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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

AYALA ANDRÉS GUERRÓN STEPHANY GUERRÓN JAVIER NUÑEZ LEONARDO TREJO ALEJANDRO

GRUPO-6.

GR1. TUTOR: ING. GABRIEL SALAZAR PH.D

TRABAJO FINAL 2DO BIMESTRE “CAMPAÑA DE MEDICIÓN DE CALIDAD DEL PRODUCTO EN EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN”

9-8-2018 0

ÍNDICE INTRODUCCIÓN....................................................................................................................... 3 1. SELECCIONAR ADECUADAMENTE LOS SITIOS A SER MEDIDOS. ................... 3 1.1. Monitoreo. ........................................................................................................................ 3 1.2. Monitoreo para caracterizar el rendimiento del sistema. ............................................ 4 1.3. Monitoreo para caracterizar los problemas específicos. .............................................. 4 1.4. Monitoreo como parte del mantenimiento predictivo. ................................................. 4 2. DURACIÓN DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN. ......................................................... 4 2.1. Subetapa 1. ....................................................................................................................... 5 2.2. Subetapa 2. ....................................................................................................................... 5 2.3. Nivel de voltaje. ............................................................................................................... 5 2.4. Perturbaciones. ................................................................................................................ 5 2.4.1. Parpadeo (Flicker). ................................................................................................... 5 2.4.2. Armónicos. ................................................................................................................. 5 2.5. Factor de potencia. .......................................................................................................... 6 2.6. Clases de rendimiento de medición. ............................................................................... 6 2.6.1. Rendimiento de Clase A. .......................................................................................... 6 2.6.2. Rendimiento de Clase B. ........................................................................................... 6 2.7. Agregación de medición en intervalos de tiempo. ........................................................ 6 2.7.1. Para el rendimiento de clase A. ................................................................................ 6 2.7.2. Para el rendimiento clase B. ..................................................................................... 7 2.8. Algoritmo de agregación de medición. .......................................................................... 7 2.8.1. Agregación de ciclo. .................................................................................................. 7 2.8.2. De la agregación de ciclo a reloj de tiempo. ............................................................. 7 2.8.3. Agregación de reloj de tiempo. ................................................................................. 7 2.9. Incertidumbre del reloj horario. .................................................................................... 7 2.9.1. Para el rendimiento de clase A. ................................................................................ 7 2.9.2. Para el rendimiento clase B. ..................................................................................... 8 2.10. Pautas para aplicaciones contractuales de medidas de calidad de energía. ............. 8 2.10.1. Frecuencia de potencia. .......................................................................................... 8 2.10.2. Magnitud de la tensión de suministro. ................................................................... 8 2.10.3. Flicker. ..................................................................................................................... 8 2.10.4. Sag/Swells de voltaje. .............................................................................................. 8 2.10.5. Interrupciones de voltaje. ........................................................................................ 8 2.10.6. Desbalance de Voltaje. ............................................................................................ 9 2.10.7. Voltajes armónicos. ................................................................................................. 9 2.10.8. Voltajes Interarmónicos. ......................................................................................... 9 3. SELECCIONAR LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN ADECUADOS. ................................. 9 1

3.1. Analizadores de Perturbaciones. .................................................................................... 9 3.2. Analizador de Armónicos. .............................................................................................. 9 3.3. Instrumentos combinados (analizadores de redes). ................................................... 10 3.4. Voltímetros. .................................................................................................................... 12 3.4.1. Voltímetros Electromecánicos. ............................................................................... 12 3.4.2. Voltímetros Electrónicos. ........................................................................................ 12 3.4.3. Voltímetros Vectoriales. .......................................................................................... 12 3.4.4. Voltímetros Digitales. .............................................................................................. 12 3.4.5. Voltímetro con conexión a tierra. ........................................................................... 12 3.5. Analizador de Fallas. ..................................................................................................... 13 3.6. Marcas de analizadores. ................................................................................................ 14 3.6.1. Powerpad modelo 3945. .......................................................................................... 14 3.6.2. Dataview. Pro. ......................................................................................................... 14 3.7. Otro Tipo de Analizadores. .......................................................................................... 14 3.7.1. PQ1000 y PQ1000V. ................................................................................................ 14 3.7.2. PQ500. ..................................................................................................................... 15 3.7.3. ECA-PQ1 (eq. RES4R32A-BPRE). ........................................................................ 15 3.7.4. ECA-313. ................................................................................................................. 15 3.7.5. ZN1000 (Simulador de impedancia normalizada). ................................................ 15 4. CONEXIÓN ADECUADA. ................................................................................................. 15 4.1. Condiciones ambientales adecuadas para una correcta operación. .......................... 16 4.2. Precauciones al momento de la instalación de los equipos de medición. .................. 16 4.2.1. Cables de prueba. .................................................................................................... 16 4.2.2. Cables de prueba de voltaje y corriente. ................................................................. 17 4.2.3. Protección de piezas activas. ................................................................................... 17 4.2.4. Ubicación del equipo de medición. ......................................................................... 17 4.2.5. Puesta a tierra. ......................................................................................................... 17 4.2.6. Interferencia. ........................................................................................................... 18 5. ANÁLISIS ADECUADO DE DATOS. ............................................................................... 18 5.1. Tensión Característica. ................................................................................................. 18 5.2. Registros NO válidos. .................................................................................................... 18 5.3. Mediciones NO válidas. ................................................................................................. 18 5.4. Registro de medición de energía nulo. ......................................................................... 19 5.5. Registros válidos. ........................................................................................................... 19 5.6. Valores fuera de tolerancia. .......................................................................................... 19 5.7. Rangos de magnitudes de influencia. ........................................................................... 19 BIBLIOGRAFÍA. ..................................................................................................................... 20

