener el valor de la señal en cada instante de tiempo calculado.
En las siguientes gráficas se muestra la diferencia entre una medida de tensión analógica y otra muestreada y
discretizada.
Figura 4-1 Onda senoidal de tensión continua en el tiempo
E
Cálculo de incertidumbres en medidas digitales
26
26
Figura 4-2 Onda senoidal de tensión discretizada
Las expresiones de los valores instantáneos tensión e intensidad son:
( ) 2 ( )x k x k xv t V sen t (4-1)
( ) 2 ( )x k x k xi t I sen t (4-2)
Siendo xV , la tensión eficaz medida para cada fase por los transformadores de medida, x , el ángulo de la
tensión medido en cada fase, xI , la intensidad eficaz medida para cada fase por los transformadores de medida
y x , el ángulo de la intensidad medido para cada fase.
Con ellas se calculará el valor de cada señal en cada instante de tiempo.
4.1 Descripción del método de medida digital
En esta sección se muestran los cálculos realizados a partir de las señales muestreadas de tensión e intensidad
para obtener tanto la potencia activa como la reactiva. Todas las fórmulas se apoyan en el estándar IEEE std
1459-2010.
Para los cálculos se muestreará un ciclo completo de cada señal, que tomando la frecuencia como 50Hz (sistema
europeo), da un ciclo de 20 ms. Además el número de muestras N, será 64 ya que es un valor usado
27
27 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
comercialmente y se considera una cantidad suficiente para obtener una medición adecuada.
4.1.1 Cálculo de P
Para obtener el valor de la potencia activa, basta multiplicar los valores muestreados de tensión e intensidad en
cada instante de tiempo y a continuación sumar cada uno de estos productos a lo largo del ciclo de muestreo.
Por último, se realiza el sumatorio de todas las potencias de cada una de las fases.
El subíndice x indica que la fórmula es válida para cada una de las distintas fases a, b y c.
1
0
1k
N
x xN xk
k
P v iN
(4-3)
, ,
x
a b c
P P (4-4)
4.1.2 Cálculo de Q
Para el cálculo de Q previamente hay que realizar una serie de operaciones como son:
Tensión eficaz,
12
0k
N
xN
kxN
v
VN
(4-5)
Intensidad eficaz
12
0
N
xk
kx
i
IN
(4-6)
Potencia aparente,
xxNxS V I (4-7)
El signo de Q dependerá del factor de potencia x siguiendo la siguiente relación:
1
1
x
x
signQ
signQ
si
si
0º 180º
180º 360º
x
x
Con todo lo anterior Q para cada fase quedaría como:
Cálculo de incertidumbres en medidas digitales
28
28
2 2( )x x x xQ signQ S P (4-8)
Para finalizar únicamente hay que sumar el valor obtenido por cada fase:
, ,
x
a b c
Q Q (4-9)
4.2 Desarrollo de las fórmulas de las incertidumbres de las potencias.
Como en el capítulo 2, ahora se quiere calcular teóricamente el valor de las varianzas de P y Q, que valdrá para
dar una idea de la incertidumbre a la que se enfrenta este método de medida. Para ello se recurrirá de nuevo a la
“Teoría de propagación de errores” como instrumento de cálculo.
4.2.1 Cálculo de varianza de P
Si se desarrolla la fórmula de (4-3) hasta dejarla dependiente únicamente de los valores medidos por los
transformadores:
1
0
12 ( ) 2 ( )
N
x x k x x k x
k
P V sen t I sen tN
1
0
2( ) ( )
Nx x
x k x k x
k
V IP sen t sen t
N
(4-10)
Por lo que se comprueba que:
, , ,P V If
Quedando el desarrollo en serie de P para cada fase:
2 2 2 2
2 2 2 2 2x x x xP V Ix x x x x
x x x x
P P P P
V I
(4-11)
29
29 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Con cada una de las derivadas parciales para cada fase:
Tabla 4-1 Derivadas parciales de la expresión (4-11)
Cuando se tiene la P de cada fase, se calcula la varianza de la potencia activa trifásica:
2 2 2
2 2 2 2
P P P Pa b c
a b c
P P P
P P P
(4-12)
4.2.2 Cálculo de la varianza de Q
Para calcular la varianza de Q se desarrolla la expresión (4-8) hasta que queda en función de las magnitudes
medidas por los transformadores.
2
2
x x x xQ signQ V I P
(4-13)
2 2 2 2 21 1 1
2 2
2 20 0 0
4 4( ) ( ) ( ) ( )
N N Nx x x x
x k x k x k x k xk k k
V I V IQ signQ sen t sen t sen t sen t
N N
Si se simplifica:
21 1 1
2 2
0 0 0
2( ) ( ) ( ) ( )
N N Nx x
x k x k x k x k xk k k
V IQ signQ sen t sen t sen t sen t
N
(4-14)
Para obtener la varianza se acude de nuevo a la “Teoría de propagación de errores” siendo:
2 2 2 2
2 2 2 2 2x x x xQ V I
x x x x xx x x x
Q Q Q Q
V I
(4-15)
1
0
2( ) ( )
Nx x
k x k x
kx
P Isen t sen t
V N
1
0
2( ) ( )
Nx x
k x k x
kx
P Vsen t sen t
I N
1
0
2cos( ) ( )
Nx x x
k x k x
kx
P V It sen t
N
1
0
2( ) cos( )
Nx x x
k x k x
kx
P V Isen t t
N
Cálculo de incertidumbres en medidas digitales
30
30
Con las derivadas parciales:
21 1 1
2 2
0 0 0
2( ) ( ) ( ) ( )
N N Nx x
k x k x k x k xk k k
x
Q IsignQ sen t sen t sen t sen t
V N
(4-16)
21 1 1
2 2
0 0 0
2( ) ( ) ( ) ( )
N N Nx x
k x k x k x k xk k k
x
Q VsignQ sen t sen t sen t sen t
I N
(4-17)
21 1 1
2 2
0 0 0
2
( ) ( ) ( ) ( )
x x x x x
N N Nx
k x k x k x k xk k k
Q V I A BsignQ
Nsen t sen t sen t sen t
(4-18)
Siendo xA y xB :
1 1
2
0 0
cosN N
x x x x
k k
A sen t sen t t
1 1
0 0
cosN N
x x x x x
k k
B sen t sen t t sen t
Y como última derivada parcial:
21 1 1
2 2
0 0 0
2
( ) ( ) ( ) ( )
x x x x x
N N Nx
k x k x k x k xk k k
Q V I C DsignQ
Nsen t sen t sen t sen t
(4-19)
Con xC y xD como:
31
31 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
1 1
2
0 0
cosN N
x x x x
k k
C sen t sen t t
1 1
0 0
cosN N
x x x x x
k k
D sen t sen t t sen t
Con las varianzas de Q calculadas para cada fase se puede calcular la varianza de Q trifásica como:
2 2 2
2 2 2 2v v vQv Q Q Q
a b ca b c
Q Q Q
Q Q Q
(4-20)
4.3 Aplicación de la Norma UNE-EN 61869
Aquí, al igual que en el capítulo 2 se obtendrá de las normas el valor de las desviaciones típica de los errores de
los transformadores de medida. Como el objetivo es comparar este método con los anteriores, se supondrá el
uso de los mismos transformadores, es decir, clase de precisión 0,5 , por lo que los valores de las desviaciones
típicas de V, I, y serían exactamente los mismos, siendo estos:
0,005
0,00252
V
V
p
VV
k
0,00580,0029
2pk
rad
2
I
I
p
I
k
2pk
Con y los errores de relación y desfase calculados mediante la interpolación lineal en función de
pasig
I
I
siguiendo el procedimiento descrito en el capítulo 2, siendo I la intensidad eficaz medida en el primario del
transformador de medida y pasigI , la intensidad primaria asignada para dicho transformador.
33
5 VALIDACIÓN EXPERIMENTAL DE VARIANZAS
EN MEDIDAS DIGITALES DE POTENCIA Y
COMPARACIÓN CON OTROS MÉTODOS
l objetivo de este capítulo es la validación del método de medida descrito en el capítulo 4, que en lo
siguiente será nombrado como método III, para ello se seguirá el mismo procedimiento que se ha seguido
con otros métodos, es decir, se creará un programa en MATLAB en el que se introducirá mediante el
comando randn() un variable aleatoria que hará de error de los aparatos de medida para a partir del valor exacto
simular una variable medida en la realidad.
A partir de ahí se procederá a calcular la desviación típica de la magnitud medida y a compararla con la
desviación teórica calculada según el procedimiento expuesto en el capítulo 4.
La justificación del procedimiento de validación se encuentra más detallada en el capítulo 3, aquí se obvia tal
grado de detalle ya que sería redundante con lo explicado en dicho capítulo.
5.1.1 Resultados experimentales
En esta sección se realizan varios ensayos experimentales para verificar los resultados devueltos por las fórmulas
desarrolladas para la varianza tanto de P como de Q a partir del método digital.
Cabe destacar que en los primeros ensayos se supondrá que el sistema trifásico se encuentra equilibrado, ya que
más tarde se compara con un método que no acepta desequilibrios, si bien si se requiere la formulación expuesta
en el capítulo 4 podría utilizarse igualmente para sistemas desequilibrados, como se puede observar en el último
ensayo de esta sección.
El programa desarrollado se encuentra integro en el ANEXO A.
