La calidad de la energía eléctrica ha cobrado una relevancia muy importante en los últimos años, tanto en el sector industrial como en los sectores comercial y residencial. Las empresas y dueños de negocios y plantas de producción invierten cada vez más recursos en diseños de instalaciones que garanticen un servicio eléctrico confiable y una energía eléctrica de buena calidad.
Pero, ¿a qué nos referimos con calidad de energía eléctrica?
En resumen, la calidad de la energía eléctrica se refiere a la capacidad que tiene una instalación eléctrica de proporcionar los niveles de voltaje y corriente para los cuales fueron diseñadas las cargas que alimenta1.
Aunque puede parecer sencillo en primera instancia, lograr que una instalación eléctrica entregue toda la potencia para la que fue diseñada es en la práctica una labor muy complicada, ya que todos los elementos que integran un sistema eléctrico afectan de una manera u otra el comportamiento del voltaje y la corriente que circula a través de ellos.
Las principales fuentes de distorsión de una red eléctrica son:
Cargas capacitivas. Producen un “adelanto” de la corriente con respecto al voltaje.
Cargas Inductivas. Producen un “retraso” de la corriente con respecto al voltaje.
Cargas no lineales. Absorben corriente eléctrica en frecuencias impredecibles que normalmente no están en sintonía con el voltaje que las alimenta, lo cual genera corrientes armónicas en el sistema.
- Variaciones externas de voltaje. La red de suministro es susceptible a variaciones de voltaje producidas por los diferentes centros de carga que alimenta, y son especialmente vulnerables a variaciones en las inmediaciones de zonas industriales y de fábricas.
Se analizó el comportamiento de una planta de producción de productos PET, de la cual se obtuvo información de la compañía suministradora de un año de consumos eléctricos, demandas máximas y factor de potencia2.
Para este ejercicio, se decidió utilizar el método de los requerimientos mensuales; un método que se basa en información del factor de potencia promedio y demandas máximas, que se puede obtener fácilmente en los recibos de facturación eléctrica emitidos por la compañía suministradora.
Los requerimientos de compensación reactiva3 mensuales se calculan de acuerdo con la ecuación (1).
En este caso, se encontró que el factor de potencia promedio anual fue de 0.936, lo cual se encuentra por debajo de los requerimientos del código de Red4 (0.95 mensual a un intervalo de medición de 10 minutos).
Este método nos permite obtener un factor de potencia objetivo bajo las condiciones más graves de potencia reactiva y nos permite observar las fluctuaciones de ésta, de acuerdo con el régimen de carga del sistema. En este caso, el mayor requerimiento de compensación se encontró en el mes de abril, con una aportación de 1,327.75 [kVAr] del sistema.
En este caso es más evidente la necesidad de un ajuste en los equipos de compensación reactiva, para poder cumplir con los requerimientos del código de red.
Para profundizar en el análisis y realizar una propuesta más acertada de compensación reactiva, se requiere de más información relacionada a los consumos eléctricos. Idealmente se recomienda el uso de equipos de monitoreo eléctrico continuo, ya que proporcionan información mucho más completa y precisa sobre el comportamiento de la red eléctrica, y permiten el uso de herramientas matemáticas más precisas para realizar proyecciones y estimados.
Compensación de potencia reactiva y resonancia armónica
Al instalar un banco de capacitores para compensar la energía reactiva del sistema, se debe también hacer un análisis de resonancia armónica para observar el comportamiento de las armónicas de voltaje y corriente que puedan estar siendo amplificadas por efecto del banco de capacitores.
Los bancos de capacitores, ya sea ubicados en una subestación para corrección de factor de potencia o en el sistema de distribución para control del voltaje, alteran significativamente la variación de la impedancia del sistema con respecto a la frecuencia. Los capacitores no crean armónicos, pero la distorsión armónica normalmente se les atribuye a estos. Mientras que la reactancia de los componentes inductivos incrementa proporcionalmente a la frecuencia, la reactancia capacitiva "Xc" decrece proporcionalmente:
C= capacitancia del banco de capacitores en faradios
Esta magnitud no es común de encontrar en placas o fichas técnicas de los bancos de capacitores, los cuales se categorizan en kVAr o MVAR a un voltaje dado. La reactancia capacitiva de fase a neutro para un banco de capacitores a la frecuencia fundamental se puede determinar por:
Para bancos de capacitores trifásicos, se utiliza el voltaje entre fases y la potencia reactiva trifásica.
Todos los circuitos eléctricos que contienen tanto capacitancias como inductancias tienen una o más frecuencias naturales. Cuando una de estas frecuencias corresponde a la frecuencia producida por cargas no lineales, se puede desarrollar una resonancia en la cual el voltaje y la corriente a tal frecuencia se mantienen a valores muy altos.