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INTRODUCCIÓN En la ciudad de Quito, la empresa distribuidora encargada es la “Empresa Eléctrica Quito”, y dentro de esta empresa se tiene el “DCPT” (Departamento de Control de Calidad de Producto y Pérdidas Técnicas), los encargados de este departamento son quienes llevan a cabo la elaboración y la ejecución de las campañas de medición de calidad del producto de dicha empresa distribuidora. Su misión es: Obtener y analizar la información para la emisión de datos hacia otras áreas de la Empresa, con la finalidad de detectar las pérdidas técnicas en los transformadores de media y baja tensión y emitir la respectiva solución para cada problema que se presentare. [1] Sus funciones son          

Considerar las distintas pérdidas que se dan a nivel de Subestaciones hacia los Primarios de Distribución. Analizar los distintos tipos de pérdidas en media tensión sin importar el nivel de operación Analizar los distintos tipos de pérdidas en baja tensión sin importar el nivel de operación. Mantener las bases de datos técnicas e informáticas depuradas y actualizadas para uso Emitir informes del estado de funcionamiento a nivel de media y baja tensión. Mantener los equipos de medición en perfecto estado y propender a realizar análisis de índice avanzado. Poseer itinerarios sobre avances de proyectos dentro del área. Coordinar tareas para incluir en las normas preestablecidas. Cumplir con las demás funciones que le sean asignadas por el Director de Distribución en el ámbito de su competencia.

Los siguientes aspectos son los que se deben tener en cuenta en una campaña de medición. I. II. III. IV. V.

SELECCIONAR ADECUADAMENTE LOS SITIOS A SER MEDIDOS. DURACIÓN DE LA CAMPAÑA ADECUADA. SELECCIONAR LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN ADECUADOS. CONECTAR ADECUADAMENTE LOS EQUIPOS SELECCIONADOS. ANÁLISIS ADECUADO DE LOS DATOS OBTENIDOS.

Estos 5 aspectos son desarrollados a continuación con el fin de comprender cada uno de ellos

1. SELECCIONAR ADECUADAMENTE LOS SITIOS A SER MEDIDOS. La metodología propuesta este proyecto se realiza teniendo en cuenta normas y estándares nacionales e internacionales.

1.1. Monitoreo. El monitoreo, recopilación y análisis de datos en las mediciones de calidad de potencia eléctrica nacen de la necesidad de controlar y mejorar el rendimiento en el sistema de energía. Los sistemas de generación, transmisión, comercialización y usuarios poseen equipos sensibles a las perturbaciones eléctricas que requieren un cuidado especial por su operación o información. Por esta razón, las empresas comercializadoras de energía eléctrica han implementado programas y rutinas de monitoreo constante de la calidad de potencia eléctrica. 3

Esta parte del proyecto se describen los pasos a seguir para realizar una correcta y acertada medición, es decir el paso a paso del monitoreo y recopilación de datos. Entre los cuales están los objetivos, procedimientos, selección del instrumento, métodos y normas para la medición y vigilancia de CEL.

1.2. Monitoreo para caracterizar el rendimiento del sistema. Un operador de red eléctrica puede tener como objetivo principal al momento de realizar un chequeo del estado de la red, con el fin verificar el rendimiento de su sistema; este monitoreo sirve para determinar si está cumpliendo con las necesidades de sus clientes. También entender el comportamiento de la red en cuanto a calidad de la energía se refiere, el OR puede identificar rápidamente los problemas y puede ofrecer información a sus clientes para ayudarles a adaptarse a las características de sus equipos sensibles con características realistas de las perturbaciones presentes en el sistema.

1.3. Monitoreo para caracterizar los problemas específicos. Muchos departamentos de mantenimiento de plantas industriales buscan resolver problemas de calidad de energía eléctrica mediante la realización de monitoreo a corto plazo en los lugares específicos o con cargas difíciles. Se trata de un modo correctivo de monitoreo de calidad de potencia, pero con frecuencia identifica la perturbación y la causa, que es el primer paso a una solución.

