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NORMA TÉCNICA NTC COLOMBIANA 5001 2008-05-28 CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. LÍMITES Y METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN EN PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN E: ELECTRIC POWER QUALITY. LIMITS AND EVALUATION METHODOLOGY IN A COMMON CONNECTION POINT. CORRESPONDENCIA: DESCRIPTORES: calidad de la potencia eléctrica; punto de conexión común; suministro de energía; potencia eléctrica; potencia eléctrica - metodología de evaluación; potencia eléctrica – valores de referencia. I.C.S.: 29.240.20 Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435 Prohibida su reproducción Editada 2008-06-10 PRÓLOGO El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5001 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2008-05-28. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 129 Calidad de la energía eléctrica. ACEGRASAS ALIANZA TEAM ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INGENIEROS ELÉCTRICOS Y MECÁNICOS –ACIEM– ASOCIACIÓN NACIONAL DE INDUSTRIALES –ANDI– CENTRO INTERNACIONAL DE FÍSICA –CIF– CERROMATOSO CODENSA S.A. ESP COLCERÁMICA COMPAÑIA AMERICANA DE MULTISERVICIOS –CAM– ECOENERGÍA ELECTRIFICADORA DE BOYACÁ S.A. ESP –EBSA– ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. ESP –ELECTRICARIBE– EMPRESA COLOMBIANA DE PETRÓLEOS –ECOPETROL– EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A. ESP –EPSA– EMPRESA ELECTRIFICADORA DE CUNDINAMARCA S.A. ESP –EEC– EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN S.A. ESP ENERGÍA, SISTEMAS Y COMUNICACIONES S.A. –ENSICOM– GENERACIÓN ELÉCTRICA DE COLOMBIA –GENELEC– GESTIÓN INTEGRAL ENERGÉTICA S.A. –GIE– IESAUCEDO ISAGEN LEVITON P&Q LTDA. SCHNEIDER ELECTRIC SEGURIDAD ELÉCTRICA SEMGER SIEMENS SISTELEC LTDA. UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE –UAO– UNIVERSIDAD DE LA SALLE UNIVERSIDAD DEL VALLE UNIVERSIDAD DISTRITAL UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER –UIS– UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA –UPB– Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: AC INGENIERÍA ELÉCTRICA LTDA. APPLUS NORCONTROL COLOMBIA ASEA BROWN BOVERI –ABB– AUTOMATIZACIÓN AVANZADA S.A. CELSA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA Y GAS –CREG– CONVERTIDORES DE ENERGÍA COVIANDES CUMMINS DE LOS ANDES D&P INGENIERIA LTDA. DIMONT E – SOLUTIONS ELÉCTRICOS INTERNACIONAL LTDA. ELECTRONICS DEVICE COMPANY S.A. –EDEC– ELGSIS LTDA. EMGESA EMINCCO LTDA. EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI –EMCALI– EMRESA DE ENERGÍA DE BOGOTÁ S.A. ESP –EEB– ERASMUS LTDA. FUNDACIÓN SANTAFÉ FYR INGENIEROS LTDA. GERS GIMETRIC GLOBAL CROSSING I+D INGENIERÍA INADISA INCOMELEC INELEC INTERNATIONAL INESSMAN LTDA. KEMA MEDER S.A. MEGA ASISTENCIA LTDA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA NAYCA NIVER S.A. OBRAS Y DISEÑOS S.A. ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados. DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 CONTENIDO Página 1. OBJETO ............................................................................................................................1 2. REFERENCIAS NORMATIVAS .......................................................................................1 3. DEFINICIONES .................................................................................................................1 4. ABREVIATURAS .............................................................................................................6 5. CLASIFICACIÓN .............................................................................................................7 6. MÉTODOS DE MEDIDA ..................................................................................................7 6.1 MEDIDAS CLASE A .........................................................................................................8 6.2 MEDIDAS CLASE B .........................................................................................................8 7. PERTURBACIONES DE CALIDAD DE POTENCIA.......................................................9 7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE .................................................9 7.2 HUNDIMIENTOS (Sags).................................................................................................10 7.3 ELEVACIONES (Swells) ...............................................................................................12 7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN (SUBTENSIONES Y SOBRETENSIONES) ..................................................................................................15 7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN ........................................................................................17 7.6 FLICKER .........................................................................................................................18 7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN)..........................20 7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 MIN) ..........................21 7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN...........................................................................................22 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 Página 7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE .....................................................................................24 7.11 MUESCAS DE TENSIÓN (Notches) .............................................................................27 7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA ................................................................................29 7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS ..........................................................................30 ANEXOS ANEXO A (Informativo) VALORES INDICATIVOS DE SAGS .........................................................................................32 ANEXO B (Informativo) CARTAS DE HUNDIMIENTOS (SAGS).....................................................................................34 ANEXO C (Informativo) EJEMPLOS DE CURVAS DE INMUNIDAD...............................................................................37 ANEXO D (Informativo) VALORES DE REFERENCIA PARA DETECCIÓN DE HUNDIMIENTOS O ELEVACIONES EN TENSIÓN....................................................................................................40 ANEXO E (Informativo) EJEMPLO DE EVALUACIÓN DE ARMÓNICOS EN CORRIENTE .........................................42 ANEXO F (Informativo) INDICADORES ADICIONALES DE CALIDAD DE ENERGÍA EN EL USUARIO FINAL........49 FIGURAS Figura 1. Descripción del hundimiento (SAG) .......................................................................10 Figura 2. Descripción elevación de tensión (Swells) ............................................................13Figura 3. Descripción de una muesca de tensión .................................................................28 TABLAS Tabla 1. Clasificación de perturbaciones de calidad de potencia según su duración .......8 Tabla 2. Porcentaje máximo de desbalance de tensión .......................................................18 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 Página Tabla 3. Valores de referencia del Plt......................................................................................19 Tabla 4. Valores de referencia de THD....................................................................................24 Tabla 5. Valores límite de distorsión de corriente armónica individual (Di) y de distorsión total de demanda (TDD) en Porcentaje de la corriente de carga (IL) (Armónicos Impares).................................................................................................................27 Tabla 5. Límites de distorsión ..................................................................................................29 Tabla 6. Valores de referencia de variaciones de frecuencia...............................................30 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 INTRODUCCIÓN Las políticas que el Estado colombiano ha promulgado a partir de la Constitución de 1991 sobre la prestación de los servicios públicos domiciliarios han estimulado la creación de nuevos marcos legales y regulatorios. Para el servicio de Energía Eléctrica existe un nuevo esquema y nuevas regulaciones generadas a partir de Ley 143 de 1994, conocida como Ley Eléctrica, que implican un replanteamiento de la filosofía de prestación del servicio. La introducción de un ambiente de competencia y de figuras como la de usuarios no regulados significan que las condiciones en que se está dando la relación Proveedor - Usuario son mucho más exigentes para las empresas del sector energético, obligándolas a incentivar en su ámbito institucional una nueva cultura de servicio y para el usuario un cambio de actitud frente al servicio de energía que es prestado. Por otra parte, el elevado desarrollo y utilización de equipo electrónico altamente sensible a las perturbaciones electromagnéticas tales como dispositivos de electrónica de potencia, controladores basados en microprocesadores y en general el uso de dispositivos que presentan un comportamiento no lineal ante las ondas de tensión y corriente, ha incrementado la atención de los consumidores y suministradores en lo concerniente a la calidad de la señal de tensión y de corriente. Este nuevo marco de referencia implica que la calidad de la energía eléctrica vaya más allá de la continuidad en el suministro de energía e involucre parámetros como amplitud, frecuencia y forma de onda de las señales de tensión y corriente. En general los parámetros de amplitud, frecuencia y forma de onda pueden ser desviados de sus condiciones ideales ante la presencia de perturbaciones electromagnéticas, entendidas como cualquier fenómeno que pueda degradar el funcionamiento de un dispositivo, equipo o sistema eléctrico, electrónico o de comunicaciones. Estas pueden ser clasificadas según su origen en: Naturales, tales como las producidas por las descargas eléctricas atmosféricas, las descargas electrostáticas y las radiaciones naturales. Provocadas o artificiales, cuando se originan como consecuencia del funcionamiento de otros dispositivos o sistemas eléctricos. Maniobras, Fallas, Radiaciones de radio y TV, cargas no lineales, Puestas a Tierra. La interferencia producida por dichas perturbaciones se ha asociado tradicionalmente a fenómenos de radiación o conducción de campos electromagnéticos, pero existen también una gran variedad de equipos y sistemas que pueden generar interferencia electromagnética en forma de armónicos, transitorios, fluctuaciones de tensión y emisión de campos electromagnéticos, que eventualmente pueden ser conducidos e inyectados a las redes de suministro de energía eléctrica. Adicionalmente, existe una estrecha relación entre la Compatibilidad Electromagnética1 y la calidad de la potencia eléctrica. Aunque, tradicionalmente, la primera ha sido asociada con 1 La Compatibilidad Electromagnética está definida por la norma internacional IEC 61000-1 como la capacidad de un dispositivo, equipo o sistema eléctrico, electrónico o de comunicaciones para operar satisfactoriamente en su entorno electromagnético. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 equipos electrónicos y la segunda con las redes de suministro de energía eléctrica, ambos conceptos son claves para la consecución de un satisfactorio desempeño de dispositivos, equipos y sistemas eléctricos, electrónicos o de comunicaciones que interactúan constantemente. Finalmente los problemas de la Calidad de la Energía Eléctrica afectan, en definitiva, al usuario final. Sin embargo, es importante comprender que existen varios actores involucrados en la generación, propagación y solución de perturbaciones: empresas de energía, fabricantes de equipos, centros de investigación, consultores, organismos de supervisión y control e instituciones de planeación, regulación y normalización que para el caso colombiano está representado a través del Instituto Colombiano de Normas Técnicas – ICONTEC. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 1 de 51 CALIDAD DE LA POTENCIA ELÉCTRICA. LÍMITES Y METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN EN PUNTO DE CONEXIÓN COMÚN 1. OBJETO Esta norma establece las metodologías de evaluación y los valores de referencia de los parámetros asociados a la calidad de la potencia eléctrica en el punto de conexión común entre el operador de red y el usuario para todos los niveles de tensión, bajo condiciones normales de operación. Es importante aclarar que los valores de referencia presentados en este documento establecen las condiciones, dentro de las cuales se espera que se encuentren los parámetros del suministro de energía eléctrica, para considerar que la calidad de la potencia sea aceptable. Esta norma no aplica en las condiciones excepcionales no controlables tales como: - Condiciones climáticas excepcionales y catástrofes naturales. - Hechos y acciones civiles que no tengan que ver con la operación del sistema eléctrico provenientes de terceros. - Decisiones gubernamentales. - Acciones de saboteo. - y otras de caso fortuito y fuerza mayor. 2. REFERENCIAS NORMATIVAS Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento normativo. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada. Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento normativo referenciado (incluida cualquier corrección). IEEE Std 519-1992, Recommeded Practices and Requirements for Harmonics Control in Electrical Power Systems. IEC 1000-3-6, Assessment of Emission Limits for Distorting Loads in MV and HV Power Systems. 1996. