La corrección del factor de potencia es la práctica de añadir capacitancia al sistema eléctrico de una planta para compensar la potencia reactiva que consumen motores y otras cargas inductivas, de modo que la planta toma de la red una potencia real
útil, más cercana a la que realmente necesita en lugar de pagar por potencia que no utiliza de forma productiva. Pero si se hace mal cerca de variadores de frecuencia, la corrección puede crear un problema de resonancia armónica peor que el original.
El factor de potencia (FP) es la relación entre la potencia activa (kW), la potencia que realiza trabajo real, y la potencia aparente (kVA), la potencia total que la compañía suministradora tiene que generar y entregar para alimentar esa carga. FP = kW / kVA.
Un FP de 1,0 (unidad) significa que toda la potencia entregada realiza trabajo útil.
Un FP de 0,75 significa que la compañía está suministrando aproximadamente un tercio más de corriente de la que la carga realmente convierte en trabajo, y esa corriente extra tiene que circular por los mismos conductores, transformadores y centros de maniobra que la corriente útil.
La diferencia entre kW y kVA la cubre la potencia reactiva, medida en kVAr, que oscila de ida y vuelta entre la fuente y la carga sin consumirse. No se “desperdicia” en el sentido de convertirse en calor en la carga, pero sí ocupa capacidad en todo lo que está corriente corriente arriba de esa carga.
Los motores asíncronos, los pilares de la mayoría de las plantas, son inherentemente inductivos: necesitan una corriente de magnetización para establecer el campo magnético giratorio en el estator antes de poder producir par. Esa corriente de magnetización se retrasa respecto a la tensión casi 90 grados y no contribuye al trabajo real, pero aun así aparece como corriente que la compañía suministradora debe proporcionar.
La magnitud del efecto depende mucho de la carga:
Por eso las plantas con muchas cargas motoras intermitentes o sobredimensionadas, comunes en instalaciones que nunca ajustaron el tamaño del equipo a la demanda real, tienden a tener el peor factor de potencia a nivel del sitio.
El factor de potencia bajo le cuesta a una planta dinero de dos maneras distintas.
Primero, penalizaciones de la compañía suministradora. Muchas empresas suministradoras miden kVAr o calculan un factor de potencia de facturación y aplican un recargo, o facturan según la demanda de kVA en lugar de la demanda de kW, una vez que el factor de potencia de un sitio cae por debajo de un umbral contractual.
Los umbrales varían según la compañía y la tarifa, comúnmente en el rango 0,85 a 0,95, por lo que el número exacto y la estructura de penalizaciones hay que consultarlos en la tarifa de su propia compañía y no asumirlos.
Las empresas hacen esto porque los clientes con FP bajo les obligan a dimensionar generación, transmisión y distribución para kVA que nunca se convierten en kWh facturables.
Segundo, capacidad interna desaprovechada. La corriente reactiva sigue fluyendo por sus propios transformadores, alimentadores, interruptores y cables. Esa corriente provoca pérdidas reales por calentamiento I²R en ese equipo y consume ampacidad que podría servir para carga adicional.
Una planta que funciona con un factor de potencia pobre puede verse obligada a actualizar un transformador o el servicio para añadir una nueva línea de producción, cuando el problema real es que una gran parte de la capacidad existente está ocupada circulando potencia reactiva en lugar de suministrar kW utilizables.
Corregir el factor de potencia libera ese margen sin tocar el suministro entrante.
Puesto que las cargas inductivas consumen corriente reactiva rezagada, la solución es suministrar localmente una corriente reactiva líder igual y opuesta, que es lo que hacen naturalmente los condensadores.
Un banco de condensadores correctamente dimensionado compensa los kVAr de magnetización del motor, de modo que la corriente que ve la compañía parece mucho más cercana a la corriente realmente convertida en trabajo.
El tamaño de condensador necesario en kVAr es la carga real de la planta en kW multiplicada por la diferencia entre la tangente del ángulo del factor de potencia presente y la tangente del ángulo del factor de potencia objetivo.