1.4. Monitoreo como parte del mantenimiento predictivo. Algunas empresas realizan monitoreo de calidad de energía eléctrica como mantenimiento predictivo para sus equipos, con el objetivo principal de evitar fallas en su proceso de producción. Los datos suministrados por un analizador de red conectado a un sistema pueden evitar fallas en los equipos eléctricos y electrónicos como motores, transformadores, protecciones eléctricas y hasta las mismas cargas no lineales presentes en el sistema. Datos como cantidad de armónicos, desbalances de tensión y variaciones de tensión presentes en el sistema. El actuar preventivamente en los equipos puede significar para cualquier usuario o los mismos OR un ahorro de dinero, así como también seguridad y confiabilidad en la red eléctrica.

2. DURACIÓN DE LA CAMPAÑA DE MEDICIÓN.

SEGÚN REGULACIÓN CONELEC 004-01 Con el fin de permitir a las empresas distribuidoras adaptarse a las exigencias de calidad, la aplicación de una campaña de medición tiene 2 subetapas en donde, la subetapa 1 tiene una duración de 24 meses mientras que la subetapa 2 tendrá su inicio a la finalización de la subetapa 1, con una duración indefinida. El período de control se efectúa de forma anual, por lo tanto, las empresas distribuidoras presentarán informes anuales al CONELEC (ahora MEER), especificando las interrupciones y los índices de control resultantes.

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2.1. Subetapa 1. Durante la subetapa 1, se efectuarán controles en función de índices globales para el distribuidor, discriminando por empresa y por alimentador de media tensión. El levantamiento de información y cálculo se efectuará de tal forma que los indicadores determinados representen en la mejor forma posible el tiempo total de las interrupciones que afecten a los consumidores. En esta misma etapa cuya duración se ha mencionado es de 24 meses, se computarán las interrupciones originadas en la red de Bajo Voltaje que queden cerradas en la misma, en otras palabras, aquellas que no producen la salida del servicio de un centro de transformación MV/BV al que forman parte. Para efectos de control, la empresa distribuidora entregará informes mensuales al MEER con información como los registros de interrupciones ocurridas durante ese mes, cantidad y potencia de los transformadores que cada alimentador de media tensión tiene instalado y el valor de los índices que se obtengan.

2.2. Subetapa 2. En la subetapa 2 los indicadores se calcularán a nivel de consumidor, de forma tal de determinar la cantidad de interrupciones y la duración total de cada una de ellas que afecten a cada consumidor. Ahora bien, de la lista de fenómenos perturbadores del sistema eléctrico, el marco regulatorio ecuatoriano considera según la Regulación Conelec 004-001 “Calidad de Servicio Eléctrico de Distribución”, que los siguientes son aquellos que se deben medir, cuya duración es la indicada en cada uno a detalle.

2.3. Nivel de voltaje. Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará a lo largo de un período no menor a 7 días consecutivos, en intervalos de medición de 10 minutos. Simultáneamente con el registro de voltaje se deberá medir a la par, la energía entregada, con el fin de conocer aquella que resulta suministrada en malas condiciones de calidad.

2.4. Perturbaciones. 2.4.1. Parpadeo (Flicker). Para cada mes, el registro en cada punto de medición se efectuará a lo largo de un período no menor a 7 días consecutivos, en intervalos de medición de 10 minutos.

2.4.2. Armónicos. En cada punto de medición para cada mes, el registro se deberá efectuar a lo largo de un período no menor a 7 días consecutivos, en intervalos de medición de 10 minutos. Con el fin de ubicar de forma más eficiente los medidores de distorsión armónica, se efectuarán mediciones de monitoreo armónicas a la par (es decir al mismo tiempo) con las mediciones de voltaje mencionadas anteriormente.

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2.5. Factor de potencia. Por último, se deberán efectuar registros del factor de potencia cada mes, en el 2% del número de consumidores servidos en AV y MV, dichas mediciones se harán mediante registros en períodos de 10 minutos con régimen de funcionamiento y cargas normales por un tiempo al igual que los demás de no menor a 7 días consecutivos.

En todos los casos, antes de realizar las mediciones de los puntos seleccionados, la empresa eléctrica distribuidora deberá notificar al CONELEC (ahora MEER), por lo menos 2 meses antes de efectuar las mediciones. [2]

SEGÚN NORMA IEEE 61000-4-30 2.6. Clases de rendimiento de medición. De acuerdo con la norma IEEE 61000-4-30, para cada parámetro medido, se definen dos clases de rendimiento de medición.

2.6.1. Rendimiento de Clase A. Esta clase de rendimiento se utiliza cuando se requieren mediciones precisas, por ejemplo, para aplicaciones contractuales, verificación del cumplimiento de normas, resolución de disputas, etc. Cualquier medición de un parámetro realizada con dos instrumentos diferentes que cumplan con los requisitos de la clase A, al medir las mismas señales, producirán resultados coincidentes dentro de la incertidumbre especificada. Para garantizar que se produzcan resultados de coincidencia, el instrumento de rendimiento clase A requiere una característica de ancho de banda y una frecuencia de muestreo suficiente para la incertidumbre especificada de cada parámetro.

2.6.2. Rendimiento de Clase B. Esta clase de rendimiento se puede usar para encuestas estadísticas, aplicaciones de solución de problemas y otras aplicaciones donde no se requiere baja incertidumbre.

