18 Jun, 2020

Cómo determinar la potencia capacitiva necesaria para corregir el factor de potencia de una instalac

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Las cargas o aparatos eléctricos convierten energía eléctrica en otra forma de energía útil para la aplicación, por ejemplo, un motor convierte energía eléctrica en trabajo mecánico sobre el eje del motor mismo.

Algunas cargas eléctricas utilizan campos magnéticos en su principio de funcionamiento, tales como motores, transformadores o balastos. A estas cargas se las llama “cargas reactivo-inductivas” y consumen parte de la energía que reciben en generar este campo magnético, necesario para que funcione, pero que no es el propósito de la aplicación.

A la parte de la energía usada para generar el campo magnético se la llama “energía reactiva”, y se mide en kVAR, mientras que a la otra parte que se convierte en algo útil para la aplicación se la llama “energía activa”, y se mide en kWh.

Si tomamos un motor y lo conectamos a la red, éste tomará, por ejemplo, una corriente de 95A a través de la cual transporta las energías activa y reactiva.

Por suerte existe un componente eléctrico pasivo llamado “capacitor”, que al ser conectado en paralelo con una de estas cargas inductivas, cuando se lo dimensiona correctamente, su presencia hace que no sea necesario entregar energía al conjunto para generar el campo magnético necesario para que la aplicación funcione.

En el caso del ejemplo del motor, si instalamos el capacitor correcto en paralelo con el mismo, no será necesario que la red entregue energía reactiva, y por lo tanto la potencia sobre el eje de motor será la misma, pero ahora, por ejemplo, tomará de la red solo 65 A. Es decir, todo funciona igual ahorrando energía y con menos corriente.



¿Qué es el factor de potencia?


La potencias eléctricas son las velocidades con las que se transfieren las distintas energías. Las potencias son valores instantáneos, mientras que los consumos de energía se refieren a un período (un mes por ejemplo).

La potencia activa (kW) es la velocidad de transferencia de la energía activa (kWh). La potencia reactiva (kVAR) es la velocidad de transferencia de la energía reactiva (kVARh). La suma vectorial de las potencias activa y reactiva da la potencia aparente (kVA), que se puede calcular fácilmente como el producto de la corriente por la tensión (por 1,73 en caso de corrientes de línea en un sistema trifásico).



Vemos en el gráfico anterior la representación de la suma vectorial de la potencia activa P, y de la potencia reactiva Q, que dan como resultado la potencia aparente S.

Representando a la potencia reactiva capacitiva Qc del capacitor en forma opuesta la potencia reactiva inductiva de la carga Q1 , vemos que la presencia del capacitor hace que la potencia reactiva, ahora del conjunto, se reduzca a Q2 , provocando también una reducción de la potencia total S2 .

Observen que por más que se reduzca Q colocando capacitores, la potencia activa de la instalación no cambia nunca. Es decir, la carga desarrolla la misma potencia útil pero tomando mucho menos potencia aparente de la red, haciendo a la aplicación mucho más eficiente desde el punto de vista del consumo de energía.

El factor de potencia es la relación entre la potencia activa y la potencia aparente, y es un índice que indica el aprovechamiento que hace la instalación del suministro eléctrico disponible. También se lo llama “coseno phi” porque su fórmula de cálculo corresponde a la relación del coseno del ángulo phi en el triángulo de potencias arriba analizado.


¿Qué se logra mejorando el factor de potencia?


Al mejorar el factor de potencia en una instalacón eléctrica, se hace mucho más eficiente el consumo de energía, pero además se obtienen los siguientes beneficios técnicos:

- Reducción de la generación, transporte y distribución de energía eléctrica en la red pública.

- Aprovechamiento mayor de la capacidad interna de distribución de energía de una instalación.

- Reducción de las pérdidas eléctricas, por reducirse la corriente necesaria para transportar la misma energía activa.

- Mejoramiento de la calidad de energía, ya que al reducir la corriente se reduce la caída de tensión en cables.

- Eliminación de penalidades que se estuvieran pagando por bajo factor de potencia y, eventualmente, obtener una bonificación por buen factor de potencia.