5.1.1.1 Ensayo 1
En este primer ensayo se propone que tanto P como Q tengan valores positivos.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 132 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 800 A exac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
50º 70º 170ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.9fdp 0
E
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
34
34
º º 24.16 144.16 95.8 4 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
164.61 MW exac
trifP 79.726 Mvarexac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
413.60 kW teórica
P exp 412.8 4 kWerimental
P
0. 64 k7 WPError 0.18% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
523.85 kvarteórica
Q exp 522.0 3 kvarerimental
Q
1. kv21 ar8 2QError 0.35% de teórica
Q
Estos resultados representados gráficamente, dan más idea de lo diminuto que resulta el error cometido en las
desviaciones típicas respecto al valor de estas.
Figura 5-1 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 1 del método digital
413,6
523,85
412,84
522,03
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
35
35 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
5.1.1.2 Ensayo 2
En este segundo ensayo se pretende comprobar que aún con P>0 y Q<0 el método responde correctamente,
además se varían levemente los valores de tensión e intensidad.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 140 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 700 A exac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
30º 90º 150ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.9fdp 0
º º 55.84 64.16 175.84 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
15 MW 2.77exac
trifP Mva7 r3.99exac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
4 kW0 .08 1teórica
P exp 400.53 kW erimental
P
0. 41 k5 WPError 0.13% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
5 kva12 9 r.0teórica
Q exp 509.60 kvarerimental
Q
2 kv49 ar. 3QError 0.49% de teórica
Q
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
36
36
Si se representan estos resultados gráficamente:
Figura 5-2 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 2 del método digital
5.1.1.3 Ensayo 3
Para este ensayo se propone que tanto P como Q sean negativas.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 130 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 900 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
60º 60º 180ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.93fdp 0
º º 218.43 98.43 338.43 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
MW173.97exac
trifP 6 Mva8. 56 r7exac
trifQ
401,08
512,09
400,53
509,6
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
37
37 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW411 3 .5teórica
P exp 414.47 kW erimental
P
1.773 kWPError 0.43% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
5 kva44 1 r.6teórica
Q exp 546.39 kvarerimental
Q
2 . kv9 7 a3 rQError 0.54% de teórica
Q
Representado los resultados gráficamente para una mejor comprensión:
Figura 5-3 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 3 del método digital
5.1.1.4 Ensayo 4
En este ensayo además de verificarse el funcionamiento con P <0 y Q>0 se propondrá una intensidad reducida
para simular que la línea trabaja muy descargada.
Si los valores exactos del escenario son:
, , 132 kVexac exac exac
a b cV V V (Tensión de línea)
, , 50 Aexac exac exac
a b cI I I _ 800 Aasignada trafosI
411,53
544,61
414,47
543,39
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
38
38
40º 80º 160ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.88fdp 0
º º 111.64 231.64 8 6º.3 exac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
1 MW .0 60 0exac
trifP 5.4297 Mvarexac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
kW35.977teórica
P exp 35.960 kW erimental
P
0. 69 k1 WPError 0.47% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
4 kva5. 8 r98teórica
Q exp 45.639 kvarerimental
Q
0.35 kvar0QError 0.76% de teórica
Q
Estos resultados representaos en un gráfico quedan:
35,977
45,988
35,96
45,639
0
10
20
30
40
50
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
39
39 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Figura 5-4 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 4 del método digital
5.1.1.5 Ensayo 5
En este ensayo se propone un sistema desequilibrado.
Si los valores exactos del escenario son:
132 kVexac
aV (Tensión de línea) 135 kVexac
bV 125 kVexac
cV
800 Aexac
aI 700 A exac
bI 950 A exac
cI
_ 800 Aasignada trafosI
30º 90º 150ºexac exac exac
a b cFaseV FaseV FaseV
0.98fdp 0
º º 18.52 101. 18 3 24 8.5 ºexac exac exac
a b cFaseI FaseI FaseI
Con los valores de estas variables exactas, se obtiene:
180.41 MW exac
trifP 36.633 Mvarexac
trifQ
Como resultados para la potencia activa se obtiene:
3 k9 .44 W0teórica
P exp 390.92 kW erimental
P
0. 89 k4 WPError 0.13% de teórica
P
Como resultados para la potencia reactiva se obtiene:
5 kva61 2 r.2teórica
Q exp 561.9 5 kvarerimental
Q
0.72 kvar7QError 0.13% de teórica
Q
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
40
40
Figura 5-5 Comparación de las desviaciones típicas del ensayo 5 del método digital
Se puede observar que el error cometido en las desviaciones típicas de todos los ensayos de en torno al 0,5%
del valor de la desviación típica, valor lo suficientemente pequeño para considerar el método validado y apto
para su uso.
5.2 Comparación con otros métodos de medidas
Con el método III validado se procede a compararlo con los otros dos métodos que se han descrito en este
documento, el método I, desarrollado y validado en este trabajo en los capítulos 2 y 3, y el método II, modificado
para realizar la comparación como se explicó anteriormente.
El método III, al igual que se dijo del método I, dispone de algunas ventajas respecto al método II como son que
es válido tanto para sistemas equilibrados como desequilibrados. Además de que se basa en el procedimiento
que se emplea realmente en la mayoría de los sistemas eléctricos, es decir, un trasformador en cada fase midiendo
la tensión fase-tierra.
5.2.1 Resultados de los experimentos de comparación de los tres métodos
Para la comparación de los tres métodos se realiza un programa en MATLAB cuyo código se encuentra
completo dentro del ANEXO A.
Como ya se ha dicho para que la comparación sea válida los valores medidos de potencia tanto activa como
reactiva deberán ser los mismos en todos los métodos.
Para la comparación se calculan para cada método las desviaciones típicas teóricas y seguidamente se comparan.
390,44
561,22
390,92
561,95
0
100
200
300
400
500
600
Potencia activa Potencia reactiva
Desviaciones típicasDesviaciones teóricas Desviaciones experimentales
41
41 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
5.2.1.1 Ensayo 1
MÉTODO I
MÉTODO II
MÉTODO III
Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 132 kV 132 kV 132 kV 132 kV 132 kV
132 kV 132 kV
exacI 800 A 800 A 800 A 800 A 800 A 800 A 800 A
exac
v 50º 70º 170º 50º 50º 70º 170º
exac
I 24.19º 95.84º 144.16º 24.19º 24.19º 95.84º 144.16º
fdp 0.9( )i 0.9( )i 0.9( )i
Resultados
exacP 164.614 MW 164.614 MW 164.614 MW
exacQ 79.726 Mvar 79.726 Mvar 79.726 Mvar
teórica
P
413.599 kW 716.375 kW 413.599 kW
teórica
Q
523.848 kvar 907.331 kvar 523.84 8 kvar
Tabla 5-1 Resultados del primer ensayo de comparación de los métodos I, II y III
115.821 1 W0 0 WI III
P P PDif 103.492 10 var var0I III
Q Q QDif
2 302.78 kWII III
P P PDif 2 383.48 kvarII III
Q Q QDif
Incremento de desviación P 2(%) *100 73.2051%P
III
p
dif
Incremento de desviación Q2
(%) *100 73.2051%Q
II
Q
dif
Los resultados arrojan que entre el método I y el método III no se existe ninguna diferencia significativa, tanto
para las desviaciones típicas de la potencia activa como para las de la potencia reactiva.
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
42
42
Sin embargo y como parece obvio, dado que las desviaciones del método I y III son iguales, entre el método II
y el III sí que existe una diferencia, que puede expresarse como:
3II III
p p 3II III
Q Q
Como ya se dijo en la comparación entre el método I y el II, este 3 es debido a que en el método III, cada
transformador mide la tensión de fase, y en el método II el transformador mide directamente tensión de línea,
por lo que uno estaría midiendo 132
3 kV y en otro 132 kV y dado que el error de medida de los
transformadores depende directamente de la magnitud medida, teóricamente el error del método III será 3veces más pequeño que el del método II, como así lo reflejan los resultados obtenidos.
Se realizarán algunos ensayos más para verificar que los resultados anteriores se producen también con otros
valores de magnitudes introducidos.
5.2.1.2 Ensayo 2
Aquí se proponen P>0 y Q<0
MÉTODO I
MÉTODO II
MÉTODO III
Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 129 kV 129 kV 129 kV
129 kV
129 kV
129 kV 129 kV
exacI 700 A 700 A 700 A 700 A 700 A 700 A 700 A
exac
v 35º 85º 155º 35º 35º 85º 155º
exac
I 53.19º 66.81º 173.19º
53.19º 53.19º
66.81º
173.19º
fdp 0.95( )c 0.95( )c 0.95( )c
Resultados
exacP 148.584 MW 148.584 MW 148.584 MW
exacQ 48.837 Mvar 48.837 Mvar 48.837 Mvar
teórica
P 351.760 kW 609.267 kW 351.760 kW
teórica
Q 485.270 kvar 840.513 kvar 485.270 kvar
Tabla 5-2 Resultados del segundo ensayo de comparación de los métodos I, II y III
43
43 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
W0I III
P P PDif 104.657 10 var var0I III
Q Q QDif
2 257.506 kWII III
P P PDif 2 355.242 kvarII III
Q Q QDif
Incremento de desviación P 2(%) *100 73.2051%P
III
p
dif
Incremento de desviación Q2
(%) *100 73.2051%Q
III
Q
dif
5.2.1.3 Ensayo 3
Para valores de P<0 y Q>0
MÉTODO I
MÉTODO II
MÉTODO III
Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 140 kV
140 kV 140 kV
140 kV
140 kV
140 kV 140 kV
exacI 900 A 900 A 900 A
900 A 900 A 900 A 900 A
exac
v
60º 60º 180º 60º 35º 60º 180º
exac
I
88.21º
208.21º
31.79º
88.21º 88.21º
208.21º
31.79º
fdp 0.85( )i 0.85( )i 0.85( )i
Resultados
exacP 185.5 W03 M 185.5 W03 M
185.5 W03 M
exacQ
114.964 Mvar 114.964 Mvar
114.964 Mvar
teórica
P
514.108 kW 890.462 kW 514.108 kW
teórica
Q
608.208 kvar
1053.446 kvar
608.208 kvar
Tabla 5-3 Resultados del tercer ensayo de comparación de los métodos I, II y III
Validación experimental de varianzas en medidas digitales de potencia y
comparación con otros métodos
44
44
115.821 1 W0 0 WI III
P P PDif ar0 vI III
Q Q QDif
2 376.353 kWII III
P P PDif 2 445.239 kvarII III
Q Q QDif
Incremento de desviación P 2(%) *100 73.2051%P
III
p
dif
Incremento de desviación Q2
(%) *100 73.2051%Q
II
Q
dif
5.2.1.4 Ensayo 4
Aquí se propone un escenario desequilibrado para únicamente comparar las
MÉTODO I MÉTODO III
Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C
Datos de
entrada
exacV 120 kV 135 kV 138 kV 120 kV 135 kV 138 kV
exacI 700 A 650 A 850 A 700 A 650 A 850 A
exac
v 35º 85º 155º 35º 85º 155º
exac
I 13.43º 106.56º 133.43º 13.43º 106.56º 133.43º
fdp 0.93( )i 0.93( )i
Resultados
exacP 155.201 MW 155.201 MW
exacQ 61.339 Mvar 61.339 Mvar
teórica
P
382.278 kW 382.278 kW
teorica
Q
509.254 kvar 509.254 kvar
Tabla 5-4 Resultados del primer ensayo de comparación de los métodos I y III
45
45 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
115.821 1 W0 0 WI III
P P PDif 102.328 10 var var0I III
Q Q QDif
Como se puede comprobar el resultado es el mismo para todos los ensayos por lo que quedaría comprobado que
lo expuesto en el primer ensayo, es cierto.