2.7. Agregación de medición en intervalos de tiempo. 2.7.1. Para el rendimiento de clase A. El intervalo de tiempo de medición básico para las magnitudes de los parámetros (tensión de alimentación, armónicos, interarmónicos y desequilibrio) será un intervalo de tiempo de 10 ciclos para un sistema de potencia de 50 Hz o un intervalo de tiempo de 12 ciclos para un sistema de potencia de 60 Hz. NOTA La incertidumbre de esta medida se incluye en el protocolo de medición de incertidumbre de cada parámetro. Los intervalos de tiempo de medición se agregan en 3 intervalos de tiempo diferentes. Los intervalos de tiempo de agregación son  intervalo de 3 s (150 ciclos para 50 Hz nominales o 180 ciclos para 60 Hz nominales),  Intervalo de 10 minutos,  Intervalo de 2 h. 6

2.7.2. Para el rendimiento clase B. El fabricante indicará el método, el número y la duración de los intervalos de tiempo de agregación.

2.8. Algoritmo de agregación de medición. Las agregaciones se realizan usando la raíz cuadrada de la media aritmética de los valores de entrada al cuadrado. NOTA Para las mediciones de parpadeo, el algoritmo de agregación es diferente Tres categorías de agregación son necesarias.

2.8.1. Agregación de ciclo. Los datos para el intervalo de tiempo de 150/180 ciclos se sumarán a partir de quince intervalos de tiempo de 10/12 ciclos. NOTA Este intervalo de tiempo no es un intervalo de "reloj de tiempo"; se basa en la característica de frecuencia.

2.8.2. De la agregación de ciclo a reloj de tiempo. El valor de 10 min se etiquetará con el tiempo absoluto (por ejemplo, 01H10.00). La etiqueta de tiempo es el tiempo al final de la agregación de 10 minutos. Si el último valor de 10/12 ciclos en un período de agregación de 10 min se solapa en el tiempo con el límite absoluto del reloj de 10 min, ese valor de 10/12 ciclos se incluye en la agregación para este intervalo de 10 minutos. Al comenzar la medición, la medición de 10/12 ciclos se iniciará en el límite del reloj absoluto de 10 minutos y se volverá a sincronizar en cada límite subsiguiente de 10 minutos. NOTA: Esta técnica implica que una cantidad muy pequeña de datos puede superponerse y aparecer en dos agregaciones adyacentes de 10 minutos.

2.8.3. Agregación de reloj de tiempo. Los datos para el "intervalo de 2 h" se sumarán a partir de doce intervalos de 10 minutos.

2.9. Incertidumbre del reloj horario. 2.9.1. Para el rendimiento de clase A. La incertidumbre del reloj no excederá de ± 20 ms para 50 Hz o ± 16,7 ms para 60 Hz. NOTA 1 Este rendimiento se puede lograr, por ejemplo, a través de un procedimiento de sincronización aplicado periódicamente durante una campaña de medición, o a través de un receptor de GPS, o mediante la recepción de señales de temporización de radio transmitidas. NOTA 2 Cuando la sincronización por una señal externa deja de estar disponible, la tolerancia de etiquetado de tiempo debe ser mejor que 1-s / 24-h. NOTA 3 Este rendimiento es necesario para garantizar que dos instrumentos de clase A produzcan los mismos resultados de agregación de 10 minutos cuando se conectan a la misma señal. NOTA 4 Cuando se cruza un umbral, puede ser útil registrar la fecha y la hora.

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2.9.2. Para el rendimiento clase B. El fabricante debe especificar el método para determinar los intervalos de 10 minutos.

2.10.

Pautas para aplicaciones contractuales de medidas de calidad de energía.

Esta cláusula brinda orientación sobre la medición de la calidad de la energía (PQ) para fines contractuales; destaca los factores que deben ser considerados por las partes interesadas. Para garantizar que los resultados sean representativos de las condiciones de funcionamiento normales del sistema, la encuesta de medición de PQ “Calidad del Producto” puede descontar, pero no descartar datos, en momentos en que la red de suministro está sujeta a graves perturbaciones resultantes de  condiciones climáticas excepcionales;  interferencia de terceros;  actos de autoridades públicas;  acción industrial;  fuerza mayor;  escasez de energía como resultado de eventos externos.

2.10.1. Frecuencia de potencia. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana. Técnicas de evaluación: se consideran valores de 10 s.

2.10.2. Magnitud de la tensión de suministro. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana. Técnicas de evaluación: se pueden considerar valores de 10 min.

2.10.3. Flicker. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana. Técnicas de evaluación: valores de 10 min (Pst o corta duración) y / o valores de 2 h (Plt o larga duración) pueden considerarse

2.10.4. Sag/Swells de voltaje. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de un año. Técnicas de evaluación: las partes del contrato deben acordar el voltaje de entrada declarado Udin. NOTA Para los clientes de BT, el voltaje declarado generalmente es igual al voltaje nominal del sistema de suministro. Para los clientes de MV o AV, el voltaje declarado puede ser diferente del voltaje nominal.