En la práctica, la corrección se aplica en algunas arquitecturas comunes:
Sobrecorregir es un riesgo real: llevar el factor de potencia a un valor adelantado puede causar elevación de tensión y sus propias penalizaciones, por lo que los bancos normalmente se escalonan y se orientan a un FP ligeramente por debajo de la unidad, no exactamente en 1,0.
| Condición | Factor de potencia típico (rezagado) | Implicación práctica |
|---|---|---|
| Motor asíncrono a plena carga | ~0,85 a 0,90 | Normalmente requiere corrección moderada |
| Motor asíncrono a carga ligera/ parcial | ~0,2 a 0,5 | Gran carga reactiva en relación con el trabajo realizado |
| Planta completa con motores mixtos bien cargados | ~0,80 a 0,90 (sin corregir) | A menudo cerca o por debajo del umbral de penalización de la compañía |
| Objetivo de planta corregida | ~0,95 a 0,98 | Por debajo de la unidad para evitar penalizaciones por FP adelantado |
Los variadores de frecuencia están por todas partes en las plantas modernas porque ahorran energía en bombas, ventiladores y transportadores al ajustar la velocidad del motor a la carga, un tema tratado con más profundidad junto con la selección de la frecuencia portadora de los variadores de frecuencia (VFD) .
Pero los VFD son cargas no lineales: su etapa rectificadora extrae corriente en pulsos, no en una onda sinusoidal suave, inyectando corrientes armónicas (5., 7., 11., 13. y más allá) de vuelta al sistema eléctrico de la planta.
Esto forma parte del mismo panorama de calidad de suministro que se discute en calidad de potencia en la fabricación .
Aquí está la trampa: la impedancia de un banco de condensadores disminuye a medida que la frecuencia aumenta, mientras que la impedancia de la fuente de la planta (transformadores, alimentadores) aumenta con la frecuencia. A alguna frecuencia, ambas pueden volverse iguales y opuestas, una condición llamada resonancia paralela.
Si esa frecuencia de resonancia cae cerca de un armónico que los VFD ya están inyectando, típicamente el 5.º o 7.º, el banco de condensadores y la inductancia del sistema amplifican esa corriente armónica en lugar de absorberla.
El resultado puede ser una tensión muy distorsionada, condensadores sobrecalentados o averiados, disparos intempestivos de fusibles y estrés en cualquier equipo conectado a ese bus.
La norma IEEE Std 519 establece los límites de referencia que las compañías y los ingenieros diseñan en el punto de acoplamiento común, cubriendo tanto la distorsión de tensión (THDv) como la distorsión de corriente (THDi)
los límites porcentuales exactos dependen de la clase de tensión del sistema y de la relación entre la corriente de cortocircuito disponible y la corriente de carga, por lo que deben extraerse de la propia norma o de un estudio de calidad de potencia calificado en lugar de aproximarse.
La conclusión práctica para cualquier planta que añada condensadores donde hay VFD:
Este mismo estrés eléctrico se manifiesta también mecánicamente. Los motores que funcionan con suministro distorsionado o con tensión desbalanceada se calientan más y degradan el aislamiento con mayor rapidez, por eso la prueba de resistencia de aislamiento y la revisión de las clases de aislamiento de los motores frente a las condiciones reales de operación merecen revisarse cada vez que una planta realiza un cambio significativo en sus cargas eléctricas.
La corrección del factor de potencia es una solución por el lado eléctrico, pero se sitúa dentro de un panorama mayor de fiabilidad y energía: dimensionar correctamente los motores, arreglar las correas flojas y los rodamientos desgastados que hacen que los accionamientos funcionen de forma ineficiente, y detectar fallos eléctricos antes de que se conviertan en tiempo de inactividad.
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La mayoría de las empresas suministradoras de energía desean ver 0,90 o más, y muchas plantas se fijan objetivos de 0,95 a 0,98 para contar con un margen frente a penalizaciones. Exactamente la unidad (1,0) suele evitarse porque llevar el FP a un valor adelantado puede crear sus propios problemas, incluida la elevación de tensión.
Reduce la demanda en kVA y las pérdidas I²R asociadas en su propio cableado y transformadores, liberando capacidad, pero no reduce el consumo real de energía (kWh) en la carga, ya que la potencia reactiva no se convierte en trabajo. Los ahorros provienen principalmente de evitar penalizaciones y de la capacidad liberada, no de que los motores consuman menos potencia activa.
Cualquier VFD con una etapa rectificadora basada en diodos o SCR inyecta algo de corriente armónica. El riesgo para los condensadores no es el VFD por sí solo, sino que la frecuencia de resonancia del banco de condensadores coincida con un armónico que los VFD estén produciendo en ese mismo bus. Un estudio armónico identifica ese riesgo antes de instalar el equipo.
Se usan ambas opciones. La corrección central en la entrada de servicio es más fácil de gestionar y más barata por kVAr, pero la corrección a nivel de motor reduce también el flujo de corriente reactiva por los alimentadores internos de la planta, lo que puede importar si la capacidad interna de cables o transformadores está ajustada. La elección correcta depende de dónde esté realmente la restricción de capacidad.
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