47
6 CONCLUSIONES
n este trabajo se han analizado tres métodos diferentes de cálculo de potencias a partir de las lecturas de
los transformadores de medida de tensión y de intensidad. En este análisis, primero se ha comprobado la
validez de los métodos mediante ensayos experimentales. Y a continuación se han comparado las
desviaciones típicas que definen el error en cada método, para determinar las ventajas de usar uno u otro.
Con los resultados obtenidos se está en disposición de decir que tanto el llamado Método I (analógico) como el
Método III (digital) obtienen la misma desviación típica en su error, en cualquier situación (siempre y cuando el
número de muestras digitales sea adecuado), por lo que no incluiría aparentemente ninguna ventaja, en lo que al
error cometido se refiere, calcular la potencia mediante un procedimiento u otro.
Sin embargo, los resultados sí que reflejan que el uso del método I o del método III dispone de ventajas respecto
al uso del Método II, ya que la desviación típica de este último es superior en todos los casos a los anteriores, y
por lo tanto el error cometido. Este error es siempre 3 veces mayor en el caso del método II, debido a que en
este método el transformador de medida lee tensión de línea, siendo esta 3 veces mayor que la tensión de fase,
que es la medida en los otros métodos. Y dado que el error en estos transformadores es proporcional al valor
medido, el error también es 3 veces mayor.
Por lo tanto, como conclusión se deduce que siempre es favorable usar métodos que obtengan la tensión
midiendo tensión de fase.
A modo de resumen:
No hay ninguna diferencia, en cuanto al error se refiere, al realizar los cálculos de potencia activa o reactiva
de forma analógica (I) o digital (III) siguiendo los métodos descritos para cada uno de ellos. Esto es cierto para
cualquier situación siempre y cuando el número de muestras en el método digital sea adecuado.
Se ha demostrado que el error cometido con métodos que miden tensión de fase es menor que con los que
miden tensión de línea. En concreto 3 veces menor. Debido a lo cual siempre serán más favorables métodos
que midan tensión de fase.
Como línea futura de investigación se podría plantear la implantación de este estudio para el cálculo de pesos en
los estimadores de estado.
E
49
ANEXO A
A continuación se presenta el código del programa de MATLAB desarrollado para la validación experimental
del Método I en el capítulo 2:
clc clear all close all %% Cálculo de la varianza de P y Q mediante metodolgía trifásica % Muestras de variables aleatorias con desviaciones típicas unitarias u1=randn(10000,1); u2=randn(10000,1); u3=randn(10000,1); u4=randn(10000,1); u5=randn(10000,1); u6=randn(10000,1); u7=randn(10000,1); u8=randn(10000,1); u9=randn(10000,1); u10=randn(10000,1); u11=randn(10000,1); u12=randn(10000,1);
%% Generación de variables aleatorias de díferentes desviaciones típicas %Introducción de valores exactos y de valores propios de los
transformadores IAexac=800; VAexac=132000/sqrt(3); fasevA_exac=50; faseiA_exac=fasevA_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
IBexac=800; VBexac=132000/sqrt(3); fasevB_exac=fasevA_exac-120; faseiB_exac=fasevB_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
ICexac=800; VCexac=132000/sqrt(3); fasevC_exac=fasevA_exac+120; faseiC_exac=fasevC_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
Ipasig_A=800; Ipasig_B=800; Ipasig_C=800;
%Cálculo de desviaciones de cada transformador
%Tranformador A
desv2a=0.0025*VAexac; %desviación de tensión A desv3a=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión A
Anexo A
50
50
if (Ipasig_A<=IAexac) %Interpolación lineal para obtener la
desviación de Intensidad y ángulo de intensidad desv1a=0.005*IAexac/2; desv4a=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_A<=IAexac<Ipasig_A) desv1a=(-0.003125*(IAexac/Ipasig_A-1)+0.005)*IAexac/2; desv4a=(-18.75*(IAexac/Ipasig_A-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IAexac<0.2*Ipasig_A) desv1a=(-0.05*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+0.0075)*IAexac/2; desv4a=(-300*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Tranformador B
desv2b=0.0025*VBexac; %desviación de tensión B desv3b=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión B
if (Ipasig_B<=IBexac) %Interpolación lineal para obtener la
desviación de Intensidad y ángulo de intensidad desv1b=0.005*IBexac/2; desv4b=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_B<=IBexac<Ipasig_B) desv1b=(-0.003125*((IBexac/Ipasig_B)-1)+0.005)*IBexac/2; desv4b=(-18.75*(IBexac/Ipasig_B-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IBexac<0.2*Ipasig_B) desv1b=(-0.05*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+0.0075)*IBexac/2; desv4b=(-300*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Transformador C
desv2c=0.0025*VCexac; %desviación de tensión C desv3c=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión C
if (Ipasig_C<=ICexac) %Interpolación lineal para obtener la desviación
de Intensidad y ángulo de intensidad desv1c=0.005*ICexac/2; desv4c=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_C<=ICexac<Ipasig_C) desv1c=(-0.003125*((ICexac/Ipasig_C)-1)+0.005)*ICexac/2; desv4c=(-18.75*(ICexac/Ipasig_C-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(ICexac<0.2*Ipasig_C) desv1c=(-0.05*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+0.0075)*ICexac/2; desv4c=(-300*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end
51
51 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
end
%Cálculo de errores eia=u1.*desv1a; eva=u2.*desv2a; e_faseva=u3.*desv3a; e_faseia=u4.*desv4a;
eib=u5.*desv1b; evb=u6.*desv2b; e_fasevb=u7.*desv3b; e_faseib=u8.*desv4b;
eic=u9.*desv1c; evc=u10.*desv2c; e_fasevc=u11.*desv3c; e_faseic=u12.*desv4c;
%Cálculo de medidas experimentales
IAmed=IAexac+eia; VAmed=VAexac+eva; fasevA_med=fasevA_exac+e_faseva*(180/pi); faseiA_med=faseiA_exac+e_faseia*(180/pi);
IBmed=IBexac+eib; VBmed=VBexac+evb; fasevB_med=fasevB_exac+e_fasevb*(180/pi); faseiB_med=faseiB_exac+e_faseib*(180/pi);
ICmed=ICexac+eic; VCmed=VCexac+evc; fasevC_med=fasevC_exac+e_fasevc*(180/pi); faseiC_med=faseiC_exac+e_faseic*(180/pi);
%Cálculo de P y Q experimentales y exactas
PAmed=VAmed.*IAmed.*cos((fasevA_med-faseiA_med)*(pi/180)); QAmed=VAmed.*IAmed.*sin((fasevA_med-faseiA_med)*(pi/180));
PAexac=VAexac*IAexac*cos((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180)) QAexac=VAexac*IAexac*sin((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180))
PBmed=VBmed.*IBmed.*cos((fasevB_med-faseiB_med)*(pi/180)); QBmed=VBmed.*IBmed.*sin((fasevB_med-faseiB_med)*(pi/180));
PBexac=VBexac*IBexac*cos((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180)) QBexac=VBexac*IBexac*sin((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180))
PCmed=VCmed.*ICmed.*cos((fasevC_med-faseiC_med)*(pi/180)); QCmed=VCmed.*ICmed.*sin((fasevC_med-faseiC_med)*(pi/180));
PCexac=VCexac*ICexac*cos((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180)) QCexac=VCexac*ICexac*sin((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180))
Pmed_trif=PAmed+PBmed+PCmed; Qmed_trif=QAmed+QBmed+QCmed;
Pexac_trif=PAexac+PBexac+PCexac
Anexo A
52
52
Qexac_trif=QAexac+QBexac+QCexac
%Cálculo de varianzas teórica
sigma_iA=desv1a; sigma_vA=desv2a; sigma_fasevA=desv3a; sigma_faseiA=desv4a;
sigma_iB=desv1b; sigma_vB=desv2b; sigma_fasevB=desv3b; sigma_faseiB=desv4b;
sigma_iC=desv1c; sigma_vC=desv2c; sigma_fasevC=desv3c; sigma_faseiC=desv4c;
varianza_p=((PAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((PAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2