2.10.5. Interrupciones de voltaje. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de un año.

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Técnicas de evaluación: las partes pueden acordar una duración que defina el límite entre las interrupciones de tensión "corta" y "larga".

2.10.6. Desbalance de Voltaje. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana. Técnicas de evaluación: se pueden considerar valores de 10 min y / o valores de 2 h.

2.10.7. Voltajes armónicos. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana para valores de 10 min, y valores de evaluación diaria de 3 s (150/180 ciclos) durante al menos una semana. Técnicas de evaluación: se pueden considerar intervalo de tiempo 3 s (150/180-cycle) y / o valores de 10-min.

2.10.8. Voltajes Interarmónicos. Intervalo de medición: período mínimo de evaluación de una semana para valores de 10 min, y valores de evaluación diaria de 3 s (150/180 ciclos) durante al menos una semana. Técnicas de evaluación: se pueden considerar intervalos de tiempo de 3 s (150/180-cycle) y / o valores de 10-min. [3]

3. SELECCIONAR LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN ADECUADOS. 3.1. Analizadores de Perturbaciones. Los analizadores de perturbaciones son instrumentos para medición de energía, y variedad de perturbaciones en el sistema, como transitorios de tensión de corta duración, fluctuaciones, desbalances, el cual puede configurar los registros de disturbios por un periodo de tiempo. Muchos de estos dispositivos guardan los datos en memoria, facilitando la emisión de datos para posteriores análisis de eventos.

3.2. Analizadores de Armónicos. Este tipo de analizadores posee un módulo que permite calcular rápidamente las transformadas de Fourier para determinar el menor orden de armónicas. Es por ello que las mediciones de Armónicas requieren de instrumentos diseñados para el análisis espectral, los cuales requieren de:    

La capacidad necesaria para medir en forma simultánea la tensión, la corriente y el contenido de Armónicas o espectral. La capacidad para medir el ángulo de fase de cada componente Armónica individual, así mismo es requerida para el cálculo de potencia. La capacidad de sincronización y alta tasa de muestreo para la adecuada medición de componentes. La capacidad de detección, de acuerdo con la naturaleza estadística de los niveles de distorsión Armónica. 9

Fig.1 Analizador de armónicos

Fig.2 Característica del analizador de armónicos

3.3. Instrumentos combinados (analizadores de redes). Combinan el muestreo de Armónicas y el monitoreo de las funciones de energía permitiendo el control de todas las fuentes de disturbios. Se observa la salida en forma gráfica y los datos pueden ser monitoreados en forma remota mediante líneas telefónicas comunicadas a una base de datos centralizada con los cuales se realizará el análisis estadístico, los instrumentos combinados permiten realizar un diagnóstico eficaz de las instalaciones permitiendo así las mediciones de:        

La distorsión armónica total o THD (Total Harmonic Distorsión) Nos indican el ángulo de fase de los diferentes armónicos. Factor de potencia por fases. Corriente por fase: I1, I2, I3 y calcula la corriente trifásica. Tensión entre fases: V1-2, V1-3, V2-3 y calcula la tensión trifásica. Factor de potencia trifásico portación de armónicas en corriente y tensión Potencia eléctrica activa total o trifásica (KW totales). 10

 

Potencia eléctrica reactiva total o trifásica (KVAR). Potencia eléctrica aparente total o trifásica (KVA).

Estos instrumentos realizan una medición continúa en tensión y en corriente ciclo a ciclo durante un periodo de tiempo, lo que permite obtener la hora y fecha de los eventos, lo cual es requerido para aquellos problemas donde se demande el registro en tiempo de las posibles fallas

Fig.3 Analizador de redes

Fig.4 Gráfica característica de analizador de redes

Además registran en memoria (y/o impresora) estos parámetros en sistema monofásicos y/o trifásicos, la programación puede realizarse para que las mediciones se realicen cada minuto, 5 minutos, 15 minutos durante un periodo de 24 horas, 48 horas, 72 horas, etc.; e inclusive algunos de estos equipos pueden registrar cada 125 milisegundos esto puede ser de gran ayuda para determinar el comportamiento en el arranque de algún equipo en particular. Los analizadores de redes son una gran herramienta de medición para el análisis de la energía eléctrica, tal como en los siguientes puntos:  

Analizar como es usada la energía y el costo que esta presenta. Análisis de la demanda máxima. 11

    

Análisis de la calidad de la energía. Análisis de armónicos. Problemas de distribución y equipos eléctricos. Índice de carga de transformadores. Análisis de motores eléctricos.

3.4. Voltímetros. El voltímetro es un instrumento que mide la diferencia de potencial entre dos puntos de un circuito eléctrico cerrado. Los voltímetros se clasifican de acuerdo a su funcionamiento mecánico en:

3.4.1. Voltímetros Electromecánicos. Constituidos por un galvanómetro cuya escala está en voltios. Hay modelos que separan la corriente alterna (variación de magnitud y dirección cíclicamente) de la corriente continua (no hay variación con respecto al tiempo) para medirla por separado.