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 2 CENELEC EN50160:1994, Voltage Characteristics Of Electricity Supplied by Public Distribution Systems. HYDRO-QUEBEC, Characteristics and Target Values of the Voltage Supplied by Hydro-Quebec Medium and Low Voltage System, 2001. HYDRO-QUEBEC, Characteristics and Target Values of the Voltage Supplied by Hydro-Quebec Transmision System, 1999. NATIONAL ELECTRICITY REGULATOR SOUTH AFRICA NRS 048-2:1996. Electricity Spply- Quality of Supply. Minimun Standards. IEC 61000-4-7:1993, Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 4: Técnicas de ensayo y de medida. Numeral 7: Guía general relativa a las medidas de armónicos y de interarmónicos, así como al equipo de medida, aplicable a las redes de distribución y a los aparatos a ellas conectados (véase la norma CE11000-4-7:1991). IEC 61000-2-2:1993, Compatibilidad electromagnética(CEM). Parte 2: Enromo. Numeral 2: Niveles de compatibilidad para las perturbaciones conducidas a baja frecuencia y la transmisión de señales por las redes de suministro público en baja tensión (véase la norma CE11000-2-2:1990). REGLAMENTO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. Comisión de Regulación de Energía y Gas. 1998. 3. DEFINICIONES Para los propósitos de esta norma, además de las definiciones establecidas en la NTC 5000, se deben utilizar las siguientes: 3.1 Armónicos característicos. Son aquellos armónicos particulares producidos por una carga no lineal en condiciones normales de operación. Por ejemplo, los armónicos característicos de un equipo convertidor semiconductor de seis pulsos, son los armónicos impares no triples (de orden 5, 7, 11, 13, etc). h = kq ± 1 k = cualquier número entero q = número de pulso del convertidor. 3.2 Armónicos no característicos. Son aquellos armónicos producidos por cargas no lineales, pero no en condiciones normales de operación. Por ejemplo en un convertidor semiconductor, pueden ser un resultado de frecuencias de pulso; una demodulación de los armónicos característicos y las frecuencias fundamentales; o un desequilibrio en el sistema de alimentación, ángulo de retraso asimétrico o la operación de cicloconvertidor. 3.3 Baja tensión (BT). Nivel de tensión utilizado para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz nominal es menor o igual a 1 kV. (Véase la norma VEI 151-15-03). 3.4 Calidad de potencia. Conjunto de características de la electricidad en un punto dado de un sistema de potencia en un momento determinado, que permiten satisfacer las necesidades requeridas por el usuario de la electricidad. Estas características son evaluadas con respecto a un conjunto de parámetros técnicos de referencia. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 3 3.5 Carga no lineal. Una carga eléctrica cuya característica tensión/corriente es no lineal, es decir que la señal de corriente no sigue la misma forma de onda de la señal de tensión, de la cual se está alimentando la carga. Algunos de los efectos adversos de cargas no lineales concentradas en un sistema eléctrico son: - La distorsión de voltaje dentro de las instalaciones eléctricas. - Las corrientes excesivas por el conductor de neutro. - Altos niveles tensión entre neutro y tierra. - Sobrecalentamiento en transformadores - Grandes campos magnéticos irradiados desde transformadores. - Reducción en la capacidad de distribución - Penalización por bajo factor de potencia 3.6 Componente armónica. Señal senoidal cuya frecuencia es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental. Las componentes armónicas pueden ser evaluadas de dos: - Individualmente, según su amplitud relativa Vh con relación a la componente fundamental V1, donde h representa el orden del armónico. - Globalmente, es decir, según el valor de la tasa de distorsión armónica total THD calculada utilizando la fórmula siguiente: ⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎜ ⎝ ⎛ = ∑ = 40 2 2 h hVTHD NOTA Las tensiones armónicas de la red de alimentación son principalmente debidas a cargas no lineales conectadas a todos los niveles de tensión de la red de alimentación. Las corrientes armónicas que circulan a través de las impedancias del circuito dan lugar a tensiones armónicas. Las corrientes armónicas, las impedancias de la red y por consiguiente las tensiones armónicas en los puntos de suministro varían en el tiempo. 3.7 Componente interarmónica. Componente senoidal de una cantidad periódica senoidal cuya frecuencia se sitúa entre las frecuencias de los armónicos, es decir, cuya frecuencia no es un múltiplo entero de la frecuencia fundamental NOTA Tensiones interarmónicas que tengan frecuencias muy próximas pueden aparecer al mismo tiempo formando entonces un espectro de banda ancha. 3.8 Condiciones normales de operación. Condiciones de tensión, corriente y frecuencia que permiten atender la demanda del sistema, las maniobras en la red y la eliminación de fallas, en ausencia de condiciones de fuerza mayor. 3.9 Corriente de Demanda máxima. Es el valor máximo de corriente R.M.S., de todas las fases, agregada en intervalos de 10 min. En un periodo de evaluación de mínimo una semana. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 4 3.10 Corriente de cortocircuito. Para propósito de esta norma, es la mínima corriente de corto circuito trifásica que se tenga disponible para hacer la evaluación en el punto de conexión común (amperios rms). En el caso de un usuario monofásico se debe utilizar la corriente de corto monofásica 3.11 Desbalance de tensión. En un sistema polifásico, es el estado en el cual el valor eficaz de las tensiones de las fases o los ángulos entre fases consecutivas no son todos iguales. (VEI 161-08-09) 3.12 Elevación (SWELL): aumento brusco de la tensión de alimentación a un valor situado, por encima del 110 % de la tensión declarada Vc seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, esta variación de corta duración dura entre medio ciclo a 1 min. 3.13 Frecuencia de la tensión de alimentación. Tasa de repetición de la componente fundamental de la tensión de alimentación, medida durante un intervalo de tiempo dado. (VEI 101-14-50) 3.14 Fluctuación de tensión. Serie de cambios en la tensión o variaciones continuas de la tensión eficaz o en el valor pico de la tensión. (Véase la norma VEI 161-08-05) 3.15 Flicker. Impresión de inestabilidad de la percepción visual inducida por un estímulo de luz cuya luminancia o distribución espectral varía en el tiempo. (Véase la norma VEI 161-08-13) NOTA Las fluctuaciones de tensión provocan variaciones de luminancia del alumbrado, lo que produce el fenómeno ocular llamado parpadeo. Por encima de un cierto umbral el parpadeo se vuelve molesto, esta molestia aumenta rápidamente con la amplitud de la fluctuación. Para ciertas tasas de repetición, amplitudes incluso débiles pueden resultar molestas. 3.16 Hundimiento (SAG). Disminución brusca de la tensión de alimentación a un valor situado, entre el 90 y el 10 % de la tensión declarada Vc seguida del restablecimiento de la tensión después de un corto lapso de tiempo. Por convenio, esta variación de corta duración dura entre medio ciclo a 1 min. (Véase la norma VEI 161-08-10) 3.17 Interrupción de alimentación. Es un evento de caída de tensión por debajo del 10 % de la tensión declarada Vc. Una interrupción de alimentación puede ser clasificada como: - Programada, cuando los clientes son informados con antelación para permitir la ejecución de trabajos programados en la red de distribución. - Accidental, cuando la interrupción es provocada por fallas permanentes o transitorias, la mayoría de las veces ligadas a sucesos externos o averías. Una interrupción accidental puede ser clasificada como: - Interrupción larga (mayor a un (1) min) provocada por una falla permanente, o - Interrupción corta (menor o igual a un (1) min) provocada por una falla transitoria. 3.18 Media tensión (MT). Nivel de tensión utilizado para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz nominal está comprendido entre 1 kV y 62 kV. 3.19 Medida Clase A. Este tipo de medida es usada cuando se requieren tomar medidas precisas como en el caso de aplicaciones contractuales, verificación contra valores normativos o solución de reclamaciones o controversias contractuales. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 5 3.20 Medida Clase B. Este tipo de medida es usada en aplicaciones de diagnóstico de instalaciones, para estudios estadísticos u otras aplicaciones en donde no se requiere un alto nivel de precisión. 3.21 Método de agregación. El método o algoritmo de agregación es un procedimiento que considera las variaciones de los valores medidos en un intervalo de registro correspondiente a un período de agregación (por ejemplo 10 min o 15 min). Cada intervalo de registrode 10 min está conformado por 3000 ventanas de medida de 13 ciclos cada una (@ 60Hz). La agregación de las medidas se hace calculando la raíz media cuadrática de los valores eficaces de cada ventana de medida. 3.22 Operador de Red (OR). Es la persona o entidad encargada de la planeación, expansión, inversión, operación y mantenimiento de todo o parte de un Sistema de Transmisión Regional (STR) o Sistema de Distribución Local (SDL). 3.23 Período de agregación. Periodo de tiempo durante el cual se aplica el método de agregación, utilizado para registrar las diferentes variables de estado estable de calidad de potencia eléctrica. Para propósitos de esta norma el periodo de agregación será de 10 min. 3.24 Período de medida. Es el período de tiempo durante el cual se realizan las mediciones de los diferentes parámetros de calidad de potencia de manera ininterrumpida. Para propósitos de esta norma el período de medida será de al menos una semana. 3.25 Perturbación conducida. Fenómeno electromagnético propagado a lo largo de los conductores de las líneas de una red eléctrica. En ciertos casos, este fenómeno electromagnético se propaga a través de los arrollamientos de los transformadores y, por lo tanto, en redes de diferentes niveles de tensión. Estas perturbaciones pueden degradar las prestaciones de un aparato, de un equipo o de un sistema, o provocar daños. 3.26 Percentil 95 %. El percentil 95 % es un valor estadístico extraído de una muestra de datos para el cual la probabilidad de que se presenten valores en la muestra inferiores o iguales a este estadístico es del 95 %, o visto de otra forma, se tiene una probabilidad del 95 % de encontrar en la muestra valores inferiores o iguales al percentil 95 %. 3.27 Punto de conexión común (PCC). Es el punto de conexión individual entre el SDL o el STR y el usuario final (el punto de medida de energía). 3.28 Relación de corto-circuito (Isc/IL). Es la relación de la corriente de cortocircuito en el punto de conexión común (PCC), a la corriente de demanda máxima. 3.29 Severidad del Flicker. Intensidad de la molestia provocada por el parpadeo definida por el método de medida que se encuentra en el norma IEC 61000 – 4 – 15 del Flicker y evaluada según las cantidades siguientes: - Severidad de corta duración (Pst) medida en un período de 10 min, - Severidad de larga duración (Plt) calculada a partir de una secuencia de 12 valores de Pst en un intervalo de dos horas, según la fórmula siguiente: 3 12 1 3 12 ∑ == i sti lt P P NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 6 3.30 Sistema de Distribución Local (SDL). Sistema de transporte de energía eléctrica, compuesto por redes de distribución municipales; conformado por un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores a 115 kV, que no pertenecen a un sistema regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, o local. 3.31 Sistema de Transmisión Regional (STR). Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica, compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por un conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local. 3.32 Sistema de Transmisión Nacional (STN). Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por un conjunto de líneas con sus respectivos módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV. 3.33 Sobretensión transitoria. Sobretensión oscilatoria o no oscilatoria de corta duración generalmente fuertemente amortiguada y que dura como máximo algunos milisegundos. NOTA Las sobretensiones transitorias son generalmente debidas a descargas atmosféricas, a maniobras o a la operación de fusibles. El tiempo de subida del frente de las sobretensiones transitorias puede variar de menos de un microsegundo a algunos milisegundos. 3.34 Tensión de alimentación: Valor eficaz de la tensión presente en un instante dado en el punto de suministro, y medido en un intervalo de tiempo dado. (Véase la norma VEI 604-01-16). 3.35 Tensión de alimentación declarada (Vc). Es la tensión acordada entre el operador de red y el usuario para ser aplicada en el punto de conexión común. Esta tensión deber estar normalizada en Colombia (véase la NTC-1340). 3.36 Tensión de referencia deslizante (VRD). Magnitud de tensión promediada sobre un intervalo de tiempo específico, el cual representa la tensión previa a la ocurrencia de un hundimiento o una elevación en tensión. 3.37 Tensión nominal de una red (Vn). Tensión que caracteriza o identifica una red y a la cual se hace referencia para ciertas características de funcionamiento. 3.38 Tensión residual (Vres). Es el mínimo valor eficaz de la tensión registrado durante un hundimiento en tensión o una interrupción. La tensión residual se expresa como un valor en voltios, o en porcentaje con respecto a la tensión de alimentación declarada. 3.39 Usuario. Entidad o persona que utilice el servicio de energía eléctrica por medio de la conexión a un STR o un SDL. 3.40 Variación de tensión. Aumento o disminución de la tensión con respecto a su valor de referencia (Véase la norma VEI 161-08-01). 