Calidad de la Energía
Un estudio de distorsión armónica en el punto de acoplamiento común (PCC) es una campaña de medición que captura el contenido armónico de tensión y corriente en la interfaz eléctrica donde toda una instalación se conecta a la empresa suministradora o al sistema que la alimenta. IEEE 519-2022 fija sus límites en ese punto para la instalación completa: se aplican a la contribución de la instalación vista desde el PCC, no a ningún variador, rectificador u otro equipo individual dentro de la instalación, y las lecturas tomadas dentro de la instalación no se comparan con ellos. El formulario registra la distorsión de tensión (distorsión armónica total y el mayor armónico individual, línea a neutro) y la distorsión de corriente (distorsión de demanda total, el mayor orden de cada banda de órdenes, los órdenes pares 2, 4 y 6 y cualquier componente de CC), junto con los interarmónicos y otras mediciones informativas que se registran pero nunca se califican. Las lecturas se ingresan en tres estadísticos de percentil - el percentil 95 semanal, el percentil 99 semanal (solo corriente) y el percentil 99 diario - de modo que la aceptación se califica en cada estadístico y no sobre una sola lectura puntual.
Un sistema de suministro y todos sus clientes comparten la misma tensión en el PCC; una instalación que inyecta demasiada corriente armónica distorsiona esa tensión para todos los que están en el mismo segmento del sistema. IEEE 519-2022 responde con límites fijados en el PCC: la distorsión de tensión se mantiene por debajo de los límites de tensión para la tensión del PCC, y la distorsión de corriente de la instalación, expresada como distorsión de demanda total (TDD) en porcentaje de la corriente de carga de demanda máxima, se mantiene por debajo de los límites de corriente seleccionados por la tensión del PCC y la relación de cortocircuito Isc/IL. La norma describe estos valores como orientación de diseño que no es vinculante en todos los casos; este formulario los califica tal como están escritos y nombra a IEEE como fuente de cada valor calificado. Un estudio antes de un cambio importante de carga, después de la modernización de un rectificador o variador, o como parte de una investigación de calidad de energía muestra si la instalación está dentro de esos límites o si se necesita mitigación - un filtro de armónicos, la resintonización de un banco de condensadores o una reorganización de las cargas no lineales - y la mitigación recomendada se registra en el formulario.
Aceptación: un estudio de referencia se realiza antes de poner en servicio un nuevo rectificador, variador de frecuencia u otra carga conocida productora de armónicos, o cuando una instalación con cargas no lineales sustanciales tiene su primer estudio de calidad de energía; un registro de aceptación de rectificador puede enlazar el resultado de este estudio en lugar de volver a ingresarlo. Mantenimiento: el estudio se repite en el intervalo que asigne el programa de calidad de energía de la instalación, después de un cambio de proceso que agregue cargas no lineales, o cuando disparos intempestivos o sobrecalentamiento apunten a distorsión armónica. El período de observación lo fijan los estadísticos que usa IEEE 519-2022: los percentiles semanales necesitan un período completo de siete días y el percentil 99 diario necesita un día completo, de modo que un registro completo requiere un estudio de al menos una semana. Un estudio más corto se registra con una incidencia de revisión y el registro queda indeterminado, y una lectura puntual es solo informativa. Cuando el estudio dura más de un período, se ingresa el valor más alto entre los períodos completos.
El analizador se conecta en el propio PCC; una lectura tomada en cualquier otro punto se registra pero no puede calificarse. El formulario exige un analizador que cumpla la Clase A de IEC 61000-4-30 y el método de medición de armónicos de IEC 61000-4-7, que mida al menos hasta el orden armónico 50, con una ventana de 12 ciclos a 60 Hz o de 10 ciclos a 50 Hz, agregación a 3 s y 10 min, y percentiles obtenidos por interpolación lineal. Se registran la marca, el modelo, el número de serie y la fecha de calibración del analizador, junto con las fechas y horas de inicio y fin de la observación (opcionalmente con desfases UTC, para que un cambio de horario de verano no pueda sumar ni restar una hora); el período de observación se calcula a partir de ellas. Antes de calificar las lecturas, el formulario resuelve la aplicabilidad: si hay DER o recursos basados en inversores en la instalación y, de ser así, si la generación nominal combinada alcanza el 10 por ciento de la demanda de carga promedio anual, en cuyo caso los límites de corriente provienen de IEEE 1547 o IEEE 2800 y las filas de corriente no se califican aquí. Se ingresan en amperios la tensión nominal línea a línea del PCC, la corriente máxima de cortocircuito Isc del estudio de cortocircuito o de los datos de la empresa suministradora, y la corriente de carga de demanda máxima IL (el promedio de la demanda máxima mensual de los últimos 12 meses, de los meses disponibles, o la demanda proyectada del primer año de una instalación nueva), y el formulario calcula Isc/IL, que selecciona la tabla y la fila de corriente. Los percentiles 95 y 99 semanales provienen de los valores de 10 min de la semana y el percentil 99 diario de los valores de 3 s de cada día; las lecturas resultantes se ingresan como porcentaje de la tensión nominal en las filas de tensión y como porcentaje de IL en las filas de corriente, y el formulario calcula cada límite y margen.
