Descripción general
A medida que las autoridades reguladoras imponen requisitos cada vez más estrictos para la calidad de la energía, las empresas de servicios públicos quieren saber cada vez más qué cliente está imponiendo armónicos y parpadeos en el sistema de energía de la empresa. Como resultado, a menudo nos preguntan si podemos determinar la “dirección” del flujo de energía armónico y qué se puede hacer con el parpadeo.
Flujo de energía armónico
Los armónicos , al igual que las frecuencias fundamentales, provocan el flujo de energía dentro de los sistemas de energía. La potencia a cualquier frecuencia armónica está determinada por el producto de la tensión y la corriente armónicas rms y el coseno del ángulo de fase entre ellos. Un error común es pensar que si la carga de un cliente genera armónicos, el flujo de energía siempre será del cliente a la empresa de servicios públicos. Sin embargo, esto depende del ángulo de fase de la línea de la empresa de servicios públicos en la frecuencia armónica. La impedancia en estas frecuencias es altamente reactiva, lo que resulta en una potencia activa mínima y una potencia reactiva significativa (VAR). Esta interacción puede hacer que el flujo de potencia activa invierta la dirección bajo ciertas condiciones. La potencia en cualquier armónico viene dada por:
donde Vh e Ih son la tensión y la corriente armónicas rms y es el ángulo de fase entre ellas. A menudo se piensa que si la carga de un cliente genera armónicos, entonces la dirección del flujo de energía será del cliente a la empresa de servicios públicos. Puede que esto no sea correcto. Si esto es cierto o no, depende del ángulo de fase de la línea de la empresa de servicios públicos en la frecuencia armónica. No se puede dejar de enfatizar esto, porque es muy probable que a estas frecuencias la impedancia sea altamente reactiva. Esto significa que habrá muy poca potencia activa (en su mayoría serán VAR) y, en caso de interacción entre la impedancia de la línea y la impedancia de carga del cliente, el flujo de potencia activa puede ser en realidad en la otra dirección. Debido a estos grandes cambios de fase (causados por la inductancia de línea y la inductancia de fuga de los transformadores), de todos modos habrá relativamente poca potencia activa. Afortunadamente, hay una mejor manera.
Magnitudes relativas de la señal
Un medio más útil para detectar si un cliente está imponiendo armónicos al sistema es observar la magnitud relativa de los armónicos, como porcentaje del voltaje y la corriente fundamentales. Si el cliente experimenta armónicos impuestos por la empresa de servicios públicos, entonces las magnitudes relativas de la corriente armónica serán menores o iguales a la magnitud relativa del voltaje armónico. Por ejemplo, si el tercer armónico de voltaje fue del 3,1% y el tercer armónico de corriente fue del 2,8%, entonces esperaríamos que la corriente armónica fuera el resultado del voltaje armónico en la línea de la empresa de servicios públicos. Dado que es probable que la carga del cliente tenga algún componente reactivo (inductivo) que hará que la impedancia sea mayor para los armónicos (haciendo que su carga actúe como un filtro de paso bajo), esperaríamos que el armónico de corriente sea menor que el armónico de voltaje cuando expresado en porcentaje.
Sin embargo, si ocurre lo contrario (la magnitud relativa del armónico de corriente es mayor que la del armónico de voltaje), entonces la carga del cliente probablemente esté imponiendo el armónico a la empresa de servicios públicos. Esto se debe a que es probable que la impedancia de la línea sea mucho menor que la impedancia de la carga, aunque este efecto disminuye a altas frecuencias como se analizó anteriormente. Se espera que esto sea cierto, especialmente en los armónicos más bajos, y es muy posible, por ejemplo, ver un armónico de corriente del 22 % con un armónico de tensión del 3,9 %. Debido a las resonancias, es posible que los armónicos ocasionales tengan efectos exagerados, ya sea reforzando o cuestionando la conclusión a la que se podría llegar sobre quién impone los armónicos a quién. Por lo tanto, siempre debes observar los armónicos como un grupo, con especial énfasis en los primeros armónicos (normalmente los impares, digamos del 3 al 11), donde los efectos de impedancia de línea probablemente sean menos exagerados.