)+(QAexac^2*sigma_fasevA^2)+(QAexac^2*sigma_faseiA^2)+((PBexac^2/VBexac^2)*
sigma_vB^2)+((PBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(QBexac^2*sigma_fasevB^2)+(QBe
xac^2*sigma_faseiB^2)+((PCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)+((PCexac^2/ICexac^2)
*sigma_iC^2)+(QCexac^2*sigma_fasevC^2)+(QCexac^2*sigma_faseiC^2);
varianza_q=((QAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((QAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2
)+(PAexac^2*sigma_fasevA^2)+(PAexac^2*sigma_faseiA^2)+
((QBexac^2/VBexac^2)*sigma_vB^2)+((QBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(PBexac^2
*sigma_fasevB^2)+(PBexac^2*sigma_faseiB^2)+((QCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)
+((QCexac^2/ICexac^2)*sigma_iC^2)+(PCexac^2*sigma_fasevC^2)+(PCexac^2*sigma
_faseiC^2);
%% Cálculo de desviaciones experimentales
disp('Desviaciones experimentales') desvP_exp=std(Pmed_trif) desvQ_exp=std(Qmed_trif)
%% Desviaciones teóricas
disp('Desviaciones teóricas') desviacion_p=sqrt(varianza_p) desviacion_q=sqrt(varianza_q)
%% Errores cometidos
disp('Diferencias desviaciones') error_desvP=abs(desviacion_p-desvP_exp) error_desvQ=abs(desviacion_q-desvQ_exp)
53
53 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Programa de MATLAB usado para comparar el Método I y el Método II en el capítulo 3:
clc clear all close all %% Método I
%Introducción valores exactos y de valores propios de los trafos IAexac=800; VAexac=132000/sqrt(3); fasevA_exac=50; faseiA_exac=fasevA_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
IBexac=800; VBexac=132000/sqrt(3); fasevB_exac=fasevA_exac-120; faseiB_exac=fasevB_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
ICexac=800; VCexac=132000/sqrt(3); fasevC_exac=fasevA_exac+120; faseiC_exac=fasevC_exac-(acos(0.9)*(180/pi));
Ipasig_A=800; Ipasig_B=800; Ipasig_C=800;
%Cálculo de desviaciones en medidas de los transformadores
%Transformador A
desv2a=0.0025*VAexac; %desviación de tensión A desv3a=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión A
if (Ipasig_A<=IAexac) %Interpolación lineal para obtener la desviación
de Intensidad y ángulo de intensidad desv1a=0.005*IAexac/2; desv4a=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_A<=IAexac<Ipasig_A) desv1a=(-0.003125*(IAexac/Ipasig_A-1)+0.005)*IAexac/2; desv4a=(-18.75*(IAexac/Ipasig_A-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IAexac<0.2*Ipasig_A) desv1a=(-0.05*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+0.0075)*IAexac/2; desv4a=(-300*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Tranformador B
desv2b=0.0025*VBexac; %desviación de tensión B desv3b=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión B
if (Ipasig_B<=IBexac) %Interpolación lineal para obtener la
desviación de Intensidad y ángulo de intensidad
Anexo A
54
54
desv1b=0.005*IBexac/2; desv4b=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_B<=IBexac<Ipasig_B) desv1b=(-0.003125*((IBexac/Ipasig_B)-1)+0.005)*IBexac/2; desv4b=(-18.75*(IBexac/Ipasig_B-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IBexac<0.2*Ipasig_B) desv1b=(-0.05*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+0.0075)*IBexac/2; desv4b=(-300*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Transformador C
desv2c=0.0025*VCexac; %desviación de tensión C desv3c=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión C
if (Ipasig_C<=ICexac) %Interpolación lineal para obtener la desviación de
Intensidad y ángulo de intensidad desv1c=0.005*ICexac/2; desv4c=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_C<=ICexac<Ipasig_C) desv1c=(-0.003125*((ICexac/Ipasig_C)-1)+0.005)*ICexac/2; desv4c=(-18.75*(ICexac/Ipasig_C-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(ICexac<0.2*Ipasig_C) desv1c=(-0.05*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+0.0075)*ICexac/2; desv4c=(-300*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Cálculo de P y Q y exactas
PAexac=VAexac*IAexac*cos((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180)) QAexac=VAexac*IAexac*sin((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180))
PBexac=VBexac*IBexac*cos((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180)) QBexac=VBexac*IBexac*sin((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180))
PCexac=VCexac*ICexac*cos((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180)) QCexac=VCexac*ICexac*sin((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180))
Pexac_trif=PAexac+PBexac+PCexac Qexac_trif=QAexac+QBexac+QCexac
%Cálculo de varianzas teórica
sigma_iA=desv1a; sigma_vA=desv2a;
55
55 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
sigma_fasevA=desv3a; sigma_faseiA=desv4a;
sigma_iB=desv1b; sigma_vB=desv2b; sigma_fasevB=desv3b; sigma_faseiB=desv4b;
sigma_iC=desv1c; sigma_vC=desv2c; sigma_fasevC=desv3c; sigma_faseiC=desv4c;
varianza_p=((PAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((PAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2)
+(QAexac^2*sigma_fasevA^2)+(QAexac^2*sigma_faseiA^2)+((PBexac^2/VBexac^2)*si
gma_vB^2)+((PBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(QBexac^2*sigma_fasevB^2)+(QBexac
^2*sigma_faseiB^2)+((PCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)+((PCexac^2/ICexac^2)*sig
ma_iC^2)+(QCexac^2*sigma_fasevC^2)+(QCexac^2*sigma_faseiC^2);
varianza_q=((QAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((QAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2)
+(PAexac^2*sigma_fasevA^2)+(PAexac^2*sigma_faseiA^2)+
((QBexac^2/VBexac^2)*sigma_vB^2)+((QBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(PBexac^2*
sigma_fasevB^2)+(PBexac^2*sigma_faseiB^2)+((QCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)+(
(QCexac^2/ICexac^2)*sigma_iC^2)+(PCexac^2*sigma_fasevC^2)+(PCexac^2*sigma_fa
seiC^2);
%% Desviaciones teóricas Método I
disp('Desviaciones teóricas Método 1') desviacion_pI=sqrt(varianza_p) desviacion_qI=sqrt(varianza_q)
%% Método II %Introducción de valores exactos
Iexac=800; Vexac=132000; fasev_exac=50; fasei_exac=fasev_exac-(acos(0.9)*(180/pi)); Ipasig=800;
% Cálculo de desviaciones
desv2=0.0025*Vexac; desv3=0.0058/2;
if (Ipasig<=Iexac) desv1=0.005*Iexac/2; desv4=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig<=Iexac<Ipasig) desv1=(-0.003125*((Iexac/Ipasig)-1)+0.005)*Iexac/2; desv4=(-18.75*(Iexac/Ipasig-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(Iexac<0.2*Ipasig) desv1=(-0.05*(Iexac/Ipasig-0.2)+0.0075)*Iexac/2; desv4=(-300*(Iexac/Ipasig-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2;
Anexo A
56
56
end end end
%Cálculo de P y Q exactas
Pexac=sqrt(3).*Vexac*Iexac*cos((fasev_exac-fasei_exac)*(pi/180)) Qexac=sqrt(3).*Vexac*Iexac*sin((fasev_exac-fasei_exac)*(pi/180))
%Cálculo de las varianzas de P y Q
sigma_i=desv1; sigma_v=desv2; sigma_fasev=desv3; sigma_fasei=desv4;
varianza_pII=((Pexac^2/Vexac^2)*sigma_v^2)+((Pexac^2/Iexac^2)*sigma_i^2)+(Qe
xac^2*sigma_fasev^2)+(Qexac^2*sigma_fasei^2);
varianza_qII=((Qexac^2/Vexac^2)*sigma_v^2)+((Qexac^2/Iexac^2)*sigma_i^2)+(Pe
xac^2*sigma_fasev^2)+(Pexac^2*sigma_fasei^2);
%% Cálculo desviación teórica
disp('Desviación teórica Método II')
desviacion_pII=sqrt(varianza_pII) desviacion_qII=sqrt(varianza_qII)
%% Error
Diferencia_P_I_y_II=desviacion_pII-desviacion_pI Diferencia_Q_I_y_II=desviacion_qII-desviacion_qI
porcentaje_P=(Diferencia_P_I_y_II/desviacion_pI)*100 porcentaje_Q=(Diferencia_Q_I_y_II/desviacion_qI)*100
57
57 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Programa desarrollado para la validación experimental del Método III en el capítulo 3:
clc clear all close all %% Cálculo de P %Introducción de valores exactos Iaexac=900; Vaexac=132000/sqrt(3); Ibexac=800; Vbexac=132000/sqrt(3); Icexac=800; Vcexac=132000/sqrt(3); N=64; f=50; T=1/f; Ts=T/N; phi=acos(0.9)*180/pi; Phase_Va=50; Phase_Vb=Phase_Va-120; Phase_Vc=Phase_Va+120; Phase_Ia=Phase_Va-phi; Phase_Ib=Phase_Vb-phi; Phase_Ic=Phase_Vc-phi;
%Cálculo de vectores de medidas instantaneas
for i=0:N-1 vat(i+1)=Vaexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*i)+Phase_Va*(pi/180)); iat(i+1)=Iaexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*i)+Phase_Ia*(pi/180)); time(i+1)=Ts*i; end for j=0:N-1 vbt(j+1)=Vbexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*j)+Phase_Vb*(pi/180)); ibt(j+1)=Ibexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*j)+Phase_Ib*(pi/180)); end for z=0:N-1 vct(z+1)=Vcexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*z)+Phase_Vc*(pi/180)); ict(z+1)=Icexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*z)+Phase_Ic*(pi/180)); end
%Representación tensión e intensidad
figure hold on plot(time,vat); plot(time,vbt); plot(time,vct); hold off figure hold on plot(time,iat); plot(time,ibt); plot(time,ict); hold off
Anexo A
58
58
%Cálculo de potencias activas
Pa=0; Pb=0; Pc=0; for t=1:N Pa=Pa+vat(t)*iat(t); Pb=Pb+vbt(t)*ibt(t); Pc=Pc+vct(t)*ict(t); end Pa=Pa/N; Pb=Pb/N; Pc=Pc/N; Ptotal=Pa+Pb+Pc
%% Cálculo de desviación de P %Cálculo de derivadas parciales
dervap=0; %derivada parcial de P en funcion de V deriap=0; %derivada parcial de P en funcion de I dertetap=0; %derivada parcial de P en funcion de teta derdelap=0; %derivada parcial de P en funcion de delta dervbp=0; deribp=0; dertetbp=0; derdelbp=0; dervcp=0; dericp=0; dertetcp=0; derdelcp=0;
for t=0:N-1 dervap=dervap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
a*(pi/180));
deriap=deriap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
a*(pi/180));
dertetap=dertetap+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ia*(pi/180));
derdelap=derdelap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ia*(pi/180)); end dervap=(2*Iaexac/N)*dervap; deriap=(2*Vaexac/N)*deriap; dertetap=(2*Iaexac*Vaexac/N)*dertetap; derdelap=(2*Iaexac*Vaexac/N)*derdelap;
for t=0:N-1
59
59 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
dervbp=dervbp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
b*(pi/180));
deribp=deribp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
b*(pi/180));
dertetbp=dertetbp+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ib*(pi/180));
derdelbp=derdelbp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ib*(pi/180)); end dervbp=(2*Ibexac/N)*dervbp; deribp=(2*Vbexac/N)*deribp; dertetbp=(2*Ibexac*Vbexac/N)*dertetbp; derdelbp=(2*Ibexac*Vbexac/N)*derdelbp;
for t=0:N-1 dervcp=dervcp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
c*(pi/180));
dericp=dericp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
c*(pi/180));
dertetcp=dertetcp+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ic*(pi/180));
derdelcp=derdelcp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ic*(pi/180)); end dervcp=(2*Icexac/N)*dervcp; dericp=(2*Vcexac/N)*dericp; dertetcp=(2*Icexac*Vcexac/N)*dertetcp; derdelcp=(2*Icexac*Vcexac/N)*derdelcp;
% Cálculo de varianzas de V,I,teta y delta
Ipasig_A=800; Ipasig_B=800; Ipasig_C=800;
sigma_va=0.0025*Vaexac; sigmateta=0.0058/2; if (Ipasig_A<=Iaexac) sigma_ia=0.005*Iaexac/2; sigmadela=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_A<=Iaexac<Ipasig_A) sigma_ia=(-0.003125*((Iaexac/Ipasig_A)-1)+0.005)*Iaexac/2; sigmadela=(-18.75*(Iaexac/Ipasig_A-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(Iaexac<0.2*Ipasig_A) sigma_ia=(-0.05*(Iaexac/Ipasig_A-0.2)+0.0075)*Iaexac/2; sigmadela=(-300*(Iaexac/Ipasig_A-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
Anexo A
60
60
sigma_vb=0.0025*Vbexac; sigmatetb=0.0058/2; if (Ipasig_B<=Ibexac) sigma_ib=0.005*Ibexac/2; sigmadelb=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_B<=Ibexac<Ipasig_B) sigma_ib=(-0.003125*((Ibexac/Ipasig_B)-1)+0.005)*Ibexac/2; sigmadelb=(-18.75*(Ibexac/Ipasig_B-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(Ibexac<0.2*Ipasig_B) sigma_ib=(-0.005*(Ibexac/Ipasig_B-0.2)+0.0075)*Ibexac/2; sigmadelb=(-300*(Ibexac/Ipasig_B-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
sigma_vc=0.0025*Vcexac; sigmatetc=0.0058/2; if (Ipasig_C<=Icexac) sigma_ic=0.005*Icexac/2; sigmadelc=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_C<=Icexac<Ipasig_C) sigma_ic=(-0.003125*((Icexac/Ipasig_C)-1)+0.005)*Icexac/2; sigmadelc=(-18.75*(Icexac/Ipasig_C-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(Icexac<0.2*Ipasig_C) sigma_ic=(-0.05*(Icexac/Ipasig_C-0.2)+0.0075)*Icexac/2; sigmadelc=(-300*(Icexac/Ipasig_C-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
% Varianza y desviación de P
varianza_pa=dervap^2*sigma_va^2+deriap^2*sigma_ia^2+dertetap^2*sigmateta^2+d
erdelap^2*sigmadela^2;
varianza_pb=dervbp^2*sigma_vb^2+deribp^2*sigma_ib^2+dertetbp^2*sigmatetb^2+d
erdelbp^2*sigmadelb^2;
varianza_pc=dervcp^2*sigma_vc^2+dericp^2*sigma_ic^2+dertetcp^2*sigmatetc^2+d
erdelcp^2*sigmadelc^2;
varianza_P=varianza_pa+varianza_pb+varianza_pc desviacion_P=sqrt(varianza_P)
%% Cálculo de Q % Cálculo de corrientes eficaces
Ipa=0; Ipb=0; Ipc=0;
61
61 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
for m=1:N Ipa=Ipa+(iat(m))^2; Ipb=Ipb+(ibt(m))^2; Ipc=Ipc+(ict(m))^2; end Ipa=sqrt(Ipa/N); Ipb=sqrt(Ipb/N); Ipc=sqrt(Ipc/N);
%Calculo signo de Q
if (0<phi) && (phi<180) signQ=1; end if (0>phi) && (phi>-180) signQ=-1; end
% Cálculo tensiones eficaces neutro
Vpa=0; Vpb=0; Vpc=0; for n=1:N Vpa=Vpa+(vat(n))^2; Vpb=Vpb+(vbt(n))^2; Vpc=Vpc+(vct(n))^2; end Vpa=sqrt(Vpa/N); Vpb=sqrt(Vpb/N); Vpc=sqrt(Vpc/N);
% Cálculo de potencias aparentes
Spa=Ipa*Vpa; Spb=Ipb*Vpb; Spc=Ipc*Vpc; Sptotal=Spa+Spb+Spc;
% Reactiva por cada fase
Qa=signQ*sqrt((Spa)^2-(Pa)^2); Qb=signQ*sqrt((Spb)^2-(Pb)^2); Qc=signQ*sqrt((Spc)^2-(Pc)^2);
% Reactiva total vectorial
Qtotal=Qa+Qb+Qc
%% Cálculo de la varianza de Q % Cálculo de derivadas parciales
% Cálculo de la raiz cuadrada
sumatorio_sen2Va=0; %sumatorio de sen al cuadrado de teta sumatorio_sen2Ia=0; %sumatorio de sen al cuadrado de delta sumatorio_senVIa=0; sumatorio_sen2Vb=0;
Anexo A
62
62
sumatorio_sen2Ib=0; sumatorio_senVIb=0; sumatorio_sen2Vc=0; sumatorio_sen2Ic=0; sumatorio_senVIc=0;
for k=0:N-1
sumatorio_sen2Va=sumatorio_sen2Va+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Vb=sumatorio_sen2Vb+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Vc=sumatorio_sen2Vc+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180)))^2;
sumatorio_sen2Ia=sumatorio_sen2Ia+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Ib=sumatorio_sen2Ib+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Ic=sumatorio_sen2Ic+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180)))^2;
sumatorio_senVIa=sumatorio_senVIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_senVIb=sumatorio_senVIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_senVIc=sumatorio_senVIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180)); end
raiz_a=sqrt(sumatorio_sen2Va*sumatorio_sen2Ia-sumatorio_senVIa^2); %raiz
perteneciente al expresion desarrollada de Q
raiz_b=sqrt(sumatorio_sen2Vb*sumatorio_sen2Ib-sumatorio_senVIb^2); raiz_c=sqrt(sumatorio_sen2Vc*sumatorio_sen2Ic-sumatorio_senVIc^2);
%Cálculo de derivadas parciales
sumatorio_sencosIa=0; %sumatorio de sen por cos de delta sumatorio_sencosIb=0; sumatorio_sencosIc=0;
sumatorio_sencosVa=0; %sumatorio de sen por cos de teta sumatorio_sencosVb=0; sumatorio_sencosVc=0;
sumatorio_senIacosVa=0; %sumatorio de sen de delta por cos de teta sumatorio_senIbcosVb=0; sumatorio_senIccosVc=0;