Identificación: instalación, designación del PCC, empresa suministradora o propietario del sistema, potencia y tensión del transformador de servicio, cargas no lineales alimentadas, mayor número de pulsos de convertidor y fecha del estudio. Aplicabilidad: si el punto de medición es el PCC, si hay DER o IBR, generación nominal combinada y demanda promedio anual con sus registros, y si la instalación es una central de generación sin otra norma aplicable. Datos del PCC: tensión nominal línea a línea, Isc con su documento fuente y revisión, IL con su base, e Isc/IL calculada. Instrumento y ventana: identidad y fecha de calibración del analizador, conformidad Clase A, mayor orden medido, ventana, agregación, inicio y fin de la observación y el período calculado. Distorsión de tensión: la conexión de medición (línea a neutro o línea a línea), cualquier concesión por terminal HVDC con su base, la THD de tensión y el mayor armónico individual con su orden, en los percentiles 95 semanal y 99 diario. Distorsión de corriente: TDD, el mayor orden de cada banda y el mayor de los órdenes pares 2, 4 y 6, cada uno en los percentiles 95 semanal, 99 semanal y 99 diario; cualquier reclamación de Tabla 5 con las lecturas de los órdenes reclamados; componente de CC en la corriente alterna; el mayor interarmónico y su frecuencia. Las mediciones informativas (TIF, producto I-T, profundidad y área de muesca) se registran cuando se toman y nunca se califican. Notas del ingeniero, mitigación recomendada, condiciones ambientales, equipo de prueba, comentarios y deficiencias completan el registro.
La tensión se califica sea cual sea el estado de la generación: las lecturas línea a neutro en porcentaje de la tensión nominal deben estar por debajo del límite de tensión de IEEE 519-2022 para la tensión del PCC en el percentil 95 semanal y por debajo de 1,5 veces ese límite en el percentil 99 diario; una lectura igual al límite falla, y las lecturas línea a línea solo se registran y generan una incidencia de revisión. Por encima de 161 kV puede reclamarse una concesión por terminal HVDC solo cuando se demuestran tanto la causa como su atenuación. La corriente se califica solo cuando la decisión de la Figura 1 mantiene los límites de corriente en esta norma, lo que ocurre sin DER ni IBR en la instalación, o con una generación nominal combinada inferior al 10 por ciento de la demanda de carga promedio anual; en caso contrario los límites de corriente provienen de IEEE 1547 o IEEE 2800, las filas de corriente no muestran límite y solo se califican las filas de tensión. Cuando aplican, la TDD en porcentaje de IL debe estar por debajo del valor de tabla seleccionado por la tensión del PCC e Isc/IL en el percentil 95 semanal, por debajo de 1,5 veces en el percentil 99 semanal y por debajo de 2,0 veces en el percentil 99 diario; el mayor orden de cada banda se somete a los mismos factores frente al valor de su banda, y los órdenes pares 2, 4 y 6 a la mitad del valor de la primera banda. Una central de generación sin otra norma aplicable se mantiene en la primera fila sin importar Isc/IL. Una reclamación de Tabla 5 obtiene un multiplicador más alto para los órdenes individuales solo cuando cada grupo reclamado se registra por debajo de su valor del 25 por ciento; la TDD nunca se multiplica. Cualquier componente de CC hallado en el PCC falla. Los interarmónicos, el factor de influencia telefónica, el producto I-T y las muescas nunca se califican. La calificación depende además de prerrequisitos: una lectura en el PCC, un analizador Clase A que mida hasta el orden 50, un período de observación suficiente para el estadístico, una fila de corriente determinable y todas las lecturas en alcance ingresadas; un elemento faltante deja el registro indeterminado con una incidencia de revisión en lugar de aprobarlo. Los valores límite están en IEEE 519-2022 y no se reproducen en esta página.
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