3.41 Variación rápida de tensión. Una variación del valor eficaz de una tensión entre dos niveles consecutivos mantenidos durante intervalos de tiempo definidos pero no especificados. 3.42 Valor Medio Cuadrático R.M.S. (Root-Mean-Square). Raíz cuadrada de la media aritmética de los valores instantáneos elevados al cuadrado, de una cantidad tomada sobre un intervalo de tiempo específico y con un ancho de banda determinado. 3.43 Valor eficaz de tensión y corriente. Valor medio cuadrático de la tensión o de la corriente. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 7 4. ABREVIATURAS Dh : Distorsión armónica individual de corriente. Dv: Distorsión armónica individual de tensión. h: Orden armónico. Ih: Magnitud de las componentes armónicas individuales de corriente (rms A). IL: Corriente de demanda máxima (rms A). ISC: Corriente de cortocircuito. OR: Operador de red. PCC: Punto de conexión común. SDL: Sistema de distribución local. STN: Sistema de transmisión nacional. STR: Sistema de transmisión regional. THD: Distorsión armónica total. TDD: Distorsión de demanda total. VC: Tensión declarada. Vh: Magnitud de las componentes armónicas individuales de tensión (rms V). Vn: Tensión rms nominal del sistema a frecuencia fundamental. VRD: Tensión residual. VRD: Tensión de referencia deslizante. 5. CLASIFICACIÓN La siguiente clasificación general describe las perturbaciones que afectan la calidad de la potencia eléctrica, de acuerdo con la duración de los fenómenos así: NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 8 Tabla 1. Clasificación de perturbaciones de calidad de potencia según su duración Perturbaciones Tipo 7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE 7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN 7.6 FLICKER 7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 min 7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN 7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE 7.11 MUESCAS DE TENSIÓN Larga duración o permanentes 7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN (SUBTENSIONES Y SOBRETENSIONES) 7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN 7.2 HUNDIMIENTOS (Sags) 7.3 ELEVACIONES (Swells) Lentas 7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA Rápidas 7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS NOTA Las duraciones de cada uno de estos fenómenos serán especificadas en el ítem Descripción de cada una de las secciones indicadas en la Tabla 1. 6. MÉTODOS DE MEDIDA Para la medición de cada uno de las perturbaciones de calidad de potencia eléctrica establecidos en esta norma, los instrumentos, equipos o analizadores de redes a utilizar deben estar acordes con los métodosy procedimientos establecidos en la ultima versión de la norma NTC-IEC 61000-4-30 Técnicas de medida y ensayo- Métodos de medida de calidad de la potencia eléctrica. (Testing and Measurement Techniques –Power quality Measurement Methods) 6.1 MEDIDAS CLASE A Deben emplearse medidores Clase A de acuerdo a la norma IEC 61000-4-30, cuando se requiere de medidas precisas para efectos de aplicaciones contractuales, verificación del cumplimiento de los valores de referencia estipulados en ésta norma o en el caso de resolver reclamaciones o disputas entre un operador de red y un cliente. Cualquier medida de las perturbaciones de calidad de potencia definidas en esta norma y llevadas a cabo con dos diferentes instrumentos que cumplan con los requerimientos para Clase A, al medir las mismas señales producirán resultados similares dentro de la incertidumbre especificada. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 9 6.2 MEDIDAS CLASE B Medidores Clase B podrán emplearse para investigaciones estadísticas, estudios de diagnóstico en instalaciones y otras aplicaciones donde no se requiere una alta precisión o baja incertidumbre. El método de medición sugerido será indicado en la norma IEC 61000-4-30 Técnicas de medida y ensayo- Métodos de medida de calidad de la potencia eléctrica. (Testing and Measurement Techniques –Power quality Measurement Methods). 7. PERTURBACIONES DE CALIDAD DE POTENCIA 7.1 VARIACIONES DE TENSIÓN DE ESTADO ESTABLE 7.1.1 Descripción Las variaciones de tensión de estado estable son desviaciones del valor eficaz de la tensión de alimentación a la frecuencia de la red (60 Hz.) con una duración mayor a un (1) min. 7.1.2 Causas En un sistema eléctrico, las variaciones de estado estable dependen de las características de diseño del sistema (p.e. problemas de regulación), variaciones de grandes cargas eléctricas y otras variaciones a las cuales se ve sujeto el sistema. Es una práctica común corregir problemas de variaciones de estado estable por medio de intercambiadores automáticos de Taps en los transformadores de las subestaciones del operador de red o de los mismos usuarios. 7.1.3 Efectos - Salida de operación de motores. - Cambios de velocidad en maquinas de inducción. - Los computadores y los controladores electrónicos pueden dejar de operar durante esta condición. - Reducción o aumento de la potencia de salida del banco de condensadores. - La luz visible de algunos dispositivos de iluminación puede ser reducida o aumentada. 7.1.4 Metodología de evaluación El periodo de medida debe ser una semana con un periodo de agregación de diez (10) min. El 100 % de los valores registrados en la semana debe estar dentro del rango estipulado en los valores de referencia. NOTA Los valores de la tensión eficaz que sean menores a 10 min, es decir que pueden no ser detectados de forma exacta por la agregación de las medidas cada 10 minutos, no se incluyen dentro de los valores de referencia de esta norma. Estos eventos y sus valores de referencia serán fijados en posteriores versiones de la misma, véase el numeral 7.4. 7.1.5 Valores de referencia Los valores de referencia para las variaciones de tensión de estado estable son ±10 % de la tensión de alimentación declarada. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 10 7.2 HUNDIMIENTOS (Sags) 7.2.1 Descripción Los hundimientos de tensión (Sags) son reducciones súbitas del valor eficaz de la tensión por debajo del 90 % y por encima del 10 % de la tensión declarada, seguido por un retorno a un valor más alto que el 90 % de la tensión declarada, en un tiempo que varia desde los 8,33 milisegundos (medio ciclo a 60 Hz) hasta un (1) min. Los hundimientos de tensión son caracterizados por su duración y por la magnitud de la caída (véase la Figura 1). Duración del hundimiento Profundidad del hundimiento Magnitud del hundimiento (Tensión residual) Valor eficaz de la tensión Nivel de detección del hundimiento Tensión de alimentación declarada1,0 pu 0,9 pu 0,0 pu Figura 1. Descripción del hundimiento (SAG) 7.2.2 Causas Los hundimientos de tensión son generalmente causados por corrientes elevadas, generadas por cortocircuitos, conexión u operación de cargas que exijan una elevada demanda de potencia. Los hundimientos son impredecibles y de comportamiento aleatorio. Este tipo de perturbación es una de las que está causando mayor impacto en los equipos instalados en el sistema eléctrico, y depende en gran medida de la configuración del sistema, del punto de medida, de las condiciones operativas y del mantenimiento, entre otras. Su comportamiento durante un periodo de tiempo (por ejemplo un año) puede ser muy irregular. Algunas causas características son: - Fallas en la fuente de alimentación del sistema de potencia o del sistema eléctrico propio o de vecinos. - Arranque de motores. - Cortocircuitos en el sistema de alimentación originados por fenómenos naturales como: árboles, rayos, acciones de terceros, entre otros . 7.2.3 Efectos - Paradas de procesos. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 11 - Reducción de luz visible de algunos dispositivos de iluminación. - Caída de sistemas telefónicos. - Disparo de protecciones. - Funcionamiento defectuoso de equipos. - Salida de operación de controladores de motores. - Incremento en las pérdidas por calentamiento en los motores de inducción debido al aumento en la corriente. - Cambios de velocidad en maquinas de inducción. - Salida de operación de dispositivos electrónicos como computadores y controladores electrónicos. - Reducción de la potencia de salida en bancos de condensadores. - En algunos equipos electrónicos se puede presentar pérdida de datos, cuando la profundidad del hundimiento es grande. - Cuando se presentan hundimientos con una magnitud inferior al 70 %, los sistemas de transferencia pueden operar. - Las lámparas de descarga pueden apagarse cuando las magnitudes de los hundimientos alcanzan valores por debajo del 80 % de la tensión declarada. 7.2.4 Metodología de evaluación La evaluación de los hundimientos (Sags) se determina de acuerdo a su duración y magnitud. La duración se define como el tiempo medido desde el momento en que el valor eficaz de la tensión cae por debajo del umbral, hasta cuando retorna por encima de este. La magnitud de la caída (tensión residual) está dada por la máxima desviación del valor eficaz de la tensión de la fase más afectada, en el caso trifásico, con respecto a la tensión declarada (i.e. profundidad) y su duración está dada por un tiempo inicial y final del evento. Tiempo inicial: Momento en que alguna de las fases está por debajo del umbral. Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que todas las fases alcanzan el umbral del 90 % de la tensión declarada o lo superan. En un sistema monofásico, es el momento en que la fase alcanza el umbral o lo supera. 7.2.4.1 Valores de referencia para detección de hundimientos en tensión Para evaluar la ocurrencia de un hundimiento en tensión se tomará como referencia la tensión declarada, cuando la medida es realizada en el punto de conexión común, tal como se aclara en el Anexo D. 7.2.4.2 Carta de Hundimientos (Sags) Tomando como referencia la norma IEEE 1346 (Recommended Practice for Evaluating Electric Power System Compatibility with Electronic Process), se indica en el Anexo B la metodología para la elaboración de cartas de hundimientos (Sag), la cual es utilizada para valorar el NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 12 ambiente electromagnético en el punto de conexión de común que se esté realizando la medida. Posteriormente se pueden superponer las curvas de inmunidad de los equipos del usuario que se están evaluando. Algunas curvas de inmunidad se muestran como ejemplo en el Anexo C. 7.2.5 Valores de referencia Dada la naturaleza aleatoria delos hundimientos, es difícil definir valores de referencia para los diferentes niveles de tensión que comprende esta norma. Para determinar los valores indicativos en cuanto al número de hundimientos permitidos en un periodo de tiempo, es necesario tener en cuenta la topología de la red, la zona geográfica, el nivel de tensión, etc. No son recomendadas las comparaciones de valores de referencia entre diferentes sitios de medida, excepto como una ayuda en la selección de la localización apropiada para un usuario que posea equipo sensible a este tipo de eventos. En el Anexo A, se pueden apreciar los valores indicativos que caracterizan dos (2) redes en cuanto a hundimientos de tensión (Sags). Por otro lado, es de gran interés para un usuario saber en que medida su instalación o los equipos que posea al interior de ella, se están viendo afectados por los hundimientos. Por tal razón, varias instituciones internacionales se han dedicado a desarrollar lo que se conoce como “Curvas de Tolerancia” (una comparación de estas puede encontrarse en el Anexo C). Estas curvas indican, como las características de un hundimiento, como la magnitud y duración pueden afectar la continuidad de un proceso. 7.3 ELEVACIONES (Swells) 7.3.1 Descripción Las elevaciones de tensión (Swells) son aumentos súbitos del valor eficaz de la tensión por encima del 110 % de la tensión declarada. Las sobretensiones temporales pueden durar entre 8.33 milisegundos (medio ciclo) y 1 min. Las elevaciones de tensión (swells) son caracterizados por la medida de su duración por encima de un umbral definido y por la magnitud de la elevación (véase la Figura 2). NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 13 Duración de la elevación Tensión de alimentación declarada Magnitud de la elevación Valor eficaz de la tensión Nivel de detección de la elevación 1,1 pu 0,0 pu 1,0 pu Figura 2. Descripción elevación de tensión (Swells) La duración de la elevación de tensión es el tiempo medido, desde el momento en que el valor eficaz de la tensión se eleva por encima del umbral hasta cuando retorna por debajo de este. Para propósitos de clasificación, la magnitud de la elevación es dada por la máxima desviación del valor eficaz de la tensión con respecto a la tensión declarada. Y la duración de la elevación es dada por la máxima duración de la peor fase afectada en cada caso. 7.3.2 Causas Las elevaciones de tensión (Swells) pueden ser causadas por cortocircuitos, salidas de carga o fenómenos de resonancia y ferroresonancia. Por ejemplo, ellos resultan de sobretensiones en las fases sanas durante fallas fase – tierra. Algunas causas características son: - Funcionamiento de grandes sistemas de UPS - Operación de cargas controladas por tiristores - Funcionamiento de Dimmers - Arcos en soldaduras 7.3.3 Efectos - Falla de los componentes de un equipo, dependiendo de la frecuencia de ocurrencia del evento. - Reducción de la vida útil en dispositivos electrónicos, incluyendo variadores de velocidad, computadores, conductores, barrajes, transformadores de tensión y corriente así como maquinaria rotativa. - Operaciones no deseadas en relés de protección. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 14 - Incremento de luz visible de algunos dispositivos de iluminación. - Degradación de algunos dispositivos de protección (como varistores o diodos de avalancha de silicio). - Protuberancias en la carcaza de los condensadores en bancos de control de reactivos. - Falla inmediata en dispositivos electrónicos. - Pérdida de vida útil de los equipos. - Incremento en la potencia de salida en bancos de condensadores. 