sumatorio_senVacosIa=0; %sumatorio de sen de teta por cos de delta sumatorio_senVbcosIb=0; sumatorio_senVccosIc=0;
for k=0:N-1 sumatorio_sencosIa=sumatorio_sencosIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180));
63
63 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
sumatorio_sencosIb=sumatorio_sencosIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180));
sumatorio_sencosIc=sumatorio_sencosIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180));
sumatorio_sencosVa=sumatorio_sencosVa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_sencosVb=sumatorio_sencosVb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_sencosVc=sumatorio_sencosVc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180));
sumatorio_senIacosVa=sumatorio_senIacosVa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_senIbcosVb=sumatorio_senIbcosVb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_senIccosVc=sumatorio_senIccosVc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180));
sumatorio_senVacosIa=sumatorio_senVacosIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180));
sumatorio_senVbcosIb=sumatorio_senVbcosIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180));
sumatorio_senVccosIc=sumatorio_senVccosIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180));
end
derQa_Va=signQ*(2*Iaexac/N)*raiz_a; derQb_Vb=signQ*(2*Ibexac/N)*raiz_b; derQc_Vc=signQ*(2*Icexac/N)*raiz_c;
derQa_Ia=signQ*(2*Vaexac/N)*raiz_a; derQb_Ib=signQ*(2*Vbexac/N)*raiz_b; derQc_Ic=signQ*(2*Vcexac/N)*raiz_c;
derQa_teta=signQ*(2*Iaexac*Vaexac/N)*(sumatorio_sen2Ia*sumatorio_sencosVa-
sumatorio_senVIa*sumatorio_senIacosVa)/raiz_a;
derQb_tetb=signQ*(2*Ibexac*Vbexac/N)*(sumatorio_sen2Ib*sumatorio_sencosVb-
sumatorio_senVIb*sumatorio_senIbcosVb)/raiz_b;
derQc_tetc=signQ*(2*Icexac*Vcexac/N)*(sumatorio_sen2Ic*sumatorio_sencosVc-
sumatorio_senVIc*sumatorio_senIccosVc)/raiz_c;
Anexo A
64
64
derQa_delta=signQ*(2*Iaexac*Vaexac/N)*(sumatorio_sen2Va*sumatorio_sencosIa-
sumatorio_senVIa*sumatorio_senVacosIa)/raiz_a;
derQb_deltb=signQ*(2*Ibexac*Vbexac/N)*(sumatorio_sen2Vb*sumatorio_sencosIb-
sumatorio_senVIb*sumatorio_senVbcosIb)/raiz_b;
derQc_deltc=signQ*(2*Icexac*Vcexac/N)*(sumatorio_sen2Vc*sumatorio_sencosIc-
sumatorio_senVIc*sumatorio_senVccosIc)/raiz_c;
% Cálculo de varianza de Q
varianza_qa=derQa_Va^2*sigma_va^2+derQa_Ia^2*sigma_ia^2+derQa_teta^2*sigmate
ta^2+derQa_delta^2*sigmadela^2;
varianza_qb=derQb_Vb^2*sigma_vb^2+derQb_Ib^2*sigma_ib^2+derQb_tetb^2*sigmate
tb^2+derQb_deltb^2*sigmadelb^2;
varianza_qc=derQc_Vc^2*sigma_vc^2+derQc_Ic^2*sigma_ic^2+derQc_tetc^2*sigmate
tc^2+derQc_deltc^2*sigmadelc^2;
varianza_Q=varianza_qa+varianza_qb+varianza_qc desviacion_Q=sqrt(varianza_Q)
%% Calculo de medidas experimentales P experimental
u1=randn(10000,1); u2=randn(10000,1); u3=randn(10000,1); u4=randn(10000,1); u5=randn(10000,1); u6=randn(10000,1); u7=randn(10000,1); u8=randn(10000,1); u9=randn(10000,1); u10=randn(10000,1); u11=randn(10000,1); u12=randn(10000,1);
% Errores
eia=u1.*sigma_ia; eva=u2.*sigma_va; e_faseva=u3.*sigmateta; e_faseia=u4.*sigmadela;
eib=u5.*sigma_ib; evb=u6.*sigma_vb; e_fasevb=u7.*sigmatetb; e_faseib=u8.*sigmadelb;
eic=u9.*sigma_ic; evc=u10.*sigma_vc;
65
65 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
e_fasevc=u11.*sigmatetc; e_faseic=u12.*sigmadelc;
% Valores medidos
Iamed=Iaexac+eia; Vamed=Vaexac+eva; faseva_med=Phase_Va+e_faseva*(180/pi); faseia_med=Phase_Ia+e_faseia*(180/pi);
Ibmed=Ibexac+eib; Vbmed=Vbexac+evb; fasevb_med=Phase_Vb+e_fasevb*(180/pi); faseib_med=Phase_Ib+e_faseib*(180/pi);
Icmed=Icexac+eic; Vcmed=Vcexac+evc; fasevc_med=Phase_Vc+e_fasevc*(180/pi); faseic_med=Phase_Ic+e_faseic*(180/pi);
% Cálculo de vectores de medidas instantaneas
for i=0:N-1 vatmed(:,i+1)=Vamed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*i)+faseva_med*(pi/180)); iatmed(:,i+1)=Iamed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*i)+faseia_med*(pi/180)); time(i+1)=Ts*i; end for j=0:N-1 vbtmed(:,j+1)=Vbmed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*j)+fasevb_med*(pi/180)); ibtmed(:,j+1)=Ibmed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*j)+faseib_med*(pi/180)); end for z=0:N-1 vctmed(:,z+1)=Vcmed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*z)+fasevc_med*(pi/180)); ictmed(:,z+1)=Icmed.*sqrt(2).*sin(2*pi*f*(Ts*z)+faseic_med*(pi/180)); end
%Cálculo de potencias activas
Pamed=0; Pbmed=0; Pcmed=0; for t=1:N Pamed=Pamed+vatmed(:,t).*iatmed(:,t); Pbmed=Pbmed+vbtmed(:,t).*ibtmed(:,t); Pcmed=Pcmed+vctmed(:,t).*ictmed(:,t); end Pamed=Pamed./N; Pbmed=Pbmed./N; Pcmed=Pcmed./N; Ptotalmed=Pamed+Pbmed+Pcmed;
% Desviación de P experimental
desviacion_pmed=std(Ptotalmed) disp('Diferencia de desviaciones de P') diferencia_desv_p=abs(desviacion_pmed-desviacion_P)
% Desviacion de Q experimental
Anexo A
66
66
% Cálculo de corrientes eficaces medidas Ipamed=0; Ipbmed=0; Ipcmed=0; for m=1:N Ipamed=Ipamed+iatmed(:,m).^2; Ipbmed=Ipbmed+ibtmed(:,m).^2; Ipcmed=Ipcmed+ictmed(:,m).^2; end Ipamed=sqrt(Ipamed./N); Ipbmed=sqrt(Ipbmed./N); Ipcmed=sqrt(Ipcmed./N);
% Cálculo signo de Q medida
if (0<phi) && (phi<180) signQ=1; end if (0>phi) && (phi>-180) signQ=-1; end
% Cálculo tensiones eficaces neutro medidas
Vpamed=0; Vpbmed=0; Vpcmed=0; for n=1:N Vpamed=Vpamed+vatmed(:,n).^2; Vpbmed=Vpbmed+vbtmed(:,n).^2; Vpcmed=Vpcmed+vctmed(:,n).^2; end
Vpamed=sqrt(Vpamed./N); Vpbmed=sqrt(Vpbmed./N); Vpcmed=sqrt(Vpcmed./N);
% Potencias aparentes medidas
Spamed=Ipamed.*Vpamed; Spbmed=Ipbmed.*Vpbmed; Spcmed=Ipcmed.*Vpcmed;
%Reactivas medidas por cada fase
Qamed=signQ*sqrt(Spamed.^2-Pamed.^2); Qbmed=signQ*sqrt(Spbmed.^2-Pbmed.^2); Qcmed=signQ*sqrt(Spcmed.^2-Pcmed.^2);
%Reactiva total vectorial medida
Qtotal_med=Qamed+Qbmed+Qcmed; desviacion_qmed=std(Qtotal_med) disp('Diferecia de desviaciones de Q') diferencia_desvq=abs(desviacion_Q-desviacion_qmed)
67
67 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Programa usado para comparar todos los métodos en el cápitulo 5:
Clc clear all close all %% Método I
%Introducción valores exactos y de valores propios de los trafos fdp=0.9; IAexac=800; VAexac=132000/sqrt(3); fasevA_exac=50; faseiA_exac=fasevA_exac-(acos(fdp)*(180/pi));
IBexac=800; VBexac=132000/sqrt(3); fasevB_exac=fasevA_exac-120; faseiB_exac=fasevB_exac-(acos(fdp)*(180/pi));
ICexac=800; VCexac=132000/sqrt(3); fasevC_exac=fasevA_exac+120; faseiC_exac=fasevC_exac-(acos(fdp)*(180/pi));
Ipasig_A=800; Ipasig_B=800; Ipasig_C=800;
%Cálculo de desviaciones en medidas de los transformadores
%Transformador A
desv2a=0.0025*VAexac; %desviación de tensión A desv3a=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión A
if (Ipasig_A<=IAexac) %Interpolación lineal para obtener la desviación
de Intensidad y ángulo de intensidad desv1a=0.005*IAexac/2; desv4a=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_A<=IAexac<Ipasig_A) desv1a=(-0.003125*(IAexac/Ipasig_A-1)+0.005)*IAexac/2; desv4a=(-18.75*(IAexac/Ipasig_A-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IAexac<0.2*Ipasig_A) desv1a=(-0.05*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+0.0075)*IAexac/2; desv4a=(-300*(IAexac/Ipasig_A-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Tranformador B
Anexo A
68
68
desv2b=0.0025*VBexac; %desviación de tensión B desv3b=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión B
if (Ipasig_B<=IBexac) %Interpolación lineal para obtener la
