Los desafíos actuales de la compensación de la energía reactiva

Introducción

Es sabido que la energía reactiva debida a las impedancias que se encuentran conectadas en toda instalación eléctrica no trae ningún beneficio, al contrario, aumenta la corriente en las instalaciones limitando la capacidad de aporte de potencia activa de transformadores, generadores Diesel de emergencia y también limitando la capacidad de transporte de energía activa de los conductores de la instalación y del sistema de distribución pública.

El otro inconveniente es el aumento de las pérdidas que se producen en los conductores, las que son proporcionales al cuadrado de la corriente.

P = Ix R  ( Potencia de pérdidas ( W) )

Q = Ix R x Δt ( Energía perdida en función del tiempo (W.h) )

Cuando la tensión y la corriente están en fase, decimos que el ángulo de desfasaje es cero o que el factor de potencia es igual a 1. En cada semiciclo de la onda de tensión y corriente, la energía entregada es siempre positiva (superficie del gráfico P f(t)) la potencia instantánea es la multiplicación punto a punto de U x I.

Cuando la corriente está desfasada (atrasada) respecto a la tensión decimos que el factor de potencia que coincide con el COS del ángulo de desfasaje es menor a la unidad.

Si representamos esto en un gráfico tendremos:

Vemos que hay energías positivas y energías negativas, estas últimas se producen cuando la tensión y la corriente tiene signos opuestos, o sea tensión positiva y corriente negativa y viceversa.

La instalación absorbe más energía por ciclo que la que necesita para sus cargas activas, y luego la devuelve a la red (energías negativas) parte de esa energía que solo estaba acumulada en las reactancias de la instalación.

O sea, hay una parte de la energía que va y vuelve, que lo único que hace es producir los inconvenientes explicados anteriormente.

Método tradicional para compensar la energía reactiva.

Desde hace muchas décadas lo que se hace para compensar la energía reactiva inductiva de las instalaciones es colocar bancos de capacitores en paralelo con la instalación, de esa manera se puede aumentar el factor de potencia a valores del orden de 0,92 a 0,95. Con capacitores en paralelo no se puede llegar a un factor de potencia igual a la unidad, porque surgen otros problemas que son potencialmente graves para la instalación.

Para poder compensar correctamente se necesita un controlador cofimétrico que vaya ingresando o sacando pasos de capacitores en concordancia con la cantidad de cargas reactivas que hay en la instalación en cada instante.

La cantidad de pasos, el dimensionamiento de cada paso, y fundamentalmente el del paso que se conecta primero ( paso mínimo) es de fundamental importancia para evitar oscilaciones de conexión y desconexión de los mismos que produciría un deterioro en los capacitores y en los contactores de maniobras de dichos pasos.

El problema de la sobrecompensación.

Si los pasos están mal calculados o se ha colocado un banco fijo de capacitores el riesgo de estar sobre-compensando la instalación en determinado período de tiempo es muy frecuente.

Lo que sigue a continuación lo he visto en varias oportunidades en algunas Pymes.

Vienen las facturas eléctricas de las distribuidoras con multas, se llama a alguien para solucionar el problema y se opta por la solución más “económica”. Se mide el cos φ cuando la planta está funcionando, se coloca un banco fijo y todo queda funcionando perfectamente (hasta la noche, o hasta el fin de semana) cuando las cargas inductivas disminuyen mucho, dejando a toda la instalación como capacitiva vista desde su punto de acometida.

Aquí comienzan los problemas, tenemos que comprender que aguas arriba del Tablero General de Baja Tensión (TGBT) donde normalmente se colocan los capacitores hay cargas inductivas (los conductores hasta el transformador de distribución, las reactancias de dispersión del transformador y las líneas de MT) estas hacen que haya una reactancia inductiva de la fuente que llamamos ( Lf ) normalmente esta inductancia es fija salvo que se cambie el transformador, las longitudes de los alimentadores de BT o los de MT o el esquema de cableado de estos últimos.

Por otro, lado tendremos una instalación capacitiva con una capacidad equivalente ( C). Esta capacidad equivalente es muy variable porque depende del valor del banco de capacitores fijo y de las cargas inductivas remanentes en los horarios mencionados. Puede ser que durante varios meses no pase nada, pero por agregado o quita de cargas inductivas en la instalación, un día se llega a que:

ω Lf = 1 / ω Ce

o expresado de otra manera:

2 π f L= 1 / (2 π f Ce)    donde f= frecuencia de suministro (50 Hz en Argentina)

Lo que significa que la reactancia capacitiva equivalente de la instalación se hace igual a la Reactancia inductiva de la fuente:

XL= XCe

En este caso se produce una resonancia Serie entre las dos reactancias, produciendo sobretensiones en el banco fijo de capacitores y en la reactancia de la fuente. En una red de 380 VCA es normal medir en esta circunstancia tensiones sobre los capacitores de 500 o más VCA.