La resonancia en paralelo ocurre cuando la reactancia del capacitor "Xc" y la del sistema de distribución se cancelan entre si. La frecuencia a la cual ocurre este fenómeno se llama frecuencia de resonancia en paralelo, y se puede expresar como sigue:
A la frecuencia de resonancia, la impedancia “aparente” de la combinación en paralelo de la inductancia y capacitancia equivalentes desde el punto de vista de la fuente de corriente armónica (cargas no lineales) se vuelve muy grande.
La medida en que el voltaje y la corriente serán amplificados es determinada por el banco de capacitores.
La armónica de resonancia "hr" se calcula normalmente con base en las impedancias de frecuencia fundamental y especificaciones utilizando alguna de las siguientes ecuaciones:
Para ejemplificar el cálculo de una armónica de resonancia, utilizaremos el trasformador "TR-01" 1000 KVA 23000 - 220/127 VCA Z="5.25%" @ 85°C:
Para el ejemplo anterior se utilizó una capacidad de compensación de 100 kVAr, lo cual representa el 10% de la potencia nominal del transformador, y se obtuvo una armónica de resonancia cercana al número 13. Esto es un cálculo aproximado que considera únicamente las dos fuentes de inductancia y capacitancia más significativas, se omiten reactancias de conductores, así como inductancia de corto circuito por considerarse de despreciable magnitud.
Se puede determinar la amplificación de las armónicas cercanas a la armónica de frecuencia, por motivos de resonancia en paralelo a través de la siguiente ecuación:
Y revolviendo obtenemos:
Resolviendo hasta la armónica 28 se obtiene la siguiente respuesta en frecuencia:
Se comprueba la respuesta del sistema en resonancia alrededor de la armónica 13 y se observa el efecto de amplificación en armónicas aledañas a la de resonancia.
Una vez identificada la respuesta en resonancia del sistema, calculamos el factor de amplificación de las armónicas:
Donde:
Resolviendo para las primeras 30 armónicas se tiene la siguiente respuesta:
Se puede observar que se generan asíntotas entre las armónicas 12 y 13, por lo cual se podría determinar que el sistema se encuentra en estado crítico con un riesgo alto de sufrir corrientes elevadas, al obtener valores muy aproximados entre la armónica de resonancia y la amplificación máxima en corriente. En este caso se recomendaría el uso de un filtro activo que proteja el sistema para la armónica No. 13.
Como se mencionó antes, los bancos de capacitores no crean armónicos por sí mismos, pero la distorsión armónica normalmente se debe a los efectos secundarios derivados por su instalación, como se pudo comprobar en el ejemplo anterior.
Normatividad relevante
El Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga, en su punto 3.8 b), sobre la calidad de la energía, establece que:
b) Los Centros de Carga Especiales deben cumplir con los limites especificados de distorsión armónica, en corrientes, fluctuación de tensión (fliker) y desbalance de corriente.
Tabla 3.8.A. Límites de distorsión armónica máxima permisible en corriente para tensiones menores o iguales a 69 kV.
Donde:
IL = Corriente Máxima de Carga, correspondiente al promedio de las corrientes de demanda máxima de los últimos 12 meses. Si no se dispone de este valor, se asume la corriente nominal de los transformadores de corriente del equipo de medición del suministrador.
Icc = Corriente de Corto Circuito en el punto de acometida.
%DATD = Porcentaje de distorsión armónica total de demanda
Además del factor de potencia y la distorsión armónica, el Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga, establece los siguientes criterios para los centros de carga en Media y Baja tensión:
3.1 Tensión:
Los centros de carga deberán soportar variaciones temporales de tensión hasta por 20 minutos de acuerdo con los valores máximos y mínimos establecidos en el manual regulatorio de conexión de centros de carga y permanecer conectados al sistema eléctrico nacional.
Nota 1. Se toma como tensión temporal máxima, el 110% del valor nominal de tensión.
Nota 2. Se toma como tensión temporal mínima, el 90% del valor nominal de tensión.
3.2 FRECUENCIA.
Los centros de carga deben ser capaces de soportar variaciones de frecuencia en forma permanente dentro del rango de valores máximos y mínimos establecidos en el manual y permanecer conectados al sistema eléctrico nacional.
Tabla 3.2.1.A. Valores de frecuencia máxima y mínima que debe soportar el Centro de Carga.
Los centros de carga que emanen o se relacionen a las actividades de suministro (calificado, básico o último recurso), usuarios calificados o generación de intermediación que estén conectados en Alta o Media Tensión, cumplirán con los requerimientos de este Manual en un plazo que no podrá exceder de 3 años, debiendo presentar a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) un plan de trabajo detallando las acciones que serán implementadas, considerando los tiempos y prácticas prudentes de la industria eléctrica para asegurar el cumplimiento de lo establecido en este Manual.
En caso de prevalecer el incumplimiento a los requerimientos especificados en el Manual, se aplicarán las sanciones de conformidad con la normativa vigente.