desviación de Intensidad y ángulo de intensidad desv1b=0.005*IBexac/2; desv4b=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_B<=IBexac<Ipasig_B) desv1b=(-0.003125*((IBexac/Ipasig_B)-1)+0.005)*IBexac/2; desv4b=(-18.75*(IBexac/Ipasig_B-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(IBexac<0.2*Ipasig_B) desv1b=(-0.05*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+0.0075)*IBexac/2; desv4b=(-300*(IBexac/Ipasig_B-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Transformador C
desv2c=0.0025*VCexac; %desviación de tensión C desv3c=0.0058/2; %desviación de ángulo de tensión C
if (Ipasig_C<=ICexac) %Interpolación lineal para obtener la desviación de
Intensidad y ángulo de intensidad desv1c=0.005*ICexac/2; desv4c=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig_C<=ICexac<Ipasig_C) desv1c=(-0.003125*((ICexac/Ipasig_C)-1)+0.005)*ICexac/2; desv4c=(-18.75*(ICexac/Ipasig_C-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2; else if(ICexac<0.2*Ipasig_C) desv1c=(-0.05*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+0.0075)*ICexac/2; desv4c=(-300*(ICexac/Ipasig_C-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Cálculo de P y Q y exactas
PAexac=VAexac*IAexac*cos((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180)) QAexac=VAexac*IAexac*sin((fasevA_exac-faseiA_exac)*(pi/180))
PBexac=VBexac*IBexac*cos((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180)) QBexac=VBexac*IBexac*sin((fasevB_exac-faseiB_exac)*(pi/180))
PCexac=VCexac*ICexac*cos((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180)) QCexac=VCexac*ICexac*sin((fasevC_exac-faseiC_exac)*(pi/180))
Pexac_trif=PAexac+PBexac+PCexac Qexac_trif=QAexac+QBexac+QCexac
69
69 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
%Cálculo de varianzas teórica
sigma_iA=desv1a; sigma_vA=desv2a; sigma_fasevA=desv3a; sigma_faseiA=desv4a;
sigma_iB=desv1b; sigma_vB=desv2b; sigma_fasevB=desv3b; sigma_faseiB=desv4b;
sigma_iC=desv1c; sigma_vC=desv2c; sigma_fasevC=desv3c; sigma_faseiC=desv4c;
varianza_p=((PAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((PAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2)
+(QAexac^2*sigma_fasevA^2)+(QAexac^2*sigma_faseiA^2)+((PBexac^2/VBexac^2)*si
gma_vB^2)+((PBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(QBexac^2*sigma_fasevB^2)+(QBexac
^2*sigma_faseiB^2)+((PCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)+((PCexac^2/ICexac^2)*sig
ma_iC^2)+(QCexac^2*sigma_fasevC^2)+(QCexac^2*sigma_faseiC^2);
varianza_q=((QAexac^2/VAexac^2)*sigma_vA^2)+((QAexac^2/IAexac^2)*sigma_iA^2)
+(PAexac^2*sigma_fasevA^2)+(PAexac^2*sigma_faseiA^2)+
((QBexac^2/VBexac^2)*sigma_vB^2)+((QBexac^2/IBexac^2)*sigma_iB^2)+(PBexac^2*
sigma_fasevB^2)+(PBexac^2*sigma_faseiB^2)+((QCexac^2/VCexac^2)*sigma_vC^2)+(
(QCexac^2/ICexac^2)*sigma_iC^2)+(PCexac^2*sigma_fasevC^2)+(PCexac^2*sigma_fa
seiC^2);
%% Desviaciones teóricas Método I
disp('Desviaciones teóricas Método 1') desviacion_pI=sqrt(varianza_p) desviacion_qI=sqrt(varianza_q)
%% Método II %Introducción de valores exactos Iexac=800; Vexac=132000; fasev_exac=50; fasei_exac=fasev_exac-(acos(0.9)*(180/pi)); Ipasig=800;
% Cálculo de desviaciones desv2=0.0025*Vexac; desv3=0.0058/2;
if (Ipasig<=Iexac) desv1=0.005*Iexac/2; desv4=30*(1/60)*(pi/180)/2; else if(0.2*Ipasig<=Iexac<Ipasig) desv1=(-0.003125*((Iexac/Ipasig)-1)+0.005)*Iexac/2; desv4=(-18.75*(Iexac/Ipasig-1)+30)*(1/60)*(pi/180)/2;
Anexo A
70
70
else if(Iexac<0.2*Ipasig) desv1=(-0.05*(Iexac/Ipasig-0.2)+0.0075)*Iexac/2; desv4=(-300*(Iexac/Ipasig-0.2)+45)*(1/60)*(pi/180)/2; end end end
%Cálculo de P y Q exactas
Pexac=sqrt(3).*Vexac*Iexac*cos((fasev_exac-fasei_exac)*(pi/180)) Qexac=sqrt(3).*Vexac*Iexac*sin((fasev_exac-fasei_exac)*(pi/180))
%Cálculo de las varianzas de P y Q
sigma_i=desv1; sigma_v=desv2; sigma_fasev=desv3; sigma_fasei=desv4;
varianza_pII=((Pexac^2/Vexac^2)*sigma_v^2)+((Pexac^2/Iexac^2)*sigma_i^2)+(Qe
xac^2*sigma_fasev^2)+(Qexac^2*sigma_fasei^2);
varianza_qII=((Qexac^2/Vexac^2)*sigma_v^2)+((Qexac^2/Iexac^2)*sigma_i^2)+(Pe
xac^2*sigma_fasev^2)+(Pexac^2*sigma_fasei^2);
%% Cálculo desviación teórica
disp('Desviación teórica Método II')
desviacion_pII=sqrt(varianza_pII) desviacion_qII=sqrt(varianza_qII)
%% Método III
%%Cálculo de P
%Introducción de valores exactos Iaexac=IAexac; Vaexac=VAexac; Ibexac=IBexac; Vbexac=VBexac; Icexac=ICexac; Vcexac=VCexac; N=64; f=50; T=1/f; Ts=T/N; phi=acos(fdp)*180/pi;
71
71 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Phase_Va=fasevA_exac; Phase_Vb=Phase_Va-120; Phase_Vc=Phase_Va+120; Phase_Ia=Phase_Va-phi; Phase_Ib=Phase_Vb-phi; Phase_Ic=Phase_Vc-phi;
%Cálculo de vectores de medidas instantaneas
for i=0:N-1 vat(i+1)=Vaexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*i)+Phase_Va*(pi/180)); iat(i+1)=Iaexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*i)+Phase_Ia*(pi/180)); time(i+1)=Ts*i; end for j=0:N-1 vbt(j+1)=Vbexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*j)+Phase_Vb*(pi/180)); ibt(j+1)=Ibexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*j)+Phase_Ib*(pi/180)); end for z=0:N-1 vct(z+1)=Vcexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*z)+Phase_Vc*(pi/180)); ict(z+1)=Icexac*sqrt(2)*sin(2*pi*f*(Ts*z)+Phase_Ic*(pi/180)); end
%Cálculo de potencias activas
Pa=0; Pb=0; Pc=0; for t=1:N Pa=Pa+vat(t)*iat(t); Pb=Pb+vbt(t)*ibt(t); Pc=Pc+vct(t)*ict(t); end Pa=Pa/N; Pb=Pb/N; Pc=Pc/N; Ptotal=Pa+Pb+Pc
%%Cálculo de desviación de P %Cálculo de derivadas parciales
dervap=0; %derivada parcial de P en funcion de V deriap=0; %derivada parcial de P en funcion de I dertetap=0; %derivada parcial de P en funcion de teta derdelap=0; %derivada parcial de P en funcion de delta dervbp=0; deribp=0; dertetbp=0; derdelbp=0; dervcp=0; dericp=0; dertetcp=0; derdelcp=0;
for t=0:N-1 dervap=dervap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
a*(pi/180));
Anexo A
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72
deriap=deriap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
a*(pi/180));
dertetap=dertetap+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ia*(pi/180));
derdelap=derdelap+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Va*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ia*(pi/180)); end dervap=(2*Iaexac/N)*dervap; deriap=(2*Vaexac/N)*deriap; dertetap=(2*Iaexac*Vaexac/N)*dertetap; derdelap=(2*Iaexac*Vaexac/N)*derdelap;
for t=0:N-1 dervbp=dervbp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
b*(pi/180));
deribp=deribp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
b*(pi/180));
dertetbp=dertetbp+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ib*(pi/180));
derdelbp=derdelbp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vb*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ib*(pi/180)); end dervbp=(2*Ibexac/N)*dervbp; deribp=(2*Vbexac/N)*deribp; dertetbp=(2*Ibexac*Vbexac/N)*dertetbp; derdelbp=(2*Ibexac*Vbexac/N)*derdelbp;
for t=0:N-1 dervcp=dervcp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
c*(pi/180));
dericp=dericp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_I
c*(pi/180));
dertetcp=dertetcp+cos(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ic*(pi/180));
derdelcp=derdelcp+sin(2*pi*f*(Ts*t)+Phase_Vc*(pi/180))*cos(2*pi*f*(Ts*t)+Pha
se_Ic*(pi/180)); end dervcp=(2*Icexac/N)*dervcp; dericp=(2*Vcexac/N)*dericp; dertetcp=(2*Icexac*Vcexac/N)*dertetcp; derdelcp=(2*Icexac*Vcexac/N)*derdelcp;
% Cálculo de varianzas de V,I,teta y delta
73
73 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Ipasig_A=800; Ipasig_B=800; Ipasig_C=800;
% Varianza y desviación de P
varianza_pa_III=dervap^2*sigma_vA^2+deriap^2*sigma_iA^2+dertetap^2*sigma_fas
evA^2+derdelap^2*sigma_faseiA^2;
varianza_pb_III=dervbp^2*sigma_vB^2+deribp^2*sigma_iB^2+dertetbp^2*sigma_fas
evB^2+derdelbp^2*sigma_faseiB^2;
varianza_pc_III=dervcp^2*sigma_vC^2+dericp^2*sigma_iC^2+dertetcp^2*sigma_fas