Un enfoque más práctico para detectar armónicos impuestos por el cliente es examinar las magnitudes relativas de los armónicos como porcentaje del voltaje y la corriente fundamentales. Si la empresa de servicios públicos impone armónicos a un cliente, la magnitud relativa de la corriente armónica será menor o igual a la del voltaje armónico. Por el contrario, si la carga del cliente impone armónicos, la magnitud armónica de corriente relativa excederá la del armónico de voltaje. Este método es particularmente confiable para armónicos de orden inferior, donde los efectos de impedancia de línea son menos pronunciados.
Dirección del parpadeo
El parpadeo es un efecto de frecuencia fundamental. Las variaciones que provocan el parpadeo se pueden expresar como bandas laterales (modulación) de la señal “portadora” o fundamental. Las frecuencias de estas bandas laterales están en las proximidades de la portadora, normalmente eliminadas entre 0,5 y 20 Hz, a diferencia de los armónicos, que pueden eliminarse en un factor de 50. Esto significa que la impedancia de línea se puede utilizar de forma más fiable para determinar la dirección del parpadeo. , o más precisamente, si la empresa de servicios públicos está imponiendo voltajes de parpadeo al cliente o si el cliente está imponiendo corrientes de parpadeo a la empresa de servicios públicos.
Los estándares IEC que definen el parpadeo, IEC 868 y el más reciente IEC 61000-4-15, solo definen el parpadeo como una medición realizada de voltaje. La razón puede ser que la IEC estaba interesada principalmente en el parpadeo como un deterioro, y los efectos dañinos del parpadeo ocurren debido a la modulación de voltaje. Al parecer, la CEI no estaba interesada en la cuestión práctica de dónde procedía el parpadeo.
Esta cuestión está muy interesada para las empresas de servicios públicos que necesitan suministrar energía con un determinado nivel de calidad. Después de todo, si se les penaliza por la mala calidad de la energía, entonces deben poder hacer algo para remediar el problema.
Por esta razón, hemos incluido la medición de parpadeo en los modelos YTPQC-AHF y YTPQC-SVG tanto en el canal de voltaje como en el de corriente. Siguiendo una lógica similar a la de los armónicos, esperaríamos que el parpadeo de la corriente para la carga de un cliente sea menor o aproximadamente igual que el del voltaje si experimenta un parpadeo impuesto por la empresa de servicios públicos. El parpadeo de la corriente será mayor (probablemente mucho mayor) que el del voltaje si la carga del cliente impone un parpadeo a la utilidad. Nuevamente, esto se debe a que la impedancia de la línea de la empresa de servicios públicos es generalmente mucho menor que la impedancia de carga del cliente. La relación entre el parpadeo del voltaje y la corriente es proporcional al cuadrado de las impedancias. Está al cuadrado porque la definición de parpadeo de IEC dice que una variación de voltaje crea una "percepción de parpadeo" que es proporcional al cuadrado de la variación de voltaje. Por ejemplo, el estándar IEC define una variación de 0,25% de pico a 8,8 Hz para representar un nivel de 1,0 unidad de perceptibilidad. Si la variación aumenta al 0,5%, entonces el medidor de parpadeo medirá 4,0 unidades de perceptibilidad.
Conclusión
El YTPQC-AHF y el YTPQC-SVG mejoran los problemas de calidad de la energía, como los armónicos y el parpadeo. El estado de la técnica se está desarrollando rápidamente en esta área, y tener capacidades que superen las requeridas por las especificaciones relevantes dará al usuario mayor libertad a la hora de investigar problemas. Algunos de estos métodos pueden incluso convertirse en parte de estándares futuros.
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