7.3.3.1 Aspectos que influyen en las elevaciones de tensión (Swells) La importancia de las elevaciones de tensión (Swells), que son causadas por cortocircuitos monofásicos fase – tierra, varía dependiendo los siguientes aspectos: - Localización de la falla - Impedancia del sistema - Efectividad de la puesta a tierra del neutro Este último aspecto, está determinado por el tipo de sistema, tal como se presenta a continuación: Para sistemas de baja tensión La mayoría de los sistemas en Colombia de baja tensión son operados con un neutro puesto sólidamente a tierra (TN-s), por lo tanto experimentan elevaciones de tensión (Swells) temporales muy limitadas. Estas sobretensiones pueden surgir como consecuencia de una falla o de una energización de bancos de condensadores. La magnitud es limitada generalmente por debajo de 1,5 kV rms. Para sistemas de media tensión y superiores En el caso de sistemas cuyo neutro esté efectivamente puesto a tierra, las sobretensiones fase – tierra en las fases sanas son generalmente más bajos que el 170 % y típicamente duran unos pocos ciclos a unos pocos segundos, dependiendo de la velocidad con la cual los dispositivos de protección eliminan la falla. En el caso de sistemas cuyo neutro es aislado o no puesto a tierra, las sobretensiones fase – tierra sobre las fases pueden alcanzar el 200 %, y sistemas de éste tipo son diseñados para tales restricciones. 7.3.4 Metodología de evaluación Las elevaciones de tensión se pueden caracterizar por medio de dos parámetros, magnitud y duración. La duración se define como el tiempo medido desde el momento en que el valor eficaz de la tensión supera el umbral de detección, hasta cuando retorna por debajo de este. La magnitud de la elevación (tensión residual) está dada por el máximo valor eficaz de tensión medido durante la elevación en cualquiera de las fases, y su duración está dada por un tiempo inicial y final del evento. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 15 Tiempo inicial: Momento en que el valor eficaz de la tensión de alguna de las fases supera el umbral de detección. Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que todas las fases alcanzan un valor eficaz de tensión por debajo del umbral de detección. En sistemas polifásicos, la detección de la elevación puede empezar en una fase y terminar en otra. Para evaluar las elevaciones de tensión ocurridas en un punto de conexión común, deben compararse estas perturbaciones ocurridas, con las curvas de inmunidad ante elevaciones, del usuario que está siendo evaluado o con las de los equipos que el usuario tenga instalados. 7.3.4.1 Valores de referencia para detección de elevaciones en tensión Para evaluar la ocurrencia de elevaciones de tensión se tomará como referencia la tensión declarada, cuando la medida es realizada en el punto de conexión común. 7.3.5 Valores de referencia Para las elevaciones de tensión aún no existen valores de referencia a nivel normativo. 7.4 VARIACIONES DE TENSIÓN DE LARGA DURACIÓN (SUBTENSIONES Y SOBRETENSIONES) 7.4.1 Descripción Los eventos en tensión de larga duración (> 1 min), pueden ser sobretensiones o subtensiones dependiendo si las el valor eficaz de la tensión están por encima o por debajo del ±10 % de la tensión de alimentación declarada respectivamente. 7.4.2 Causas Las sobretensiones y subtensiones de estado estable no son generalmente consecuencia de fallas en el sistema de potencia. En un sistema eléctrico, la magnitud de la tensión de estado estable depende de las características de diseño, cambios de carga y operaciones de maniobra en el sistema. Es una práctica común corregir la tensión de estado estable en varios puntos sobre el sistema, por ejemplo, usando cambiadores de Taps automáticos en la subestación de transformación y sobre algunos alimentadores de distribución. Las sobretensiones pueden ser el resultado de maniobras en la carga, por ejemplo, la desconexión de una carga grande, o por variaciones en la compensación reactiva del sistema, por ejemplo, la energización de un banco de condensadores. Una mala regulación de la tensión en el sistema de suministro, así como un ajuste inadecuado de los taps de los transformadores tambiénpuede generar una condición de sobrevoltaje. Las subtensiones son el resultado de eventos contrarios a los que ocasionan las sobretensiones. La energización de una carga grande o la desconexión de un banco de condensadores pueden producir a la ocurrencia de una subtensión, hasta que el equipo de regulación de tensión pueda llevar de nuevo el voltaje dentro de las tolerancias permitidas. Circuitos sobrecargados también pueden exhibir condiciones de subtensiones. 7.4.3 Efectos Sobretensiones - Pueden generar fallas en los equipos. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 16 - Los equipos electrónicos pueden experimentar fallas inmediatas. - En transformadores, cables, barras, transformadores de potencial y de corriente, máquinas rotativas, generalmente, no muestran fallas de manera inmediata. - Sobretensiones de muy larga duración pueden originar pérdida de la vida útil de estos equipos. - En dispositivos de protección se pueden originar operaciones no deseadas. - La potencia reactiva de un banco de condensadores aumentará, ya que varía proporcionalmente con el cuadrado del voltaje. - En dispositivos de iluminación, se tendrá un incremento en la luz visible generada. Subtensiones - Puede causar un funcionamiento inadecuado en los equipos. - Pueden ocasionar paradas de procesos. - Los dispositivos de control de motores pueden salir de operación. - Incremento de las pérdidas por calentamiento en motores de inducción debido al aumento en el consumo de corriente del motor. - Cambios de velocidad en la operación de motores de inducción. - Los equipos electrónicos como los computadores y los controladores electrónicos pueden suspender su operación. - La potencia reactiva de un banco de condensadores disminuirá, ya que varía proporcionalmente con el cuadrado del voltaje. - En transformadores, cables, barras, transformadores de potencial y de corriente, máquinas rotativas, medidores y transductores, generalmente, no se presentan problemas. - En dispositivos de iluminación, se tendrá una reducción en la luz visible generada. 7.4.4 Metodología de evaluación Las variaciones de tensión de larga duración son eventos en tensión que pueden caracterizarse mediante dos parámetros, magnitud y duración. La duración se define como la diferencia entre el tiempo inicial y el tiempo final de la variación. Tiempo inicial: Momento en que alguna de las fases está por fuera de los umbrales de detección de variaciones de tensión de larga duración. Tiempo final: En sistemas polifásicos, es el momento en que los valores eficaces de todas las fases están por dentro de los umbrales de detección. Para evaluar las variaciones de tensión de larga duración ocurridas en un punto de conexión común, deben compararse estas perturbaciones ocurridas con las curvas de inmunidad ante NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 17 variaciones de larga duración del usuario que está siendo evaluado o con las de los equipos que el usuario tenga instalados. 7.4.5 Valores de referencia Para las variaciones de tensión de larga duración aún no existen valores de referencia a nivel normativo. 7.5 DESBALANCE DE TENSIÓN 7.5.1 Descripción Este índice caracteriza la magnitud y asimetrías del ángulo de fase de las tensiones trifásicas en operación de estado estable. El factor de desbalance de tensión es definido usando la teoría de componentes simétricas, como la relación entre la componente de secuencia negativa de la tensión y la componente de secuencia positiva. 7.5.2 Causas El desbalance de tensión tienen dos principales causas: asimetría de la impedancia de línea y desbalances de carga. La principal fuente de desbalance de tensión son las cargas monofásicas no balanceadas sobre sistemas trifásicos. El desbalance en tensión puede también ser el resultado de anomalías en los bancos de condensadores, tales como quema de fusibles sobre una fase del banco trifásico. A nivel industrial es importante tener un correcto balance de las cargas en los circuitos trifásicos para mantener el desbalance de tensión dentro de límites razonables. 7.5.3 Efectos - Reducción de capacidad de carga en motores - Reducción de vida útil del aislamiento en motores por sobrecalentamiento. - En rectificadores con tecnología PWM se aumenta la distorsión de corriente armónica, incrementan los reactivos de la carga y se generan rizados de corriente en la etapa de continua. (c.c.) 7.5.4 Metodología de evaluación El período de medida debe ser una semana. Para circuitos urbanos, el 99 % de los valores de desbalance de tensión evaluados en un período de agregación de 10 min deben estar dentro de los valores de referencia. Para circuitos Rurales, el 95 % de los valores de desbalance de tensión evaluados en un período de agregación de 10 min deben estar dentro de los rangos o valores de referencia. 7.5.5 Valores de referencia Los valores de referencia del desbalance, de acuerdo al nivel de tensión, se presentan a continuación: NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 18 Tabla 2. Porcentaje máximo de desbalance de tensión Rango de Tensión Valor de Referencia Vn < 69 kV 2,0 % Vn ≥ 69 kV 1,5 % 7.6 FLICKER 7.6.1 Descripción El Flicker es el efecto producido sobre la percepción visual humana por una emisión cambiante de luz debido a iluminación sujeta a fluctuaciones en la tensión de suministro en baja tensión. Las fluctuaciones de tensión consisten de una secuencia de rápidos cambios de tensión espaciadas lo bastante cerca en el tiempo para simular la respuesta del ojo-cerebro definida como Flicker. A ciertas frecuencias, el ojo puede percibir el efecto de muy pequeñas fluctuaciones de tensión sobre la iluminación. La mayoría de los equipos, sin embargo, no son afectados por éste fenómeno. 7.6.2 Causas El Flicker deriva de variaciones repetitivas de tensión causadas por ciertas cargas industriales tales como máquinas soldadoras, grandes motores con cargas variables, hornos de arco, etc. 7.6.3 Efectos El Flicker causa principalmente los siguientes efectos: - Sensación de inestabilidad visual. - Irritabilidad y cansancio visual. - Variaciones de niveles de iluminación en bombillas incandescentes y bombillas de descarga. - Reducción de vida útil de bombillas de descarga. - Efecto estroboscópico 7.6.4 Metodología de evaluación Debido a que la molestia creada por el Flicker es una función de la intensidad de la percepción y la duración de la exposición, La Severidad de Larga Duración (Plt) se constituye en el indicador utilizado para evaluar su impacto, el cual es evaluado en un periodo de dos (2) h. El Plt se mide de acuerdo a lo indicado en el estándar IEC 61000-4-15: 2003. El período de evaluación será de una (1) semana. A continuación se indican los pasos a seguir para la evaluación de esta perturbación: - El punto de medida debe coincidir con el PCC de acuerdo a la definición presente en esta norma (Punto de Conexión Común). NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 19 - El período de evaluación implica un número de 84 datos de Plt por fase, cuando el período de monitoreo es de una semana. Calcular el percentil al 95 % de estos valores por cada fase y compararlo con el valor de referencia para el Plt (véase la Tabla ). Los tres percentiles deben ser menores o iguales al valor de referencia, de acuerdo al nivel de tensión. 7.6.4.1 Observaciones: - Los valores de percentiles calculados de esta forma, se consideran como un buen indicador que representa el comportamiento de las fluctuaciones de tensión en el punto de medida. - El procedimiento descrito aplica indistintamente para medidas realizadas con equipos Clase A o B según el desempeño en la medición (véase la norma IEC 61000-4-30). - Es posible que debido a la mayor incertidumbre de los equipos Clase B comparados con los equipos Clase A,de Desempeño en la Medición, estos valores sean un poco más altos que los que se obtendrían con equipos certificados como Clase A. 7.6.5 Valores de Referencia Bajo condiciones de operación normales, la Severidad de Larga Duración (Plt) para el Flicker, causado por fluctuaciones en la tensión de suministro debe cumplir con los valores de referencia dados a continuación. Tabla 3. Valores de referencia del Plt Rango de Tensión Valor de Referencia Plt Vn<69 kV 1,0 p.u. Vn ≥ 69 kV 0,8 p.u NOTA ACLARATORIA Si los valores calculados del percentil al 95 % exceden los valores de referencia de la Tabla 3, es una buena práctica realizar una evaluación adicional a los datos para tratar de establecer las causas de tal comportamiento. Se recomienda entonces: - Calcular los percentiles al 99 % para cada fase (utilizar los valores de las tres fases, y escoger el valor mas alto) - Calcular la razón entre los valores de los percentiles al 99 % a los percentiles al 95 % (para cada fase). Si esta razón es mayor a 1,3, se debe proceder a investigar la razón de discrepancia, ya que la posible presencia de eventos o fenómenos de causas no controlables, por ejemplo interrupciones o fenómenos transitorios debidos a tormentas eléctricas, dentro del periodo de registro deben ser excluidas. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 20 7.7 INTERRUPCIONES DE CORTA DURACIÓN (DURACIÓN < 1 MIN) 7.7.1 Descripción Las interrupciones de corta duración se definen cuando el valor eficaz de la tensión es inferior al 10 % de la tensión declarada Vc en todas las fases (en el caso trifásico) con una duración menor a 1.0 min. 7.7.2 Causas La mayoría de las interrupciones de corta duración en redes de media tensión son causadas por la acción de dispositivos diseñados para proteger el sistema de cortocircuitos. En líneas de media tensión es una práctica común recerrar automáticamente el interruptor para restaurar el suministro de potencia tan pronto como sea posible en una línea afectada por una falla transitoria. El tiempo muerto para el recierre es ajustado en general entre 300 m y 500 m y en la mayoría de los casos menor a 1 s. En el caso de un recierre exitoso el cual aclara la falla, los usuarios suministrados por la línea son afectados por una profunda caída de tensión (el cual dura el tiempo de operación del interruptor) seguido por una interrupción que dura el tiempo muerto ajustado para el recierre. Las otras líneas o circuitos conectados a la misma barra de la línea en la cual ocurre la falla experimentarán una caída de tensión que durará el tiempo de operación del interruptor y cuya profundidad dependerá de la distancia de la localización de la falla hasta la barra de la subestación. Por supuesto, cualquier recierre automático afectará todos los usuarios de media y baja tensión conectados en la línea afectada. Se resalta que el recierre automático es usado para asegurar una mejor continuidad del servicio, evitándose interrupciones prolongadas debido a fallas transitorias. 7.7.3 Efectos - Interrupción de procesos y equipos. - Salida y reinicio de sistemas. - Desprogramación de PLC´s. y equipo electrónico. - Apagado de sistema de iluminación. - Caída de sistemas telefónicos. Las interrupciones menores a 1 min pueden afectar equipos electrónicos y de iluminación, causando mala operación o falla. El equipo electrónico incluye controladores electrónicos y de potencia, computadores, y los mandos electrónicos de maquinaria rotativa. 7.7.4 Metodología de evaluación Debido a que la duración de estos eventos es menor a 1 min, de acuerdo a la regulación vigente, no se tienen en cuenta para cálculos de confiabilidad y continuidad del servicio. Sin embargo como estos afectan la calidad de la potencia, se recomienda evaluar este tipo de perturbación, durante el periodo de 1 semana, en donde se recomienda registrar la cantidad de las interrupciones menores a 1 min presentes y la duración de cada uno de estas. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 21 7.7.5 Valores de referencia Bajo condiciones de operación normales, la ocurrencia anual de interrupciones de corta duración en la tensión de suministro varía desde decenas hasta varios cientos de veces. La duración de aproximadamente el 70 % de las interrupciones de corta duración podrían ser menores a 1 s. Dadas las diferencias considerables en la arquitectura de los sistemas y los efectos impredecibles de acciones de terceras partes o climas inclementes, es difícil establecer una frecuencia anual y una duración media típica para éste tipo de interrupciones. 7.8 INTERRUPCIONES DE LARGA DURACIÓN (DURACIÓN ≥ 1 MIN) 7.8.1 Descripción Condición en la que la el valor eficaz de la tensión de alimentación es inferior al 10 % de la tensión declarada Vc con una duración mayor a 1 min. Una interrupción de alimentación puede ser clasificada como: - Programada. cuando los clientes son informados de antemano para permitir la ejecución de trabajos programados en la red de distribución, o - accidental, cuando está provocada por defectos permanentes o temporales, la mayoría de las veces asociadas a eventos o daños externos. 7.8.2 Causas Las interrupciones accidentales pueden provenir de causas internas o externas. En un gran número de los casos ellas se originan por causas o eventos externos más allá del control de las empresas de energía. Algunas causas características son: - Fallas en la fuente del sistema de potencia. - Problemas en las transferencias automáticas o manuales. - Apertura o cierre de los interruptores de protección. - Fallas en cableado. - Disparos por protecciones del sistema eléctrico. 7.8.3 Efectos - El efecto de una interrupción sostenida es la salida de operación del equipo, salvo en las cargas protegidas por los sistemas de UPS (Uninterruptible Power Supply) u otras formas de dispositivos de almacenamiento de energía. - Mala operación y desenergización de los contactores de los motores de inducción. En algunos casos, las interrupciones pueden dañar el equipo de arranque suave electrónico, y desprogramar PLC´s. - Interrupción de procesos y equipos. - Salida de operación y reinicio de sistemas. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 22 - Apagado de sistema de iluminación. - Caída de sistemas telefónicos. 7.8.4 Metodología de evaluación: A pesar de que las interrupciones de la larga duración afectan la calidad de la potencia, su evaluación debe estar considerada dentro de los lineamientos establecidos para evaluar la calidad del servicio de energía eléctrica (continuidad y confiabilidad). Dado que los demás parámetros de calidad de Potencia, sugeridos en esta norma están siendo evaluados en un periodo de evaluación de 1 semana, se sugiere utilizar este mismo intervalo de tiempo para evaluar las interrupciones mayores a 1 min, con el fin de correlacionar estos datos con los demás parámetros evaluados. Para la evaluación de este parámetro se debe contar la cantidad total de interrupciones detectadas y sumar sus tiempos de duración, aunque actualmente no son comparables con los valores de reglamentos vigentes. 7.8.5 Valores de referencia Estos valores deben ser definidos de acuerdo con los requerimientos de confiabilidad de los usuarios, las condiciones propias del sistema y la reglamentación vigente en Colombia. Estos requerimientos dependerán del tipo de proceso y tipo de equipos instalados en el sistema eléctrico. Los valores indicativos y métodos de evaluación serán los establecidos por el ente regulador en Colombia. 7.9 ARMÓNICOS DE TENSIÓN 7.9.1 Descripción Los armónicos de tensión son ondas senoidales cuyas frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental (60 Hz). La presente definición cubre armónicos de larga duración o estado estable, excluyendo fenómenos transitorios aislados. 7.9.2 CausasLos armónicos son causados por dispositivos cuya característica tensión/corriente es no lineal, por ejemplo, convertidores electrónicos de potencia para variadores de velocidad de motores, rectificadores, hornos de arco, etc. 7.9.3 Efectos - Aumento de pérdidas y calentamiento en equipo eléctrico. - Registros incorrectos en equipos de control y monitoreo. - Sobrecalentamiento del equipo rodante, transformadores y conductores eléctricos. - Aumento en niveles de ruido audible de equipos eléctricos. - Fallas en aislamientos de equipos eléctricos - Dificultad en arranques de procesos NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 23 - Fallas u operación prematura de dispositivos de protección, - Condiciones de resonancia armónica en el sistema de Potencia eléctrico del usuario, deteriorando la operación y confiabilidad del sistema y los equipos. - Fallas de sincronización de disparo en equipos tales como variadores de velocidad. - Sobre o sub facturación de energía por alteración del valor rms de la tensión y/o corriente que pasa por el medidor de energía. 7.9.4 Metodología de evaluación El período de evaluación será de una (1) semana. A continuación se indica los pasos a seguir: - Las medidas serán efectuadas en el PCC (Punto de Conexión Común). - En las condiciones normales de operación, se deben calcular los percentiles al 95 % de los valores de distorsión armónica individual de tensión (Dv) y distorsión armónica total de tensión (THDv), para cada fase. Los percentiles calculados para cada fase, deben ser menor o igual a los valores de referencia. NOTA Los valores indicados en la Tabla deberían ser utilizados como valores de diseño en un sistema para el “peor caso” dentro de las condiciones normales de operación (condiciones que duran más de 1 h). NOTA Para periodos más cortos, durante condiciones inusuales o arranques, los valores de referencia pueden ser excedidos por un 50 %. NOTA Ambas condiciones, es decir, la condición normal de operación y la condición para periodos no superiores a una (1) h, deben garantizarse. La distorsión individual de tensión (Dv) y la distorsión armónica total de tensión (THDv), son calculadas como sigue: Distorsión armónica individual de tensión: %100× 1V hV=VD Distorsión armónica total de tensión: %100× V V =THD 1 40 2=h 2 h V ∑ en donde Vh magnitud de la componente armónica individual (Voltios rms) h orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, h será como mínimo igual a 40). V1 magnitud de la componente fundamental (Voltios rms). NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 24 7.9.5 Valores de referencia Los valores de Dv y THDv calculados para cada fase no deben sobrepasar los siguientes valores de referencia: Tabla 4. Valores de referencia de THD Rango de Tensión Distorsión armónica individual (%) Distorsión armónica Total- THDv (%) 1 kV < Vn ≤ 69 kV 3,0 5,0 69 kV < Vn ≤ 161 kV 1,5 2,5 Vn ≥ 161 kV 1,0 1,5 7.10 ARMÓNICOS DE CORRIENTE 7.10.1 Descripción Las cargas no lineales conectadas al sistema de suministro eléctrico producen corrientes armónicas que se propagan al sistema de potencia y causan distorsiones armónicas de tensión que afectan a otros usuarios. 7.10.2 Causas Los armónicos son causados por dispositivos cuya característica tensión/corriente es no lineal, por ejemplo, convertidores electrónicos de potencia para variadores de velocidad de motores, rectificadores, hornos de arco, etc. Algunas causas características son: - Conmutación a alta frecuencia en las fuentes de alimentación - Utilización de cargas controladas por tiristores - Grandes sistemas de UPS. - Alta impedancia de las fuentes de alimentación. - Alta impedancia en el cableado eléctrico - Utilización de cargas que conmuten mucho sobre la red (equipos de soldadura, Equipos de computo, UPS) 7.10.3 Efectos - Sobrecalentamiento y daños en transformadores con baja carga, motores, generadores y balastos electrónicos. - Corrientes excesivas en neutros. - Operación de protecciones sin causa aparente. - Ruido audible excesivo en centros de distribución. - Fallas en equipos electrónicos, especialmente con THD en tensión altos. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 25 - Pérdida de datos en equipos de memoria. - Fallas en UPS en operaciones de transferencia. - Aumento de perdidas de energía en los equipos eléctricos - Riesgos de incendio y explosiones por existencia de resonancias eléctricas en el sistema eléctrico. 7.10.4 Metodología de evaluación El período de evaluación será de una (1) semana. En condiciones normales de operación, los percentiles que se calculan a continuación para la distorsión individual de corriente (Dh) y la distorsión total de demanda (TDD), para cada fase, no deben sobrepasar los valores de referencia. La distorsión individual de corriente (Dh) y la distorsión total de demanda (TDD), son calculadas como sigue: Distorsión armónica individual de corriente (Dh): %100× I I =D L h h La distorsión total de demanda TDD se define como: %100× I I =TDD L 2=h 2 h∑ ∞ en donde Ih = magnitud de la componente armónica individual (amperios rms) h = orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, h será como mínimo igual a 40). IL = corriente de carga de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia fundamental - amperios rms) La distorsión total de demanda, TDD, refleja la importancia de las distorsiones armónicas de corriente respecto a la carga máxima del sistema medido, ya que podrían presentarse altas distorsiones de corriente, es decir una medida de THDi elevada, con bajos niveles de carga, que no afectarían en igual proporción al sistema. Los instrumentos empleados para mediciones de armónicos expresan la distorsión armónica total de corriente (THDi) en función de la componente rms fundamental y no en función de la corriente de carga de demanda máxima IL en la mayoría de los casos. Por lo tanto, para el cálculo de la distorsión total de demanda (TDD) y su comparación con los valores de referencia establecidos en esta norma, será necesario hacer uso de los valores de distorsión armónica total de corriente (THDi) y los valores registrados de la corriente de carga de demanda máxima IL. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 26 La distorsión armónica total de corriente THDi se define como: %100× I I =THDi 1 2=h 2 h∑ ∞ L 1 i I I THD=TDD en donde Ih = magnitud de la componente armónica individual (Corriente rms) h = orden del Armónico (A menos que aplique una condición especifica, h será como mínimo igual a 40). I1 = magnitud de la componente fundamental (Corriente rms). IL = corriente de carga de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia fundamental - amperios rms) Se recomienda que la corriente de carga IL sea calculada como el valor máximo de corriente rms de todas las fases agregada en intervalos de 10 min., durante un periodo de evaluación mínimo de una semana. En caso de que no se disponga de esta información, IL se puede calcular utilizando el promedio de los valores de corriente máxima registrados diariamente en el periodo de evaluación. En el Anexo E de este documento se encuentra un ejemplo explicativo de este cálculo. Es necesario realizar una previa verificación de que estos valores eficaces de corriente sean representativos del comportamiento usual de la carga conectada al PCC. 7.10.5 Valores de referencia Los valores de referencia de distorsión total de demanda TDD indicados a continuación establecen la distorsión de corriente máxima, permitida en el PCC. Los límites de corriente armónica estarán basados en el tamaño de la carga con respecto a la capacidad del sistema de potencia al cual la carga está conectada. Los valores indicados enla Tabla 5 deberían ser utilizados como valores de diseño en un sistema para el “peor caso” dentro de las condiciones normales de operación (condiciones que duran más de 1 h). Para periodos más cortos, durante condiciones inusuales o arranques, los límites pueden ser excedidos por un 50 %. La Tabla 5 es aplicable a rectificadores de seis pulsos y situaciones de distorsión en general. Sin embargo cuando se utilizan transformadores cambiadores de fase o convertidores con un número de pulsos (q) mayor a seis, los límites para los armónicos de orden característico son incrementados por un factor igual a ⎟ ⎠ ⎞⎜ ⎝ ⎛ 6 q , teniendo en cuenta que las amplitudes de los armónicos de orden no característico son menores al 25 % de los límites especificados en la Tabla 5. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 27 Tabla 5. Valores límite de distorsión de corriente armónica individual (Di) y de distorsión total de demanda (TDD) en Porcentaje de la corriente de carga (IL) (Armónicos Impares) Límites de distorsión en corriente para sistemas de distribución 120 V < Vn ≤ 69 kV Relación ISC/IL <11 11≤h<17 17≤h<23 23≤h<35 h≥35 TDD < 20* 4,0 2,0 1,5 0,6 0,3 5,0 20 < 50 7,0 3,5 2,5 1,0 0,5 8,0 50 < 100 10,0 4,5 4,0 1,5 0,7 12,0 100 < 1000 12,0 5,5 5,0 2,0 1,0 15,0 > 1000 15,0 7,0 6,0 2,5 1,4 20,0 Límites de distorsión en corriente para sistemas de subtransmisión 69 kV < Vn ≤ 161 kV < 20* 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5 20 < 50 3,5 1,75 1,25 0,5 0,25 4,0 50 < 100 5,0 2,25 2,0 0,75 0,35 6,0 100 < 1000 6,0 2,75 2,5 1,0 0,5 7,5 > 1000 7,5 3,5 3,0 1,25 0,7 10,0 Límites de distorsión de corriente para sistemas de transmisión (Vn > 161 kV), generación distribuida y cogeneración, < 25* 1,0 0,5 0,38 0,15 0,1 1,5 25 < 50 2,0 1,0 0,75 0,3 0,15 2,5 ≥ 50 3,0 1,5 1,15 0,45 0,22 3,75 en donde Isc es la mínima corriente de corto circuito trifásica que se tenga disponible para hacer la evaluación en el punto de conexión común (amperios rms). En el caso de un usuario monofásico se debe utilizar la corriente de corto monofásica. IL corriente de demanda máxima en el PCC (componente de frecuencia fundamental - amperios rms) la cual debe ser medida de acuerdo con lo establecido en el Anexo E Informativo de la presente norma. NOTA 1 Todos los equipos de generación de potencia están limitados a estos valores de distorsión de corriente sin importar la relación real ISC/IL. NOTA 2 Los armónicos pares son limitados al 25 % de los límites dados a los armónicos impares. NOTA 3 Las distorsiones de corriente que resultan en un nivel DC como por ejemplo conversores de media onda, no son permitidas. 7.11 MUESCAS DE TENSIÓN (Notches) 7.11.1 Descripción Las muescas de tensión son un disturbio electromagnético periódico que afecta la forma de onda de voltaje reduciendo su valor instantáneo durante intervalos que generalmente no sobrepasan los 0,5 ciclos. 7.11.2 Causas Las muescas son fenómenos generados por la operación normal de dispositivos electrónicos donde la conmutación es el principio de funcionamiento. Los conversores trifásicos que producen corriente DC son la causa más importante de muescas de tensión. Estas ocurren cuando las corrientes son conmutadas de una fase a otra. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 28 Durante este periodo hay un cortocircuito momentáneo entre las dos fases que acerca el valor instantáneo de la tensión a cero tanto como se lo permita la impedancia del sistema. 7.11.3 Efectos Pueden producir fallas de funcionamiento en los dispositivos de control asociados a los equipos. Debido a que producen variaciones rápidas de la tensión estos dv/dt pueden afectar componentes inductivos. Además, pueden producirse oscilaciones de alta frecuencia que induzcan tensiones en otros circuitos. 7.11.4 Metodología de evaluación La distorsión armónica total de la señal debida a las muescas se define como: %074,0 ρ N máx ATHD = en donde ρ es la relación de la inductancia total con respecto a la del sistema y AN es el área de la muesca medida en voltios–microsegundos. d v t = μs Figura 3. Descripción de una muesca de tensión Profundidad de la muesca: La profundidad promedio de la tensión de línea de la muesca en la onda senoidal de tensión. 100/% xVdNd = Área de la muesca: Es el producto de la profundidad de la muesca en voltios multiplicada por el ancho de esta medida en microsegundos [ ]µsVdtAN −= x NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 29 7.11.5 Valores de referencia Los límites de la profundidad de la muesca, la distorsión armónica total y el área de la muesca son mostrados en la siguiente tabla: Tabla 5. Límites de distorsión Limites de distorsión Aplicaciones Especiales* Sistema General Sistema Dedicado † Profundidad de la muesca 10 % 20 % 50 % THD (Tensión) 3 % 5 % 10 % Área de la muesca (AN)†† 16400 22800 36500 NOTA El valor de AN para sistemas diferentes a 480 V deben ser multiplicados por V/480 * Hospitales y aeropuertos † Un Sistema Dedicado es exclusivamente dedicado al rectificador de carga †† En Voltios-microsegundos Estos límites son recomendados para sistemas de baja tensión en la cual el área de la muesca es fácil de medir en un osciloscopio. 7.12 VARIACIONES DE FRECUENCIA 7.12.1 Descripción La frecuencia nominal de la tensión de suministro es 60 Hz. Este valor es determinado por la velocidad de los alternadores en las estaciones de generación. 7.12.2 Causas de variación Mantener la frecuencia del sistema depende del balance entre la carga y la potencia producida por las estaciones de generación. A medida que éste balance cambia sobre el tiempo, vemos pequeñas variaciones de frecuencia cuya magnitud y duración depende de las características de la carga y la respuesta de los generadores. Adicionalmente, el sistema puede estar sujeto a variaciones más grandes como consecuencia de cortocircuitos, o cambios de carga o generación causando variaciones de frecuencias temporales cuya magnitud y duración depende de la severidad de la perturbación. 7.12.3 Efectos - Errores de sincronización de frecuencia, en usuarios que tienen cargas de grandes rectificadores. - Comportamientos erróneos en equipos electrónicos - Interrupción del servicio y variaciones de tensión por deslastre de carga. 7.12.4 Metodología de evaluación El intervalo de la medida debe ser de una semana. Los valores de frecuencia tomados cada 10 min se agruparán para un período de una semana de tal forma que puedan ser evaluados los valores de percentil del 95 %, los valores máximos y mínimos, excluidos los valores de frecuencia durante períodos de interrupciones del servicio, de tal forma que los valores se encuentren dentro del rango permisible de la Tabla 6, respectivamente. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 30 7.12.5 Valores de referencia El intervalo de la medida debe ser de una semana. Los valores de frecuencia tomados cada 10 min se agruparán para un periodo de una semana de tal forma que el 100 % de los datos, se encuentren dentro de los rangos permisibles de la Tabla 6. Tabla 6. Valores de referencia de variaciones de frecuencia Tipo de red Frecuencia aceptable durante el 95 % de los datos tomados de una semana Frecuencia aceptable durante el 100 % de los datos tomados de una semana Redes acopladas por enlaces síncronos a un sistema interconectado. Todos mayores a 59,8 Hz y todos menores a 60,2 Hz Todos mayores a 57,5 Hz y todos menores a 63 Hz Redes sin conexión síncrona a un sistema interconectado (redes de distribución en regiones no interconectadas e islas) Todos mayores a 59,8 Hz y todos menores a 60,2 Hz Todos mayores a 51 Hz y todos menores a 69 Hz 7.13 SOBRETENSIONES TRANSITORIAS 7.13.1 Descripción Son perturbaciones de muy corta duración, durando típicamente menos de mediociclo, por ejemplo unos pocos microsegundos (μs) hasta unos varios milisegundos (ms). Las sobretensiones transitorias pueden ser de impulso u oscilatorias y estos pueden deteriorar el aislamiento de los equipos o componentes electrónicos. 7.13.2 Causas Las sobretensiones transitorias pueden ser causados por: - Maniobras en líneas y equipos del sistema, en particular, la energización de bancos de condensadores resultante en oscilaciones amortiguadas que se superponen en la onda fundamental, cuya frecuencia de oscilación abarca entre los 100 Hz y 9 kHz, con una duración pico menor de medio ciclo. - Conmutación de cargas inductivas que producen transitorios rápidos cuyo tiempo de crecimiento varía típicamente entre 0,5 μs a 5 μs. - Descargas atmosféricas, las cuales, externamente, pueden generar impulsos unidireccionales con un tiempo de crecimiento en el orden de 1 μs y un valor cresta alcanzando los 10 kV y aún 20 kV. - Descargas atmosféricas, las cuales internamente, pueden generar ondas oscilatorias amortiguadas con una frecuencia de 5 kHz a 500 kHz, un tiempo de crecimiento menor que 1 μs y valor cresta típicamente limitado a 6kV. - Alta frecuencia de disparos en tiristores - Fallas en cableado e interruptores - Cierres de relés y contactos - Desconexión y arranque de cargas con alto consumo de energía NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 31 7.13.3 Efectos - Degradación o falla inmediata del aislamiento en todas las clases de equipo. - Ruptura del aislamiento en el equipo eléctrico tales como maquinaria rotatoria, transformadores, condensadores, cables, transformadores de tensión y de corriente y demás dispositivos de la subestación. - Degradación lenta y eventual falla del aislamiento, - Decrecimiento de la característica del tiempo medio entre fallas del equipo - Fallas en los componentes de las fuentes de potencia de equipos electrónicos. - Disparos molestos de los variadores de velocidad ajustables. - Daños en discos duros, pérdida de memoria y errores de paridad en PCs. 7.13.4 Metodología de evaluación Para la medición de la onda de tensión y su valor cresta instantáneo debe emplearse un dispositivo con un ancho de banda suficientemente grande comparado a la frecuencia del fenómeno considerado. 7.13.5 Valores de referencia Los valores cresta de las sobretensiones transitorias sobre circuitos abiertos (peor caso) son limitados generalmente a 6 kV dentro de las instalaciones y entre 10 kV y 20 kV externamente. Estos valores son establecidos dependiendo de la tensión de aislamiento de las instalaciones de baja tensión. En la práctica, estos valores son considerablemente reducidos por la presencia de equipo conectado con su dispositivo de conexión. En el caso de conmutación de banco de condensadores en paralelo, una operación frecuente sobre la red, la magnitud de la sobretensión transitoria es típicamente más baja que dos veces la tensión pico línea - tierra del sistema. Este valor puede ser más alto en el caso de reflexiones de onda o resonancias entre el equipo del usuario y el sistema de suministro. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 32 ANEXO A (Informativo) VALORES INDICATIVOS DE SAGS A.1 NORMA SUDAFRICANA - NRS 048-2:1996 Los parámetros que a continuación se indican, fueron pensados para ser aplicados como medidas de la Calidad de la Potencia en el punto de conexión común Los valores indicativos para Sags de tensión son dados en forma de un máximo número de Sags por año para rangos definidos en magnitud y duración designados como categorías “Z”, “T”, “Y”, “S”, y “X”( véase la Figura A.1) S Z T X Y 200 150 600 30001000 0 % 10 % 20 % 60 % 100 % Duración de pendiente (ms) La magnitud de depresión de voltaje (se disminuye debajo del nominal) Figura A.1 Ventana de clasificación de Sags Los valores indicativos para cada categoría son dados a continuación, los cuales son extraídos de la norma sudafricana NRS 048-2:1996: Tabla A.1 Valores indicativos de Sags 1 2 3 4 5 6 Number Dip Network S T X Y Z 6,6 kV a ≤ 44 kV 30 30 100 150 20 6,6 kV a ≤ 44 kV Rural 69 54 215 314 49 > 44 kV a ≤ 132 kV 220 kV a ≤ 765 kV 25 11 25 6 80 45 120 88 16 5 A.2 ESTUDIO EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN (EEPPM E.S.P.) Los valores de frecuencia de Sags de tensión que a continuación se indican, fueron el resultado de una investigación realizada partiendo de una base de datos de aproximadamente 11 años para la red de EEPPM E.S.P. Los resultados de este estudio, se compilaron en un formato similar al utilizado en la norma sudafricana NRS 048-2:1996. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 33 Las principales características del estudio son: - Red analizada: red de EEPPM E.S.P. - Tipo de red: urbana y rural - Área de cobertura: Antioquia - Niveles de tensión: 13,2 kV y 44 kV - Puntos de medición: barrajes de subestación de EEPPM E.S.P. - Método aplicado: simulación estocástica de fallas (pendiente referencia Bollen) Los valores indicativos para Sags de tensión son dados en forma de un máximo número de Sags por barra por año para rangos definidos en magnitud y duración designados como categorías “Z”, “T”, “S”, y “X”( véase la Figura A.3). S Z T X Y 200 150 600 30001000 0 % 10 % 20 % 60 % 100 % Duración de pendiente (ms) La magnitud de depresión de voltaje (se disminuye debajo del nominal) Figura A.2 Ventana de clasificación de Sags Los valores indicativos para cada categoría son dados a continuación: 0 20 150 600 30001000 0 % 10 % 20 % 60 % 100 % La magnitud de depresión de voltaje (se disminuye debajo del nominal) Duración de pendiente (ms) 45 45 300 45375 Figura A.3. Valores indicativos de Sags NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 34 ANEXO B (Informativo) CARTAS DE HUNDIMIENTOS (SAGS) Para explicar mas claramente la elaboración de la carta de hundimientos (Sags), se va ilustrar por medio de un ejemplo como se muestra a continuación: Se determinan los intervalos de la magnitud de tensión entre 0,5 – 0,9 en p.u (intervalos entre los cuales sucedieron los eventos) a partir de los datos que se tomaron. Posteriormente se determinan los límites de duración (en mseg) para cada uno de los análisis, en el caso de la totalidad de los usuarios que presentaron eventos, como se puede apreciar en la Figura B.2, fue de 164 mseg – 6966 mseg. Con límites establecidos, se disponen en una tabla la cantidad de eventos que sucedieron entre estos límites, tanto en tensión como en duración, como se muestra en la Tabla B.1 Tabla B.1. Muestra para el cálculo de los mapas Iso - Sag Duración [mseg] 80 140 200 260 320 380 440 500 1150 3700 7000 Total 0,50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,60 0 0 0 0 0 1 0 2 1 0 0 4 0,65 0 1 1 1 2 0 0 0 2 0 0 7 0,70 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 2 0,75 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0,80 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0,85 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0,90 7 1 2 1 0 0 0 0 3 2 1 17 P ro fu nd id ad [p .u ] Total 10 7 5 3 2 1 0 2 6 2 1 39 En los intervalos de profundidad y duración, se cuentan la cantidad de eventos que cumplen las dos condiciones (menor o igual), y posteriormente se hace una evaluación de probabilidad acumulada en las dos direcciones, y se calculan los porcentajes con respecto al total de eventos. Siguiendo con la tabla anterior, en la tabla se puede observar esta evaluación. Tabla B.2. Muestra de cálculo de probabilidad acumulada en las dos direcciones Duración [mseg] 80 140 200 260 320 380 440 500 1150 3700 7000 0,50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,60 4 4 4 4 4 4 3 3 1 0 0 0,65 11 11 10 9 8 6 5 5 3 0 0 0,70 13 13 12 10 8 6 5 5 3 0 0 0,75 16 15 13 10 8 6 5 5 3 0 0 0,80 20 17 13 10 8 6 5 5 3 0 0 0,85 22 19 13 10 8 6 5 5 3 0 0 Pr of un di da d [p .u ] 0,90 39 29 22 17 1412 11 11 9 3 1 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 35 Tabla B.3. Muestra de cálculo de probabilidad acumulada en las dos direcciones en porcentaje En la figura se explica de manera gráfica el procedimiento a seguir para llegar a la tabla final. Duración [mseg] 80 140 200 260 320 380 440 500 1150 3700 7000 0,50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,60 4 4 4 4 4 4 3 3 1 0 0 0,65 11 11 10 9 8 6 5 5 3 0 0 0,70 13 13 12 10 8 6 5 5 3 0 0 0,75 16 15 13 10 8 6 5 5 3 0 0 0,80 20 17 13 10 8 6 5 5 3 0 0 0,85 22 19 13 10 8 6 5 5 3 0 0 M ag ni tu d [p .u ] 0,90 39 29 22 17 14 12 11 11 9 3 1 Figura B.1. Explicación de la manera de calcular la tabla final para dibujar los mapas Iso Sag A partir de esta evaluación se construye la carta de hundimientos (Sags), el cual se analizará para los eventos tomados como ejemplo. Duración [mseg] 80 140 200 260 320 380 440 500 1150 3700 7000 0,50 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0,55 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0 % 0,60 10 % 10 % 10 % 10 % 10 % 10 % 8 % 8 % 3 % 0 % 0 % 0,65 28 % 28 % 26 % 23 % 21 % 15 % 13 % 13 % 8 % 0 % 0 % 0,70 33 % 33 % 31 % 26 % 21 % 15 % 13 % 13 % 8 % 0 % 0 % 0,75 41 % 38 % 33 % 26 % 21 % 15 % 13 % 13 % 8 % 0 % 0 % 0,80 51 % 44 % 33 % 26 % 21 % 15 % 13 % 13 % 8 % 0 % 0 % 0,85 56 % 49 % 33 % 26 % 21 % 15 % 13 % 13 % 8 % 0 % 0 % Pr of un di da d [p .u ] 0,90 100 % 74 % 56 % 44 % 36 % 31 % 28 % 28 % 23 % 8 % 3 % Duración [mseg] 80 140 200 260 320 380 440 500 1150 3700 7000 Total 0,50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,55 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,60 0 0 0 0 0 1 0 2 1 0 0 4 0,65 0 1 1 1 2 0 0 0 2 0 0 7 0,70 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 2 0,75 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0,80 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0,85 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0,90 7 1 2 1 0 0 0 0 3 2 1 17 M ag ni tu d [p .u ] Total 10 7 5 3 2 1 0 2 6 2 1 39 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 36 En la Figura B.2 se dibuja la carta de hundimientos (Sags) obtenida por medio del procedimiento expuesto anteriormente. Si se observa el límite del 20 %, con respecto a la duración, se dice que el 20 % de los eventos duraron menos de 1 500 mseg y su máxima profundidad fue aproximadamente de 0,63 en p.u. 164 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 0,65 0,6 0,55 0,5 328 492 656 820 984 1148 1312 1500 3700 6966 0% - 20% Duración de sags (mseg) 20% - 40% 40% - 60% 60% - 80% 80% - 100% M ag ni tu d sa gs (p .u ) Figura B.2. Carta de hundimientos (sags) - ejemplo NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 37 ANEXO C (Informativo) EJEMPLOS DE CURVAS DE INMUNIDAD A continuación se indican otras curvas de inmunidad que se pueden utilizar para evaluar perturbaciones de calidad de potencia como Sags (hundimientos), Swells (picos) y sobretensiones transitorias. C.1 CURVA ITI La curva ITI (CBEMA) describe una envolvente de la tensión de alimentación, la cual puede ser típicamente tolerada por la mayoría de Equipos de Tecnología de Información (ETI) es decir que no causa salida de operación de este tipo de equipos. Esta curva no debe ser utilizada para el diseño o especificación de productos o sistemas eléctricos de corriente alterna. Esta curva es aplicable para sistemas eléctricos de tensión nominal de 120 V a 60 Hz. Otras tensiones nominales no son consideradas específicamente y es responsabilidad del usuario determinar la aplicabilidad de esta curva para otras condiciones 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 0,0010 0,01 0,1 1 10 100 ZONA NO SEGURA ZONA NO SEGURA ZONA SEGURA Duración (s) M ag ni tu d (p u) Figura C.1. Curva ITI Al observar la figura anterior se aprecia una zona que está delimitada por dos curvas (superior e inferior). Esta es la zona de operación “segura” del equipo, es decir, la zona en que no se afecta la continuidad del proceso (para combinaciones determinadas de magnitud y duración). Las combinaciones de magnitud y duración que estén por debajo de la curva inferior, se constituyen en los Sags que afectaran la continuidad del proceso. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 38 C.2 COMPARACIÓN DE CURVAS PARA HUNDIMIENTOS (SAGS) Teniendo en cuenta que en la práctica resultaría complejo establecer con exactitud las curvas de inmunidad para diferentes tipos de equipos instalados en clientes residenciales, comerciales e industriales, se hizo una compilación de curvas de inmunidad típicas (equipos eléctricos y electrónicos) más comunes en los sistemas, donde las curvas consideradas fueron: a) curva ITI aplicable a equipos de cómputo, b) la curva SEMI aplicable a semiconductores, c) curvas de lámparas de sodio de alta presión, d) variadores de velocidad y e) controlador lógico programable – PLC, como se muestra en la siguiente figura. 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 1 M ag ni tu d (p u) 1 10 100 1000 0,0167 0,1667 1,6667 16,6667 (ciclos) (s) Curva ITI Curva SEMI Curva Lampara de Na Curva Variador de velocidad Curva Controlador lógico programable Figura No C.2 Comparación de curvas de inmunidad de equipos típicos Las curvas anteriores fueron tomadas de las siguientes referencias: 1) Curva ITIC: IEEE std 1100-2005, Emerald Book, Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment (Revision of IEEE Std 1100-1992) pag 41. 2) Curva SEMI: IEEE std 1100-2005, Emerald Book, Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment (Revision of IEEE Std 1100-1992), pag 45. 3) Curva de PLC: Characterizing the Impact of Power Quality on Programmable Logic Controller with and Without Power-Conditioning Devices. California Energy Commision. Public Interest Energy Research Program. Table 4-1 Voltage Sags Susceptibility Ranking of PLC's Tested. Octubre de 2000. Pag 71. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 39 4) Curva Adjustable-speed Drives: Understanding Pwer Quality Problems. Voltage Sags and Interruptions. Math Bollen. Fig. 5.16 Average Voltage-tolerance Curve for Adjustable- Speed Drives. Pag 270. 5) Curva (High Pressure sodium lamp): Effects of Power Line Voltage Variations on Different Types of 400-W High-Pressure Sodium Ballasts. Douglas s. Dorr, Arshad Mansoor, Allen G. Morinec, James C.Worley. Pages 5. IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 33, no. 2, march/april 1997 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 40 ANEXO D (Informativo) VALORES DE REFERENCIA PARA DETECCIÓN DE HUNDIMIENTOS O ELEVACIONES EN TENSIÓN Es posible utilizar distintas referencias de tensión para detectar hundimientos y elevaciones de tensión, entre las cuales se cuentan utilizar la tensión declarada, y la tensión de referencia deslizante. A continuación se describen algunas características de estas referencias de tensión. D.1 REFERENCIA DE TENSIÓN FIJA En caso de disponer de un valor fijo para detectar los hundimientos o las elevaciones en tensión, este valor debe ser la tensión declarada del punto de conexión común que se está evaluando. Utilizar la tensión declarada para detectar los hundimientos o las elevaciones en tensión es recomendable cuando se pretende evaluar el efecto de tales perturbaciones sobre los equipos de los usuarios, de tal manera es recomendable usar esta referencia de tensión cuando se pretenda detectar hundimientos y las elevaciones de tensión en sistemas de media y baja tensión. Cuando se usa esta referencia de tensión, la tensión residual del hundimiento o la magnitud de la elevación se puede almacenar en valores absolutos (voltios) o relativos (en porcentaje o en por unidad con respecto a la tensión declarada). D.2 TENSIÓN DE REFERENCIA DESLIZANTE La tensión de referencia deslizante se puede usar como referencia para la detección de hundimientos y elevaciones en tensión un valor calculado continuamente sobre un intervalo de tiempo determinado, conel fin de representar el valor de tensión inmediatamente anterior a la ocurrencia del hundimiento o de la elevación. El intervalo de tiempo debe ser mayor que la duración del hundimiento o de la elevación. Esta referencia de tensión se usa principalmente en sistemas de transmisión, en los cuales las tensiones de los distintos puntos del sistema pueden diferir de sus tensiones declaradas o sus tensiones nominales. No es recomendable usar este tipo de referencia de tensión para sistemas de media y baja tensión. La tensión de referencia deslizante se calcula de la siguiente forma: ( ) ( ) ( )rmsRDRD VnVxnV 12/103003,019967,0 x+−= en donde )(nVRD valor actual de la tensión de referencia deslizante )1( −nVRD valor previo de la tensión de referencia deslizante rmsV )12/10( valor eficaz de tensión más reciente medido sobre una ventana de 12 ciclos NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 41 El valor inicial de la tensión de referencia deslizante, cuando se inicia la detección de hundimientos o las elevaciones es la tensión declarada. En caso de usarse la tensión de referencia deslizante para detectar hundimientos o elevaciones en tensión, es necesario registrar la tensión residual o la magnitud, respectivamente, en valores absolutos (voltios). NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 42 ANEXO E (Informativo) EJEMPLO DE EVALUACIÓN DE ARMÓNICOS EN CORRIENTE A continuación se presenta un ejemplo numérico del cálculo del indicador de TDD en un punto del sistema (se toman solo 6 h para efectos prácticos, sin embargo se deben tomar 168 h correspondientes a una semana de acuerdo con la metodología de evaluación). Información entregada por el equipo Cálculos Hora Irms a Irms b Irms c I1a I1b I1c THDa THDb THDc TDDa TDDb TDDc 0:00:00 358,5 332,7 337,3 304,7 246,2 303,5 4,2% 5,1% 8,5% 2,8% 2,7% 5,6% 0:10:00 443,7 320,5 369,0 377,2 237,1 332,1 6,4% 6,2% 5,0% 5,2% 3,2% 3,6% 0:20:00 419,8 328,7 431,7 356,8 243,2 388,6 4,8% 8,7% 7,0% 3,7% 4,5% 5,8% 0:30:00 360,6 366,2 438,5 306,5 271,0 394,6 5,8% 7,3% 4,1% 3,8% 4,2% 3,5% 0:40:00 378,8 334,5 366,6 322,0 247,6 329,9 5,3% 6,9% 5,0% 3,7% 3,7% 3,5% 0:50:00 434,0 324,3 395,1 368,9 240,0 355,6 7,4% 8,9% 8,1% 5,8% 4,6% 6,2% 1:00:00 457,1 404,3 340,5 388,5 299,2 306,5 7,0% 5,1% 4,8% 5,8% 3,2% 3,1% 1:10:00 398,1 328,7 377,3 338,4 243,2 339,6 5,9% 4,8% 2,3% 4,3% 2,5% 1,7% 1:20:00 438,6 397,3 351,6 372,8 294,0 316,4 4,4% 6,4% 6,9% 3,5% 4,0% 4,7% 1:30:00 428,1 366,2 368,8 363,9 271,0 331,9 7,5% 5,0% 3,3% 5,9% 2,9% 2,4% 1:40:00 385,0 359,6 382,9 327,3 266,1 344,6 4,7% 6,4% 4,3% 3,3% 3,7% 3,2% 1:50:00 381,8 376,8 382,5 324,5 278,8 344,2 5,0% 8,5% 7,0% 3,5% 5,1% 5,2% 2:00:00 340,4 340,4 464,1 289,4 251,9 417,7 5,8% 5,1% 7,5% 3,6% 2,7% 6,8% 2:10:00 345,8 379,4 327,9 293,9 280,8 295,1 4,5% 4,9% 4,4% 2,9% 3,0% 2,8% 2:20:00 375,9 307,8 406,4 319,5 227,7 365,8 4,7% 6,4% 2,4% 3,3% 3,1% 1,9% 2:30:00 416,9 336,5 336,2 354,4 249,0 302,6 5,2% 7,7% 2,7% 4,0% 4,1% 1,7% 2:40:00 354,5 357,1 374,5 301,4 264,3 337,0 7,6% 7,5% 8,6% 4,9% 4,2% 6,3% 2:50:00 459,2 371,3 336,7 390,3 274,8 303,0 5,2% 8,5% 5,6% 4,4% 5,0% 3,7% 3:00:00 451,8 349,7 417,9 384,0 258,8 376,1 6,1% 5,0% 4,1% 5,0% 2,8% 3,3% 3:10:00 353,6 377,6 406,2 300,6 279,4 365,6 4,7% 7,3% 8,8% 3,1% 4,4% 6,9% 3:20:00 352,6 359,9 363,3 299,7 266,3 327,0 5,9% 7,9% 8,2% 3,8% 4,5% 5,8% 3:30:00 352,9 331,6 448,6 300,0 245,4 403,7 4,9% 6,6% 5,7% 3,2% 3,5% 4,9% 3:40:00 377,4 413,3 384,3 320,8 305,8 345,9 6,3% 7,5% 9,0% 4,3% 4,9% 6,7% 3:50:00 436,7 337,2 359,2 371,2 249,5 323,3 4,9% 4,3% 7,8% 3,9% 2,3% 5,4% 4:00:00 452,4 345,1 395,9 384,5 255,4 356,3 4,6% 5,4% 3,2% 3,8% 2,9% 2,4% 4:10:00 358,5 346,0 414,1 304,7 256,0 372,7 5,3% 8,8% 6,3% 3,5% 4,8% 5,0% 4:20:00 439,6 354,8 439,2 373,7 262,5 395,2 7,5% 8,9% 8,3% 6,0% 5,0% 7,0% 4:30:00 457,3 355,4 327,0 388,7 263,0 294,3 4,1% 4,4% 5,7% 3,4% 2,5% 3,6% 4:40:00 437,3 323,1 442,2 371,7 239,1 398,0 6,2% 6,2% 8,2% 5,0% 3,2% 7,0% 4:50:00 431,2 345,8 464,4 366,5 255,9 417,9 5,3% 5,0% 6,7% 4,2% 2,7% 6,0% 5:00:00 341,1 337,5 465,4 290,0 249,7 418,9 6,6% 4,5% 8,6% 4,1% 2,4% 7,7% 5:10:00 342,1 411,1 416,8 290,8 304,2 375,2 7,0% 6,7% 2,7% 4,4% 4,4% 2,2% 5:20:00 396,8 303,9 451,1 337,3 224,9 406,0 4,1% 6,5% 5,7% 2,9% 3,2% 5,0% 5:30:00 401,7 307,6 395,0 341,4 227,6 355,5 4,4% 