Con el propósito de hacer un uso racional de la energía eléctrica, los entes reguladores nacionales fijan reglamentaciones que determinan las penalidades y/o bonificaciones que las empresas distribuidoras de energía imponen a sus usuarios de acuerdo al factor de potencia promedio mensual que registren.

Relaciones principales referidas al factor de potencia o Cos phi


Cos φ1 = P/S

Tg φ1 = ER/EA


Cos φ es igual a potencia activa dividido potencia aparente, es decir, P/S, en unidades kW/kVA. El Cos phi hace referencia indirecta al ángulo phi que forman las potencias activa y aparente, ángulo que queremos reducir. Pero las potencias son valores instantáneos, mientras que la reglamentación nos exige un valor promedio a lo largo de un mes, es decir, ese ángulo phi en promedio mensual debe tener un determinado valor. Conviene entonces referirnos a ese mismo ángulo phi haciendo referencia a él en forma indirecta calculando la Tg phi que corresponde a la relación entre reactiva y activa, de las cuales podemos tomar los consumos mensuales de energías activas y reactivas que se indican en todas las facturas de energía eléctrica.


Datos de las facturas de energía eléctrica


Los datos indicados en las facturas de energía eléctrica de cada distribuidora difieren pero, en general, todas incluyen como mínimo los siguientes:


P = Potencia activa (kW)

S = Potencia aparente (kVA)

ER = Energía reactiva (kVArh)

EA = Energía activa (kWh)

Tg φ1 = Tg φ sin capacitores

Tg φ2 = Tg φ deseada


A la potencia activa también se la suele denominar como “demanda” y, como es un valor instantáneo, normalmente la factura indica el máximo ocurrido en el período.

También figuran en la factura los consumos de energía reactiva (ER) y de energía activa (EA).

Conociendo ER y EA podemos conocer la Tgφ1 , queriendo significar con el subíndice 1 la situación sin colocar nuevos capacitores, es decir, sin nada o con los preexistentes. Es importante saber si hay ya instalados capacitores en una instalación cuando se encara un proyecto para mejorarle el factor de potencia.

La Tgφ2 corresponderá al FP o Cos φ que se desee obtener, siendo el FP mínimo a considerar aquel fijado por la reglamentación. El subíndice 2 representa valores luego de haber aplicado la corrección con los capacitores correspondientes.

A continuación se indica la correspondencia entre los valores de Cos φ y de Tg φ.

Según reglamentación local:

Cos φ2 = 0.9 Tg φ2 = 0,5

Cos φ2 = 0.93 →  Tg φ2 = 0,4

Cos φ2 = 0.96 Tg φ2 = 0,3

Cos φ2 = 0.98  Tg φ2 = 0,2

Cos φ2 = 1  Tg φ2 = 0

Partiendo de Tg φ1 = ER/EA y de la potencia activa P de la instalación, que se indica en kW, y conociendo FP2 o Tg φ2 que se desea alcanzar se puede calcular la potencia de los capacitores necesarios usando la siguiente fórmula:


Qc = (Tg φ1 - Tg φ2 ) P


Al término (Tg φ1 - Tg φ2 ) se lo denomina “factor de corrección X” y también puede ser obtenido gráficamente de la tabla de corrección.

Este cálculo apenas determinará la potencia capacitiva necesaria para realizar la corrección. Luego se deben aplicar ciertos criterios para determinar si la corrección debe ser automática, cómo debe configurarse el equipo, si el mismo tiene que contar con algún tipo de filtrado para armónicas y, dependiendo de la velocidad de variación de la carga, puede requerir conmutación a través de tiristores (corrección dinámica).

En caso de instalaciones aún en proyecto, donde no es posible hacer mediciones ni contar con facturas de energía, se debe estimar la potencia capacitiva teniendo en cuenta la potencia activa a instalar y el tipo de carga. Suponiendo el caso típico de una fábrica donde la mayoría de la carga serán motores con variadores de velocidad, se puede estimar que el factor de potencia sin capacitores puede ser aproximadamente 0,70, y para llevarlo a 0,95 se requerirá un factor de corrección de 0,70, es decir que habría que instalar en kVAR el 70% de los kW que se vayan a instalar como carga. Además, el equipo deberá ser automático y, por tratarse de significativa cantidad de variadores de velocidad se requerirá filtrado de absorción parcial de quinta armónica.



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