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La creciente integración de los sistemas fotovoltaicos (PV) en la red ha creado desafíos para los proveedores de servicios públicos. Una de las principales preocupaciones es que muchos componentes electrónicos de potencia utilizados en estos sistemas consumen energía reactiva, lo que genera un factor de potencia bajo e inestabilidad del sistema. Como resultado, los métodos de corrección del factor de potencia han ganado una atención renovada. Este artículo describe los dos métodos más utilizados para la compensación de potencia reactiva.
El factor de potencia (PF) es una medida esencial de la eficiencia de un sistema eléctrico. Representa la relación entre la potencia real, expresada en vatios (P), y la potencia aparente, expresada en voltios-amperios (S). La potencia aparente es una combinación de potencia verdadera y potencia reactiva, que se mide en voltios-amperios reactivos (VAR o Q).
El factor de potencia afecta la eficiencia general del sistema, y factores de potencia más bajos indican un uso de energía menos eficiente. Un factor de potencia de uno (unidad) representa la operación más eficiente, mientras que las cargas inductivas causan un factor de potencia retrasado y las cargas capacitivas crean un factor de potencia adelantado. Las cargas resistivas normalmente mantienen un factor de potencia unitario.
Figura 1. (a)factor de potencia principal. (b) factor de potencia retrasado
La corrección del factor de potencia (PFC) tiene como objetivo acercar el factor de potencia lo más posible a la unidad. Un factor de potencia deficiente puede generar costos de energía más altos, una vida útil reducida de los equipos y la necesidad de infraestructura eléctrica de gran tamaño, como cables y transformadores. Por ejemplo, los equipos industriales como los motores de inducción, las lámparas de arco y la maquinaria que opera con cargas bajas a menudo sufren de un factor de potencia bajo y retrasado. Para tener en cuenta esto, las empresas de servicios públicos suelen imponer cargos más altos a los consumidores con un factor de potencia deficiente, utilizando una demanda máxima o una tarifa de KVA.
Los equipos que funcionan con un factor de potencia bajo son propensos a sobrecalentarse, lo que reduce su vida operativa. Por lo tanto, tanto las empresas de servicios públicos como los consumidores se esfuerzan por mejorar el factor de potencia y lograr una mayor estabilidad del sistema y ahorro de costos.
El principio subyacente de todos los métodos PFC es simple: por cada carga inductiva que causa un factor de potencia retrasado, se debe conectar en paralelo una carga capacitiva con un factor de potencia adelantado para acercar el factor de potencia a la unidad.
Figura 2. S1 representa la potencia de una carga, Q1 es la potencia reactiva en retraso y cosθ1 indica el factor de potencia. Al agregar una carga principal con potencia reactiva Q2, el sistema forma S3, que representa la potencia total. Esto reduce la potencia reactiva retrasada general a Q3, mejorando el factor de potencia del sistema a cosθ3, acercándolo a la unidad en P después de la corrección.
Existen varios métodos para mejorar el factor de potencia, pero los dos más comunes son los bancos de condensadores y los condensadores síncronos.
Los bancos de condensadores constan de múltiples condensadores que almacenan energía y proporcionan potencia reactiva al sistema. Se pueden conectar en configuración delta o estrella (estrella). Los condensadores de potencia están clasificados en KVAR, lo que representa la cantidad de potencia reactiva que generan.
Se utiliza una fórmula para calcular la potencia reactiva (KVAR) que proporciona un condensador en función de su capacitancia (C), el voltaje del sistema (V) y la frecuencia (f):
KVAR=C×2π×f×V2×10−9\text{KVAR} = C \times 2\pi \times f \times V^2 \times 10^{-9}10 −9
Los bancos de condensadores generalmente están diseñados para operar en etapas, y cada etapa entrega un nivel diferente de potencia reactiva. Este enfoque por etapas ayuda a adaptarse a las diferentes necesidades de energía dentro de un sistema. Los bancos de condensadores también están equipados con componentes de protección, como fusibles, contactores y disyuntores, para evitar sobrecalentamiento y fallas eléctricas.
Para sistemas con una distorsión de voltaje significativa, a menudo se agregan reactores de desafinación al diseño del banco de capacitores. Además, las resistencias de descarga garantizan que los condensadores se descarguen de forma segura cuando se desconectan de la fuente de alimentación.
En términos de rentabilidad, los bancos de condensadores proporcionan un sistema estable, reducen el consumo de KVAH y ofrecen un buen período de recuperación. Por ejemplo, comparando dos sistemas cada uno con una carga de 60 kW funcionando con un factor de potencia de 0,6 durante 10 horas al día, el sistema con un banco de condensadores que mejora el factor de potencia a la unidad ahorra significativamente en la factura de energía anual.
Un condensador síncrono es esencialmente un motor síncrono sobreexcitado que funciona sin carga. Cuando se conecta en paralelo con otras cargas, genera la potencia reactiva necesaria para mejorar el factor de potencia del sistema.
El nivel de potencia reactiva generada depende de la corriente de excitación del motor. En el estado de sobreexcitación, el condensador síncrono genera potencia reactiva con un factor de potencia adelantado. Un controlador de excitación automático ayuda a regular el nivel de excitación del motor en función de las necesidades de potencia reactiva del sistema en tiempo real.
La ventaja de los condensadores síncronos es su capacidad de ajustar con precisión la cantidad de potencia reactiva generada, a diferencia de los bancos de condensadores que operan en etapas fijas. Esta flexibilidad es particularmente importante en grandes sistemas de energía con demandas fluctuantes de energía reactiva.
Figura 3. Diagrama fasorial que ilustra la adición de un condensador síncrono sobreexcitado a una carga en retraso.
Si bien tanto los bancos de capacitores como los condensadores síncronos tienen propósitos similares, generalmente se usan en aplicaciones diferentes. Los bancos de condensadores son más comunes en entornos industriales y subestaciones más pequeñas, mientras que los condensadores síncronos son más adecuados para aplicaciones de alta potencia, como centrales eléctricas que superan los 200 MVA y estaciones convertidoras HVDC.
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