7,8% 6,5% 3,2% 3,8% 5,0% 5:40:00 347,4 394,0 327,5 295,3 291,6 294,8 4,7% 7,1% 3,0% 3,0% 4,5% 1,9% 5:50:00 451,8 304,7 461,8 384,1 225,5 415,6 5,7% 8,1% 3,6% 4,7% 3,9% 3,2% 6:00:00 441,1 313,3 437,3 375,0 231,8 393,6 4,6% 7,9% 7,6% 3,7% 3,9% 6,5% Máx 459,21 413,30 465,44 390,33 305,85 418,89 TDDa TDDb TDDc IL 465,44 Percentiles 95 % 5,85 % 5,02 % 7,01 % NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 43 El máximo percentil de las tres fases (en este caso 7,01 %) es comparado con el valor de referencia, de acuerdo con la relación Isc/IL en el punto de conexión común. Para realizar el cálculo del TDD, se debe utilizar cualquiera de las siguientes expresiones: LI i 1I iTHD=TDD (E.1) 2 iL i RMS ii THD+1I I THD=TDD (E.2) en donde iTHD es el i-ésimo valor de THD iTDD es el i-ésimo valor de TDD LI es la corriente de demanda máxima iI1 es la componente fundamental de la i-ésima corriente medida i RMSI es la i-ésima corriente eficaz medida Para una mayor claridad en el procedimiento a seguir para el cálculo del indicador TDD, a continuación se presentan los cálculos realizados en la tabla anterior. Teniendo como base las mediciones realizadas en el sitio bajo estudio, se asume que el equipo de registro entrega dentro de sus mediciones, los valores de corriente rms en cada una de las fases, la magnitud de la corriente fundamental en cada una de las fases, y el valor de distorsión total armónica en cada una de las fases, estos valores corresponden a las columnas 2 a la 10 de la tabla anterior, en esta tabla se muestran los valores registrados por un equipo de monitoreo para un periodo de 6 h, en intervalos de agregación de 10 min, en penúltima fila de esta misma tabla se encuentra el valor máximo para los valores de corriente rms y corriente fundamental para cada una de las fases, ahora, teniendo en cuenta la definición de corriente de demanda máxima, del numeral 6.10.4 de esta norma, se encuentra que el valor máximo de corriente rms registrado durante el periodo de medición es el ocurrido en la fase C a las 5:00:00, con un valor de 465,44 A. este valor, por lo tanto, es el valor de corriente de demanda máxima para el sitio de medición. Ahora, determinado este valor, es posible determinar el índice de distorsión total de la demanda TDD, para esto recurrimos a la expresión: L i I I THDTDD 1= por ejemplo, en la primera fila el primer valor registrado por el equipo de medida, a las 0:00:00 puede calcularse que el valor de TDD es: 75,2 44,465 7,304 2,4 =×=aTDD NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 44 De igual forma esta valor puede ser determinado para las demás fases y demás tiempos de registro. Si el equipo de monitoreo dispuesto para el caso de estudio no tiene la opción de registro del valor de la corriente fundamental, puede entonces emplearse la expresión (E.2), que relaciona el valor de TDD con los valores de corriente de demanda máxima, el valor de THD y el valor de eficaz de corriente. El siguiente ejemplo muestra cual es el valor de distorsión total de la demanda para una carga específica en un sitio de medición determinado, teniendo en cuenta los límites recomendados por la norma IEEE-519-1992. Sea un sitio de evaluación en el que se tiene un transformador trifásico para alimentación de la carga, y en este sitio de medición se conoce también la corriente de corto circuito disponible: Corriente Nominal [A] transformador Zcc[%] transformador Isc [kA] disponible 300,71 6 5,012 Si la carga bajo estudio exige al transformador una corriente, por ejemplo, del 10 % de la corriente nominal,entonces podemos encontrar la relación entre la corriente de carga y la corriente de corto circuito disponible, así: 67166= 10×71300 5012 = , ,,L SC I I Para este valor de relación de corriente de carga y la corriente de corto circuito disponible, se tiene un límite máximo de TDD de 15 %. En la siguiente tabla se encuentra el anterior ejercicio aplicado desde un 1 % hasta el 100 % de la corriente nominal del transformador que alimenta la carga bajo estudio. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 45 IL [A] IL [%] Isc / IL TDD 3,01 1,00 % 1666,67 20 6,01 2,00 % 833,33 15 9,02 3,00 % 555,56 15 12,03 4,00 % 416,67 15 15,04 5,00 % 333,33 15 18,04 6,00 % 277,78 15 21,05 7,00 % 238,1 15 24,06 8,00 % 208,33 15 27,06 9,00 % 185,19 15 30,07 10,00 % 166,67 15 33,08 11,00 % 151,52 15 36,09 12,00 % 138,89 15 39,09 13,00 % 128,21 15 42,1 14,00 % 119,05 15 45,11 15,00 % 111,11 15 48,11 16,00 % 104,17 15 51,12 17,00 % 98,04 12 54,13 18,00 % 92,59 12 57,14 19,00 % 87,72 12 60,14 20,00 % 83,33 12 63,15 21,00 % 79,37 12 66,16 22,00 % 75,76 12 69,16 23,00 % 72,46 12 72,17 24,00 % 69,44 12 75,18 25,00 % 66,67 12 78,19 26,00 % 64,1 12 81,19 27,00 % 61,73 12 84,2 28,00 % 59,52 12 87,21 29,00 % 57,47 12 90,21 30,00 % 55,56 12 93,22 31,00 % 53,76 12 96,23 32,00 % 52,08 12 99,23 33,00% 50,51 12 102,24 34,00 % 49,02 8 105,25 35,00 % 47,62 8 108,26 36,00 % 46,3 8 111,26 37,00 % 45,05 8 114,27 38,00 % 43,86 8 117,28 39,00 % 42,74 8 120,28 40,00 % 41,67 8 123,29 41,00 % 40,65 8 126,3 42,00 % 39,68 8 129,31 43,00 % 38,76 8 132,31 44,00 % 37,88 8 135,32 45,00 % 37,04 8 138,33 46,00 % 36,23 8 141,33 47,00 % 35,46 8 144,34 48,00 % 34,72 8 147,35 49,00 % 34,01 8 150,36 50,00 % 33,33 8 153,36 51,00 % 32,68 8 156,37 52,00 % 32,05 8 159,38 53,00 % 31,45 8 Continúa . .. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 46 Final IL [A] IL [%] Isc / IL TDD 162,38 54,00 % 30,86 8 165,39 55,00 % 30,3 8 168,4 56,00 % 29,76 8 171,41 57,00 % 29,24 8 174,41 58,00 % 28,74 8 177,42 59,00 % 28,25 8 180,43 60,00 % 27,78 8 183,43 61,00 % 27,32 8 186,44 62,00 % 26,88 8 189,45 63,00 % 26,46 8 192,46 64,00 % 26,04 8 195,46 65,00 % 25,64 8 198,47 66,00 % 25,25 8 201,48 67,00 % 24,88 8 204,48 68,00 % 24,51 8 207,49 69,00 % 24,15 8 210,5 70,00 % 23,81 8 213,51 71,00 % 23,47 8 216,51 72,00 % 23,15 8 219,52 73,00 % 22,83 8 222,53 74,00 % 22,52 8 225,53 75,00 % 22,22 8 228,54 76,00 % 21,93 8 231,55 77,00 % 21,65 8 234,56 78,00 % 21,37 8 237,56 79,00 % 21,1 8 240,57 80,00 % 20,83 8 243,58 81,00 % 20,58 8 246,58 82,00 % 20,33 8 249,59 83,00 % 20,08 8 252,6 84,00 % 19,84 5 255,61 85,00 % 19,61 5 258,61 86,00 % 19,38 5 261,62 87,00 % 19,16 5 264,63 88,00 % 18,94 5 267,63 89,00 % 18,73 5 270,64 90,00 % 18,52 5 273,65 91,00 % 18,32 5 276,66 92,00 % 18,12 5 279,66 93,00 % 17,92 5 282,67 94,00 % 17,73 5 285,68 95,00 % 17,54 5 288,68 96,00 % 17,36 5 291,69 97,00 % 17,18 5 294,7 98,00 % 17,01 5 297,7 99,00 % 16,84 5 300,71 100,00 % 16,67 5 NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 47 A continuación se muestra una gráfica de la anterior información: 1,00% 13,00% 25,00% 37,00% 49,00% 61,00% 73,00% 85,00% 97,00% 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Iso / IL TDD La siguiente gráfica muestra los valores de TDD calculados para una medición en campo usando las expresiones anteriores. Se muestra también el perfil de THD con el cual se puede apreciar las diferencias entre los valores de THD y TDD (para una de las fases). 0 50 100 150 200 250 70 60 50 40 30 20 10 0 (% ) TDD THD Para realizar la evaluación con respecto a los límites de norma, se debe calcular el percentil 95 % de los valores de TDD calculados. La gráfica siguiente ilustra la función de densidad de probabilidad extraída de los datos de TDD y su respectiva función de probabilidad acumulada. En la gráfica se resalta el rango de valores de TDD alrededor del percentil 95 %. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 48 1,1 Probabilidad acumulada Densidad 120,0 % 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % 2,5 3,8 5,1 95 % 7,8 9,1 10,4 11,7 13,1 14,4 15,7 17,0 18,4 19,7 21,0 P ro ba bi lid ad (% ) 25,0 % 20,0 % 15,0 % 10,0 % 5,0 % 0,0 % TDD (%) D en si da d (% ) Los valores de las distribuciones de probabilidad mostrados en la gráfica se relacionan a continuación: Valor de TDD [%] Densidad de probabilidad [%] Probabilidad acumulada [%] 1,1 0,4 % 0,4 % 2,5 15,5 % 15,9 % 3,8 8,4 % 24,3 % 5,1 3,8 % 28,0 % 6,4 2,9 % 31,0 % 7,8 4,2 % 35,1 % 9,1 2,5 % 37,7 % 10,4 1,3 % 38,9 % 11,7 5,4 % 44,4 % 13,1 6,3 % 50,6 % 14,4 4,2 % 54,8 % 15,7 20,1 % 74,9 % 17,0 18,8 % 93,7 % 18,4 3,8 % 97,5 % 19,7 1,3 % 98,7 % 21,0 1,3 % 100,0 % El percentil 95 % es el valor de la variable, en este caso TDD, para el cual el 95 % de los datos tienen valores inferiores o iguales a dicho valor. El percentil 95 % se encuentra entre los valores de 17,0 % y 18,4 % de TDD, realizando interpolación se encuentra que el percentil es aproximadamente 17,49 %. Es decir que durante el 95 % del tiempo se espera que el TDD sea inferior o igual a 17,49 % en ese punto del sistema. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 49 ANEXO F (Informativo) INDICADORES ADICIONALES DE CALIDAD DE ENERGÍA EN EL USUARIO FINAL A continuación se presentan indicadores de calidad de energía, que hacen relación a perturbaciones adicionales, las cuales afectan la calidad de la energía y que dan cuenta del estado o del diseño de las instalaciones eléctricas internas, cuyo mal estado es uno de las principales causas de una mala calidad de la potencia. F.1 EVALUACIÓN DE CORRIENTE RMS F.1.1 Metodología de evaluación Para realizar la evaluación de armónicos en corriente, es necesario medir el valor eficaz de la corriente por cada fase durante el mismo periodo de medida utilizado para el registro de armónicos en corriente. El cual debe ser también de una semana con tiempos un periodo de agregación de diez (10) min. F.2 DESBALANCE EN CORRIENTE F.2.2 Descripción Este índice caracteriza la magnitud y asimetría del ángulo de fase de las corrientes trifásicas en operación de estado estable. El factor de desbalance en corriente es definido usando la teoría de componentes simétricas, como la relación entre la componente de secuencia negativa de la corriente y la componente de secuencia positiva. F.2.3 Causas - Carga desbalanceada en instalaciones eléctricas de usuarios. - Desbalances en tensión en la red de distribución. - Fuentes de generación en el usuario con características desbalanceadas o con funcionamiento anormal. - Asimetrías en las impedancias de línea. - Presencia de armónicos en corriente F.2.4 Efectos Entre los principales efectos del desbalance en corriente se tienen: - Desbalances en tensión que puedan afectar el suministro a otro usuario en la red de distribución. - Descompensación en la cargabilidad de circuitos. - En condiciones críticas disparo de protecciones. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 50 - Mayores pérdidas en los circuitos al exceder capacidades de conductores. - Elevación del potencial de neutro, debido al aumento de corriente por este conductor. F.2.5 Metodología de Evaluación: El factor de desbalance en corriente es definido usando la teoría de componentes simétricas, como la relación entre la componente de secuencia negativa de la corriente y la componente de secuencia positiva. El desbalance de corriente será evaluado usando intervalos de tiempo de un periodo de agregación de 10 min con muestreo de 12 ciclos. a) El periodo de observación será de una semana para el caso de evaluaciones contractuales. b) El periodo de observación será de por lo menos un ciclo de trabajo para diagnósticos o para análisis estadísticos. El desbalance encorriente se evalúa tomando la relación de corriente de secuencia negativa contra corriente de secuencia positiva. F.2.6 Valor de referencia Bajo condiciones de operación normal, se recomienda que el desbalance en corriente debe cumpla con los valores objetivo dados a continuación durante el 95 % del tiempo: Tensión > 62 kV Desbalance en corriente ≤ 5 %. Tensión ≤ 62 kV Desbalance en corriente ≤ 20 % (IEEE 446 1995 Orange Book) F.3 FACTOR DE POTENCIA F.3.1 Descripción El factor de potencia es la relación entre la potencia útil (activa) consumida por un circuito o carga y la potencia aparente de éste, la cual corresponde a la máxima potencia que se puede consumir o suministrar a un circuito, dados unos valores eficaces de tensión y de corriente. El factor de potencia puede ser inductivo o capacitivo dependiendo de la condición de consumo o suministro de potencia reactiva, en el primer caso el factor de potencia será positivo y en el segundo caso será negativo. F.3.2 Causas - Exceso de demanda de potencia reactiva, en las instalaciones de un usuario o un conjunto de usuarios como motores, hornos de inducción, etc. - Exceso de suministro de potencia reactiva en el caso de sobredimensionamiento en bancos de condensadores en las instalaciones de un usuario, conjunto de usuarios o en la red de distribución. F.3.3 Efectos - Excesos de cargabilidad en conductores. NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5001 51 - Incremento de pérdidas en líneas y redes. - Resonancias serie o paralelo. - Problemas de regulación en tensión. F.3.4 Metodología de evaluación El factor de potencia será evaluado usando intervalos de tiempo de periodos de agregación de 10 min con muestreo de 12 ciclos. a) El período de observación será de una semana para el caso de evaluaciones contractuales. b) El período de observación será de por lo menos un ciclo de trabajo para diagnósticos o para fines estadísticos. El factor de potencia se evalúa tomando la relación entre la potencia activa trifásica y la potencia aparente trifásica y discriminando los casos en que este factor es inductivo o capacitivo. F.3.5 Valores de referencia Bajo condiciones de operación normal, el factor de potencia debe permanecer durante el 95 % conjuntamente entre 0,9 y 1 para factor de potencia inductivo y entre 0,9 y 1 para factor de potencia capacitivo. De tal forma que el ángulo θ del diagrama de potencias se encuentre durante el 95 % del tiempo entre -25º y 25º. F.P. cos θ Valores límite: -25° < θ < 25° + 25° - 25° Potencia Reactiva Potencia
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