El BIL de los transformadores y conductores de alimentación es muy superior al BIL de los condensadores. BIL : del Inglés Basic Insulation Level ó  Nivel básico de aislamiento.

Que sucede entonces, se perfora el dieléctrico de los capacitores del banco fijo, produciéndose un corto-circuito y posiblemente generándose un incendio con la pérdida del sistema eléctrico de acometida o de toda la instalación.

Alguien podría decir que se podría solucionar con capacitores que contengan un fusible incorporado internamente. Si, es cierto, en este caso perderíamos solo los capacitores y nos daríamos cuenta de esto normalmente cuando aparezcan nuevamente las multas por bajo Cos φ. (Tampoco es negocio).

Solo se puede compensar con un capacitor fijo cuando se compensa una carga fija en la entrada de la misma.

Ejemplos de esto último es la compensación de los motores trifásicos cerca de sus bornes de entrada, conectando los capacitores cuando arranca el motor y desconectándolos cuando para el motor, aquí hay que evitar el fenómeno de auto-excitación de los motores en la desconexión (Motivo de otro artículo).

También lo podemos ver en la compensación de artefactos de tubos fluorescentes de descarga donde se coloca un capacitor por artefacto.

Compensación de energía reactiva en presencia de armónicos.

Con el advenimiento de gran cantidad de cargas alineales (en las que la corriente no es proporcional a la tensión punto a punto) se presentan otros problemas a la hora de compensar la energía reactiva.

La generación de armónicos de corriente de estas cargas, pueden generar inconvenientes más serios a la hora de compensar esta energía.

La problemática va aumentando en la medida que aumenta el porcentaje de la potencia de las cargas alineales totales, respecto a la potencia aparente total del transformador de distribución que alimenta la instalación.

Así también, los armónicos de corriente generan energía reactiva la que se puede ver en los siguientes gráficos.

Se puede ver que la sumatoria de superficie de energías positivas, son iguales a las sumatoria de superficies de energías negativas.

El inconveniente es que estas energías, no se pueden sumar algebraicamente con la energía reactiva de 50 Hz. Normalmente se representa con un ángulo de 90° una respecto de la otra.

A partir del 15 % de potencia de cargas alineales, según lo mencionado arriba, comienzan los problemas. Cuando el porcentaje supera el 30 % la situación puede ser crítica. En este caso se puede presentar una resonancia, ya no serie, sino paralelo, entre los capacitores y la inductancia total de la fuente aguas arriba de la instalación, teniendo como fuente de corriente las cargas alineales en su conjunto.

La complicación surge de que la frecuencia no es una sola como los 50 Hz del punto anterior, sino que la resonancia paralelo puede presentarse en la 5ta armónica ( 250 Hz), en la 7° (350 Hz) la 11° ( 550 Hz) o en alguna armónica superior.

Todos sabemos que la resonancia serie genera sobretensiones pero la resonancia paralelo, como en este caso, genera sobre-corrientes. Las sobrecorrientes se verifican en los capacitores y hacia la fuente.

Se podría verificar la resonancia midiendo la corriente en los capacitores, pero hay otro fenómeno más fácil de evaluar que es el aumento de la distorsión armónica de tensión en la entrada de la instalación. El THDV (Total Harmonic Distorsión en Tensión V) se incrementa cuando se está entrando en resonancia paralelo. Midiendo esta distorsión se puede evaluar el problema.

De más está decir, que la sobrecorriente en los capacitores en alta frecuencia, no genera una curva de disparo precisa en los fusibles de los capacitores con el consecuente y posible incendio de los mismos, pudiéndose propagar a todos los tableros de acometida y las instalaciones industriales en sí.

La distorsión armónica de tensión a la entrada de la instalación (fuente de energía) depende de la impedancia aguas arriba de la misma, o dicho de otro modo es inversamente proporcional a la potencia de corto circuito en la entrada de la instalación.

Normalmente cuando se corta el suministro de energía de la compañía distribuidora y se conecta el grupo electrógeno la impedancia de la fuente aumenta mucho (Impedancia interna del grupo) y por consiguiente la distorsión armónica de tensión (haya o no resonancia con los capacitores). Muchos diseñadores de instalaciones, diseñan estas para que se desconecten automáticamente los capacitores cuando arranca el grupo (esto soluciona el problema de la resonancia y parte del incremento del THDV) aunque queda limitada la potencia activa que se le puede sacar al grupo debido al bajo factor de potencia.

Hay instalaciones con muchas cargas alineales que directamente no pueden funcionar bien cuando se las alimenta con el grupo electrógeno.

El tema es delicado y potencialmente muy costoso por los bienes en juego y el lucro cesante que un evento así pudiese producir.

Todo esto tiene solución, hay que evaluar muy bien la instalación y sus maneras de operar, hacer determinadas mediciones en la misma, hacer una evaluación integral para dar un diagnóstico y determinar una solución para aumentar el factor de potencia en forma correcta y sin los riesgos mencionados en este punto.

Ing. Héctor Julio Ruiz

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