3.4.2. Voltímetros Electrónicos. Tienen un amplificador para proporcionar una mayor impedancia y sensibilidad. La impedancia es una medida de oposición de un circuito a una corriente cuando se aplica una tensión.

3.4.3. Voltímetros Vectoriales. Se usan con señales de microondas.

3.4.4. Voltímetros Digitales. Indican numéricamente la tensión en una pantalla LCD. Tienen adicionalmente memoria, verdadero valor eficaz, selección automática de rango, detección de valor de pico, entre otras

3.4.5. Voltímetro con conexión a tierra. Multímetro digital Digitech QM-1529 – Cat III 600V – con cable y enchufe para conexión a tierra Este kit de medida permite conocer los efectos de las radiaciones electromagnéticas en el organismo. El dispositivo indica el valor de la tensión eléctrica del individuo testado en un entorno determinado. Los valores que muestra el voltímetro aumentan según las diferentes radiaciones generadas en la proximidad de los diferentes aparatos eléctricos, o conducidas por materiales circundantes como suelo o paredes con cableado eléctrico. Para efectuar dicha medida el voltímetro se debe colocar de manera paralela sobre los puntos entre los que se va a medir la diferencia de potencial. Para lo cual un voltímetro está dotado de bobinas de hilo fino y con muchas espiras para conseguir que con poca intensidad eléctrica se consiga la fuerza necesaria para el movimiento de la aguja indicadora.

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Fig.5 Voltímetro con conexión a tierra

3.5. Analizador de Fallas. El Analizador de fallas dieléctricas DFA100 es una herramienta portátil de comprobación que se utiliza para identificar y ubicar DP, partículas y defectos mecánicos. Con tres modos de medición, continuo, de fase y de pulso, el DFA100 utiliza su sensor de emisiones acústicas para encontrar señales acústicas en servicio generadas por descargas parciales y componentes sueltos. Como opción, el DFA100 se puede usar con pértigas telescópicas aisladas para aplicaciones específicas. Puede usar el DFA100 para detectar fallas en sistemas con aislamiento gaseoso SF6 con conexión a tierra, interruptores de tanque muerto lleno de SF6, así como transformadores de instrumentos llenos de aceite con conexión a tierra y accesorios para cables.

Fig.6 analizador de eventos o fallas

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3.6. Marcas de analizadores 3.6.1. Powerpad modelo 3945 Es un analizador de la calidad de potencia para tres fases y es muy fácil de usar, compacto y resistente a descargas. APLICACIONES: Este instrumento está destinado para técnicos e ingenieros que desean saber las características de la red eléctrica a lo largo de una, dos o tres fases. Al usarlo se pueden obtener formas de onda instantáneas de una red eléctrica así como sus características principales, y también monitorear las variaciones sobre un periodo de tiempo. Una de sus principales características es que nos muestra un análisis detallado para diversas magnitudes.

Fig.7 Analizador de redes power pad 3945

3.6.2. Dataview. Pro Compatible con el analizador de la calidad de potencia Modelo 3945 PowerPad tiene las siguientes funciones:  

Almacenar la prueba de resultados e imprimir los respectivos reportes de una prueba. Ver y Almacenar datos en tiempo real.

3.7. OTRO TIPO DE ANALIZADORES 3.7.1. PQ1000 y PQ1000V Aplica en campañas de medición de perturbaciones, complejos estudios de red y resolución de controversias. Responde a norma IEC61000-4-30 Clase A.

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3.7.2. PQ500 Aplica en campañas de medición de perturbaciones de flicker y armónica. Responde a norma IEC61000-4-15 e IEC61000-4-7 ECA-PQ3 (eq. RES4R32A-3P): Registrador trifásico. Aplica en campañas de medición de nivel de tensión y pre-medición de perturbaciones.

3.7.3. ECA-PQ1 (eq. RES4R32A-BPRE) Registrador monofásico. Aplica en campañas de medición de nivel de tensión y pre medición de perturbaciones.

3.7.4. ECA-313. Registrador trifásico. Aplica en campañas de medición de nivel de tensión.

3.7.5. ZN1000 (Simulador de impedancia normalizada). Accesorio de medición para facilitar la medición in-situ de emisión de perturbaciones. Los modelos PQ1000 y PQ1000V si bien aplican a Calidad de Producto Técnico son equipos de alta prestación para estudios que requieren el mayor rango de medición posible. Estos modelos pueden medir flicker hasta Pst=20, Modulo y fase de armónicos e interarmonicos de tensión corriente hasta la componente 50, Potencia armónica para la determinación de fuentes generadoras de perturbaciones, Eventos de tensión y corriente con resolución temporal de 10 mseg. Registro y análisis de contingencias de red, Medición y captura de transitorios de tensión y corriente con resolución de 100 kHz. Ambos modelos responden a la norma IEC61000-4-30 Clase A, que incluye a las normas IEC61000-4-15 e IEC61000-4-7. El modelo PQ500 es un analizador complejo diseñado para aplicar a marco regulatorio. Por lo tanto aplica tanto a campaña de Perturbación (flicker según IEC61000-4-15 y armónica según IEC61000-4-7), como a campaña de Nivel de Tensión. Los modelos RES4R32A tanto monofásico como trifásicos (equivalente a modelos ECA-PQ3 y ECA-PQ1), aplican a Calidad de Producto Técnico en campañas de medición de nivel de tensión y pre-medición de perturbaciones. Es decir, tiene capacidad para medir un índice de flicker o “parpadeo” según êV/V como establece la Resolución ENRE 184/2000, y distorsión armónica total (THD). El modelo trifásico ECA-313 es un registrador que aplica a campañas de nivel de tensión. Se trata de una opción adecuada cuando no es necesario aplicar la pre-medición de perturbaciones.