evC^2+derdelcp^2*sigma_faseiC^2;
varianza_P_III=varianza_pa_III+varianza_pb_III+varianza_pc_III; desviacion_P_III=sqrt(varianza_P_III);
%%Cálculo de Q % Cálculo de corrientes eficaces
Ipa=0; Ipb=0; Ipc=0; for m=1:N Ipa=Ipa+(iat(m))^2; Ipb=Ipb+(ibt(m))^2; Ipc=Ipc+(ict(m))^2; end Ipa=sqrt(Ipa/N); Ipb=sqrt(Ipb/N); Ipc=sqrt(Ipc/N);
%Calculo signo de Q
if (0<phi) && (phi<180) signQ=1; end if (0>phi) && (phi>-180) signQ=-1; end
% Cálculo tensiones eficaces neutro
Vpa=0; Vpb=0; Vpc=0; for n=1:N Vpa=Vpa+(vat(n))^2; Vpb=Vpb+(vbt(n))^2; Vpc=Vpc+(vct(n))^2; end Vpa=sqrt(Vpa/N); Vpb=sqrt(Vpb/N); Vpc=sqrt(Vpc/N);
% Cálculo de potencias aparentes
Spa=Ipa*Vpa; Spb=Ipb*Vpb;
Anexo A
74
74
Spc=Ipc*Vpc; Sptotal=Spa+Spb+Spc;
% Reactiva por cada fase
Qa=signQ*sqrt((Spa)^2-(Pa)^2); Qb=signQ*sqrt((Spb)^2-(Pb)^2); Qc=signQ*sqrt((Spc)^2-(Pc)^2);
% Reactiva total vectorial
Qtotal_III=Qa+Qb+Qc
%%Cálculo de la varianza de Q % Cálculo de derivadas parciales
% Cálculo de la raiz cuadrada
sumatorio_sen2Va=0; %sumatorio de sen al cuadrado de teta sumatorio_sen2Ia=0; %sumatorio de sen al cuadrado de delta sumatorio_senVIa=0; sumatorio_sen2Vb=0; sumatorio_sen2Ib=0; sumatorio_senVIb=0; sumatorio_sen2Vc=0; sumatorio_sen2Ic=0; sumatorio_senVIc=0;
for k=0:N-1
sumatorio_sen2Va=sumatorio_sen2Va+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Vb=sumatorio_sen2Vb+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Vc=sumatorio_sen2Vc+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180)))^2;
sumatorio_sen2Ia=sumatorio_sen2Ia+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Ib=sumatorio_sen2Ib+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180)))^2; sumatorio_sen2Ic=sumatorio_sen2Ic+(sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180)))^2;
sumatorio_senVIa=sumatorio_senVIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_senVIb=sumatorio_senVIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_senVIc=sumatorio_senVIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180))*sin(2
*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180)); end
raiz_a=sqrt(sumatorio_sen2Va*sumatorio_sen2Ia-sumatorio_senVIa^2); %raiz
perteneciente al expresion desarrollada de Q
raiz_b=sqrt(sumatorio_sen2Vb*sumatorio_sen2Ib-sumatorio_senVIb^2); raiz_c=sqrt(sumatorio_sen2Vc*sumatorio_sen2Ic-sumatorio_senVIc^2);
75
75 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
%Cálculo de derivadas parciales
sumatorio_sencosIa=0; %sumatorio de sen por cos de delta sumatorio_sencosIb=0; sumatorio_sencosIc=0;
sumatorio_sencosVa=0; %sumatorio de sen por cos de teta sumatorio_sencosVb=0; sumatorio_sencosVc=0;
sumatorio_senIacosVa=0; %sumatorio de sen de delta por cos de teta sumatorio_senIbcosVb=0; sumatorio_senIccosVc=0;
sumatorio_senVacosIa=0; %sumatorio de sen de teta por cos de delta sumatorio_senVbcosIb=0; sumatorio_senVccosIc=0;
for k=0:N-1 sumatorio_sencosIa=sumatorio_sencosIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180));
sumatorio_sencosIb=sumatorio_sencosIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180));
sumatorio_sencosIc=sumatorio_sencosIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180));
sumatorio_sencosVa=sumatorio_sencosVa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_sencosVb=sumatorio_sencosVb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_sencosVc=sumatorio_sencosVc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180))*c
os(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180));
sumatorio_senIacosVa=sumatorio_senIacosVa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180));
sumatorio_senIbcosVb=sumatorio_senIbcosVb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180));
sumatorio_senIccosVc=sumatorio_senIccosVc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180));
sumatorio_senVacosIa=sumatorio_senVacosIa+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Va*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ia*(pi/180));
sumatorio_senVbcosIb=sumatorio_senVbcosIb+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vb*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ib*(pi/180));
sumatorio_senVccosIc=sumatorio_senVccosIc+sin(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Vc*(pi/180
))*cos(2*pi*f*(Ts*k)+Phase_Ic*(pi/180));
Anexo A
76
76
end
derQa_Va=signQ*(2*Iaexac/N)*raiz_a; derQb_Vb=signQ*(2*Ibexac/N)*raiz_b; derQc_Vc=signQ*(2*Icexac/N)*raiz_c;
derQa_Ia=signQ*(2*Vaexac/N)*raiz_a; derQb_Ib=signQ*(2*Vbexac/N)*raiz_b; derQc_Ic=signQ*(2*Vcexac/N)*raiz_c;
derQa_teta=signQ*(2*Iaexac*Vaexac/N)*(sumatorio_sen2Ia*sumatorio_sencosVa-
sumatorio_senVIa*sumatorio_senIacosVa)/raiz_a;
derQb_tetb=signQ*(2*Ibexac*Vbexac/N)*(sumatorio_sen2Ib*sumatorio_sencosVb-
sumatorio_senVIb*sumatorio_senIbcosVb)/raiz_b;
derQc_tetc=signQ*(2*Icexac*Vcexac/N)*(sumatorio_sen2Ic*sumatorio_sencosVc-
sumatorio_senVIc*sumatorio_senIccosVc)/raiz_c;
derQa_delta=signQ*(2*Iaexac*Vaexac/N)*(sumatorio_sen2Va*sumatorio_sencosIa-
sumatorio_senVIa*sumatorio_senVacosIa)/raiz_a;
derQb_deltb=signQ*(2*Ibexac*Vbexac/N)*(sumatorio_sen2Vb*sumatorio_sencosIb-
sumatorio_senVIb*sumatorio_senVbcosIb)/raiz_b;
derQc_deltc=signQ*(2*Icexac*Vcexac/N)*(sumatorio_sen2Vc*sumatorio_sencosIc-
sumatorio_senVIc*sumatorio_senVccosIc)/raiz_c;
% Cálculo de varianza de Q
varianza_qa_III=derQa_Va^2*sigma_vA^2+derQa_Ia^2*sigma_iA^2+derQa_teta^2*sig
ma_fasevA^2+derQa_delta^2*sigma_faseiA^2;
varianza_qb_III=derQb_Vb^2*sigma_vB^2+derQb_Ib^2*sigma_iB^2+derQb_tetb^2*sig
ma_fasevB^2+derQb_deltb^2*sigma_faseiB^2;
varianza_qc_III=derQc_Vc^2*sigma_vC^2+derQc_Ic^2*sigma_iC^2+derQc_tetc^2*sig
ma_fasevC^2+derQc_deltc^2*sigma_faseiC^2;
varianza_Q_III=varianza_qa_III+varianza_qb_III+varianza_qc_III; desviacion_Q=sqrt(varianza_Q_III);
%% Cálculo desviación teórica
disp('Desviación teórica Método III')
desviacion_P_III=sqrt(varianza_P_III) desviacion_Q_III=sqrt(varianza_Q_III)
%% Error I y III
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77 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
Diferencia_P_I_y_III=desviacion_P_III-desviacion_pI Diferencia_Q_I_y_III=desviacion_Q_III-desviacion_qI
porcentaje_PI=(Diferencia_P_I_y_III/desviacion_pI)*100 porcentaje_QI=(Diferencia_Q_I_y_III/desviacion_qI)*100 %% Error II y III Diferencia_P_II_y_III=desviacion_pII-desviacion_P_III Diferencia_Q_II_y_III=desviacion_qII-desviacion_Q_III
porcentaje_PII=(Diferencia_P_II_y_III/desviacion_P_III)*100 porcentaje_QII=(Diferencia_Q_II_y_III/desviacion_Q_III)*100
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79 Análisis de las incertidumbres de las medidas de potencia en los sistemas eléctricos
REFERENCIAS
[1] Joaquín de Ory Carreto, «Evaluación de un estimador de estado a partir de una matriz de pesos no diagonal.»
Trabajo fin de Grado, 2016.
[2] AENOR, «Seguridad eléctrica en redes de distribución de baja tensión de hasta 1 000 V en c.a. y 1 500 V
en c.c. Equipos para ensayo, medida o vigilancia de las medidas de protección.» UNE-EN 61869-2, p. 66,
2001.
[3] AENOR, «Transformadores de medida» UNE-EN 61869-2, Parte 3: Requisitos adicionales para los
transformadores de tensión inductivos, p. 15, Septiembre 2012.
[4] Centro Español de Metrología, «Evaluación de datos de medición. Guía para la expresión de la
incertidumbre de medida» JCGM 100: 2008 GUM 1995 con ligeras correcciones, 2008.
[5] IEEE, «IEEE Standard Definitions for the Measurement of Electric Power Quantities Under Sinusoidal,
Nonsinusoidal, Balanced, or Unbalanced Conditions » IEEE Std 1459-2010, 2010.
[6] AENOR, «Transformadores de medida» UNE-EN 61869-2, Parte 2: Requisitos adicionales para los
transformadores de intensidad, p. 24, Julio 2013.