Justificación técnica
Las medidas correctivas presentadas en el punto anterior están orientadas al cumplimiento de los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red, establecidas en las disposiciones generales de conexión de centros de carga (Código de Red Capítulo 4.3 “Criterios para la conexión).
En el Manual Regulatorio de Conexión se establecen los requerimientos que deben cumplir tanto los Centros de Carga que soliciten conectarse como aquéllos que ya se encuentren conectados al SEN.
Las disposiciones referentes a temas de calidad de energía con las siguientes:
Criterio CONE - 1. Los requerimientos de conexión serán aplicables o referidos al Punto de Conexión, a menos que se especifique algo distinto.
Criterio CONE - 2. Los Centros de Carga deberán soportar variaciones de tensión dentro del rango de valores máximos y mínimos establecidos en el Manual Regulatorio de Conexión de Centros de Carga y continuar conectados de manera permanente a la RNT o a las RGD, de acuerdo al nivel de tensión nominal que corresponda.
Criterio CONE - 3. Los Centros de Carga deberán soportar variaciones temporales de tensión hasta por 20 minutos, dentro del rango de valores máximos y mínimos establecidos en el Manual Regulatorio de Conexión de Centros de Carga y permanecer conectados a la RNT o a las RGD, de acuerdo con el nivel de tensión nominal que corresponda.
Criterio CONE - 4. Los Centros de Carga deberán ser capaces de soportar variaciones de frecuencia dentro del rango de valores máximos y mínimos establecidos en el Manual Regulatorio de Conexión de Centros de Carga.
Criterio CONE - 5. Para dimensionar el equipo eléctrico y coordinar los Esquemas de Protección de los Centros de Carga con aquéllos de los Transportistas o Distribuidores, se deberán utilizar los niveles de cortocircuito máximos y mínimos en los Puntos de Conexión, calculados y publicados anualmente por el CENACE y los Distribuidores.
Criterio CONE - 6. Los Centros de Carga deberán cumplir con los requerimientos de factor de potencia contenidos en el Manual Regulatorio de Conexión de Centros de Carga.
Criterio CONE - 8. Las características del protocolo, equipos y medios de comunicación; así como del registro de instrucciones de despacho con las que el Centro de Carga deberá contar se establecerán en la regulación aplicable en materia de Seguridad de la Información y Tecnologías de Información y Comunicación.
Criterio CONE - 9. Respecto a la Calidad de la energía, el Manual Regulatorio de Conexión de Centros de Carga y demás regulación aplicable establecerán los requerimientos técnicos que los Centros de Carga deben cumplir respecto a indicadores como: Distorsión Armónica Total, fluctuaciones de tensión (flicker) y Desbalance de Corriente.
Considerando los criterios de conexión anteriores, y de acuerdo con las observaciones realizadas en la planta, así como la información compartida. Se concluye que los puntos críticos a observar un sistema eléctrico son:
Factor de Potencia
Análisis de resonancia
Variaciones de tensión
Variaciones de frecuencia
Desbalances de corriente
Distorsión armónica
- Altas corrientes en los conductores
- Incremento en la potencia aparente
- Aumento en el tamaño de las instalaciones
- Incremento de pérdidas eléctricas en los conductores
- Aumento de la caída de voltaje
- Cargos por bajo factor de potencia
David Monroy
Experto Eléctrico
Ingeniero eléctrico y en electrónica. Especialista en uso eficiente de la energía. Como profesional, se ha dedicado al diseño de instalaciones eléctricas en media y baja tensión, participando en importantes proyectos en la Ciudad de México así como en varios estados de la República y en el exterior, en colaboración con importantes empresas nacionales e internacionales del sector eléctrico.
Bibliografía:
Código de Red 2016 RESOLUCIÓN Núm. RES/151/2016; Diario Oficial de la Federación, Comisión Reguladora de Energía
Guía sobre los requerimientos técnicos del Código de Red aplicables a Centros de Carga; Comisión Reguladora de Energía
Ley de la Industria Eléctrica; Diario Oficial de la Federación, SENER
Fundamentals of Electric Power Quality; Surya Santoso, 2012, Printed on demand
Electrical Power Systems Quality; Roger C. Dugan, Mark F. McGramahan/Surya Santoso & H. Wayne Benty,McGraw-Hill
CFE L00045 (Perturbaciones Permisibles en las formas de onda de tensión y corriente del suministro de energía eléctrica); Comisión Federal de Electricidad
IEEE Recommended practice for monitoring electric power quality.; IEEE Std. 1159-20009
IEEE Recommended practice and requirements for harmonic control in electrical power systems; IEEE 519-2014
Power Systems Harmonics (fundamentals, análisis and filter design); George J. Wakileh, Springer-Verlay
Generator, Transformer, Motor, and Compresor (based on the NEC and related standards); James G. Stallcup, Sr.,GRAYBOY, Inc.
Transformadores (de potencia, de medida y protección); Enrique ras, Alfaomega-Marcombo