4. CONEXIÓN ADECUADA. Los equipos de medición de la empresa distribuidora contendrán la identificación del número de serie de cada equipo, su marca, modelo y exactitud, así como la fecha de adquisición, calibración y/o ajuste que cada uno en particular haya tenido. Los equipos a ser utilizados previamente deben ser aprobados por la agencia reguladora, donde se revisará sus características técnicas. Para la conexión adecuada de los equipos se tendrá en cuenta las siguientes consideraciones:

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           

Planilla de instalación y retiro en relación al formato propuesto por la agencia reguladora. Conexión física del equipo tomando en cuenta el sentido de las corrientes (tres fases y un neutro), y el orden de secuencia de las fases A, B y C. Instalación del analizador de armónicos en un lugar seguro. Programación del equipo en intervalo de 15 minutos. Comprobación que los niveles de tensión no resulten menores al 70% del valor nominal. Verificación de los valores del registro no presente una incoherencia respecto al tipo de dato esperado. En esta condición se identificarán los valores de tensión o de energía con valores negativos, textos en campos numéricos, error en el formato de los campos de fechas o que el equipo de medición registre un código de anormalidad. El equipo deberá ser instalado por lo menos 7 días como mínimo, sin realizar descargas intermedias. Se debe realizar el registro de la medición durante el lapso de 7 días, realizando el promedio de las mediciones obtenidas en intervalos de 15 minutos.

4.1. Condiciones ambientales adecuadas para una correcta operación.   

Rango de temperatura de operación: -5 ºC a +50 ºC. Rango de humedad de operación: 40% a 95%. Rango de presiones barométricas: 860 mbar a 1080 mbar.

4.2. Precauciones al momento de la instalación de los equipos de medición. Durante la instalación de instrumentos de medición de calidad de energía, la seguridad del instalador y otros, la integridad del sistema que se está monitoreando y la integridad del instrumento mismo tiene que ser asegurado. Las normas y prácticas de seguridad cubrirán la mayoría de los elementos a continuación y siempre tomarán precedencia sobre las precauciones enumeradas a continuación:

4.2.1. Cables de prueba. Por seguridad, IEC 61010, proporciona los requisitos de seguridad para equipos eléctricos para medición, control y uso de laboratorio. Las conexiones de los cables de prueba hechas en tableros del panel de carga central o cajas de conexiones se conectarán en una manera que no viole el uso enumerado de los dispositivos a los que están conectados. Esta, generalmente incluye el retorno de puertas, placas de cubierta y paneles de acceso a su posición de uso. Si los paneles permanecen abiertos durante el monitoreo, se proporcionarán los medios adecuados para limitar el acceso a la zona e informar a los demás sobre la configuración del monitoreo y el contacto con el responsable en el sitio. En la mayoría de los casos, se recomienda que el instrumento de medición se una a un punto en el sistema específicamente diseñado para mediciones o medición. Los cables de prueba se desviarán de los conductores expuestos, objetos cortantes, baja y alta frecuencia, campos electromagnéticos y otros entornos adversos. Si es posible, se atarán o amarrarán a un objeto sólido para evitar la desconexión inadvertida o hurto del mismo.

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4.2.2. Cables de prueba de voltaje y corriente. Los Conductores que están fusionados en el extremo de la sonda, es decir, en el extremo conectado al sistema que se está monitoreando, aumentan la seguridad de la conexión. El fabricante del instrumento debe especificar el tamaño del fusible, esto será lo suficientemente bajo como para proteger el cable de prueba contra las condiciones de sobrecarga. Además, la capacidad de interrupción del fusible será consistente con la falla de potencia-frecuencia disponible corriente en el punto de conexión. Los cables de detección de voltaje no deben torcerse casualmente alrededor de los cables existentes o insertarse en el interruptor de circuito. Siempre revise los cables para asegurarse de que los cortocircuitos no han deteriorado la capacidad de conducción en mediciones anteriores. Además, conecte los cables de detección al circuito monitorizado solo después de que los cables se hayan conectado al instrumento de medición.

4.2.3. Protección de piezas activas. A menudo, las cubiertas de los paneles se eliminan para su instalación o durante el período de supervisión. Las piezas estarán adecuadamente protegidas y el área se mantendrá inaccesible. Si los terminales de tornillo son utilizados en el instrumento de medición, se utilizarán cubiertas apropiadas para aislar las terminaciones. Todos los accesorios a las terminaciones se harán de acuerdo con las especificaciones. Por ejemplo, no se deben conectar múltiples cables a un tornillo terminal diseñado para un solo cable.

4.2.4. Ubicación del equipo de medición. El instrumento de medición debe colocarse de forma segura para minimizar el riesgo de que el instrumento se esté moviendo o aflojando las conexiones. El polvo, al ser un contaminante, puede dañar el instrumento o poner en peligro el proceso de recopilación de datos. El instrumento de medición se colocará de modo que no represente un peligro para los que trabajan en el área. A veces, se puede utilizar un cerramiento o barrera protectora para aliviar esta preocupación. Si es posible, el instrumento de medición no se colocará en un lugar donde estará expuesto a muchas personas, por ejemplo, en un pasillo muy transitado.

4.2.5. Puesta a tierra. Todos los instrumentos son capaces de desarrollar fallas internas. La fuente de alimentación de los instrumentos será conectada correctamente a una tierra de protección si el fabricante lo declara necesario. Muchas de las regulaciones de seguridad también requieren una conexión a tierra asociada con los cables de prueba de voltaje. También es necesario considerar el peligro potencial para el personal y el instrumento debido a altos potenciales entre diferentes puntos en el sistema de puesta a tierra. El uso de aislar transformadores para el suministro de energía del instrumento es en la mayoría de los casos es útil. En todos los casos, las consideraciones de seguridad tendrán la más alta prioridad.

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4.2.6. Interferencia. Si el instrumento de medición está conectado a un teléfono móvil u otro transmisor de radio, uno debe tener cuidado de que la antena del transmisor esté lo suficientemente lejos de los dispositivos que podría ser sensible a la interferencia. Tales dispositivos sensibles pueden incluir:   

Dispositivos de protección. Monitores médicos Instrumentos científicos, etc.

5. ANÁLISIS ADECUADO DE DATOS. Una vez realizado las mediciones, se realiza el procesamiento de los archivos de las mediciones para lo cual se debe considerar lo siguiente.

5.1. Tensión Característica A la regulación de tensión se la define como tensión característica del periodo, y se tienen las siguientes consideraciones.  

Para un suministro monofásico bifilar: es el valor de la tensión sobre la cual se conecta el usuario. Para un suministro monofásico trifilar y trifásicos: es el valor de la tensión entre las fases en donde se registre el mayor apartamiento respecto de la tensión nominal.

5.2. Registros NO válidos. Para los registros no validos se debe verificar las siguientes consideraciones:   



El periodo de integración de cada registro sea distinto de 15 minutos. Los valores de la tensión de la fase o las fases medidas de todo el periodo sean menos que el 70% del valor nominal de la tensión en el punto del suministro. Algunos valores del registro deben tener incoherencias respecto al tipo de dato esperado, en esta condición se conocerá: o los valores de tensión o energía negativos, o textos en campos numéricos, o error en el formato de los campos donde deben estar fechas, o el equipo de medición registre un código de anormalidad. La fecha del registro sea anterior a la fecha de la instalación o posterior a la fecha de retiro de acuerdo con lo informado en la planilla de instalación y retiro.

5.3. Mediciones NO válidas. Para las mediciones no validas se debe verificar las siguientes consideraciones:   

Los datos del informe de la planilla de instalación y retiro no permitan garantizar su adecuado procesamiento. Verificar la correcta codificación de todos aquellos campos que se hayan establecido. El nombre del archivo no corresponda con la codificación establecida por la empresa la cual se encargue del control de calidad. 18

  

La cantidad de periodos validos no sea mayor a 6 días de medición, es decir 576 registros, teniendo en cuenta que la instalación debe ser realizada en al menos 7 días. El equipo utilizado por la empresa distribuidora no corresponda con el formado de archivo informado y aprobado por la empresa encargada del control de calidad. La medición no debe ser observada por la empresa que realice el control, durante el transcurso de la instalación o retiro, debido a causas denunciables a la distribuidora.

5.4. Registro de medición de energía nulo Que el equipo de medición no registre energía en cada periodo, si es este el caso se asignara la energía consumida por el usuario la cual se obtenga mediante el medidor de energía durante el periodo de medición entre los registros válidos, teniendo en cuenta la curva de carga normalizada que le corresponda al cliente y que esta curva se encuentre aprobada por la empresa de control.

5.5. Registros válidos. En el proceso de asignación de la energía por medio de la curva normalizada solo se tendrá aquellos registros caracterizados como registros válidos.

5.6. Valores fuera de tolerancia. Se consideran también una medición fuera de tolerancia, cuando su FEBnoper individual (Frecuencia equivalente fuera de las tolerancias establecidas) supere el establecido en la normativa de calidad de los servicios de distribución La compensación de los índices globales e individuales esta entre al 5% del FEBnoper (rangos no permitidos). La compensación resulta de una valoración de la energía entregada con maña calidad, definiendo bloques de energía consumida ara cada rango de alejamiento porcentual respecto a los límites establecidos. La compensación se obtiene sumando el costo de la energía en mala calidad para cada banda de voltaje:

Nivel de Tensión Baja tensión (