KINENERGY - Insights #Factor de Potencia

Lineamientos del Código de Red 2.0: Centros de Carga

Wed, 21 Jun 2023 12:59:39 -0600

¿Qué es el Código de Red?

Es la regulación emitida por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que establece los requerimientos técnicos-operativos mínimos para el desarrollo eficiente de los procesos asociados con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Regula las diversas actividades que se llevan a cabo en el SEN como son:

Planeación.
Control operativo.
Control físico.
Operación de la Red Nacional de Transmisión (RNT).
Operación de las Redes Generales de Distribución (RGD).
Interconexión de Centrales Eléctricas.
Conexión de Centros de Carga.

Objetivo

Establecer los criterios técnicos que los integrantes de la industria eléctrica deben cumplir de manera obligatoria en el desarrollo de sus actividades en el Sistema Eléctrico Nacional para garantizar la continuidad y la calidad del suministro de energía eléctrica.

¿A quién va dirigido?

El Código de Red es de cumplimiento obligatorio para todos los usuarios del SEN, como son:

El Centro Nacional de Control de Energía.
Transportistas.
Distribuidores.
Centrales Eléctricas.
Centros de Carga.
Generadores.
Suministradores.
Usuarios calificados participantes del mercado.
Comercializadores no suministradores.
Contratistas.

Contenido del Código de Red

El contenido del Código de Red está dividido en las disposiciones generales administrativas de carácter general y en las disposiciones operativas.

Disposiciones Generales del SEN:

Planeación (P).
Operación (OP).
Interconexión para Centrales Eléctricas.
Conexión de Centros de Carga.
Red Eléctrica Inteligente (REI) en materia de telemetría, interoperabilidad y seguridad de la información.
Aplicables a Sistemas Eléctricamente Aislados (SEA).

Manual Regulatorio:

Planeación del Sistema Eléctrico Nacional.
Estados Operativos del Sistema Eléctrico Nacional.
Control y Operación de la Generación y Recursos de Demanda Controlable.
Coordinación Operativa.
Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional.
Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN.

Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN

I. Objetivo

Establecer los requerimientos técnicos que deben cumplir los Centros de Carga conectados al SEN en Media o Alta Tensión, para garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

II. Alcance y aplicación

Los requerimientos del Manual regulatorio de requerimientos técnicos para la Conexión de Centros de Carga al SEN (Manual Regulatorio de Conexión) son de aplicación para todos los Centros de Carga conectados o que pretendan la Conexión SEN en los niveles de Media o Alta Tensión.

Por otro lado, para los Centros de Carga sujetos a la obligación prevista en el Capítulo 1 del Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Conexión de Centros de Carga del Código de Red publicado en el DOF el 8 de abril de 2016. Se deberá entender que la obligación referida para Centros de Carga en Media Tensión o Alta Tensión continua vigente y exigible por la CRE, en un plazo que no podrá exceder de 3 años, debiendo presentar un Plan de Trabajodetallando las acciones que serán implementadas para asegurar el cumplimiento de lo establecido en este Manual.

Los Centros de Carga en Baja Tensión, no son objeto del presente Manual Regulatorio de Conexión.

Finalmente, los Centros de Carga que se encuentren conectados en Media Tensión, y que tengan una demanda contratada mayor o igual a 1 MW, contarán con un periodo transitorio no mayor a dos años, contados a partir de la publicación en el DOF de la presente versión del Código de Red, para asegurar el cumplimiento con los requerimientos técnicos señalados en los numerales 2.4 y 2.8 del presente Manual Regulatorio de Conexión, referidos a factor de potencia y calidad de la potencia.

Antes de hablar sobre los requerimientos del Código, vamos a mencionar dónde se aplica.

La evaluación de los requerimientos se debe realizar en el Punto de Conexión en donde el distribuidor, su equipo de medición y el centro de carga se conectan para recibir el suministro de energía eléctrica. Un Punto de Conexión es determinado por el CENACE, donde uno o varios Centros de Carga se conectan en un mismo nivel de tensión.

¿Qué es un Centro de Carga?

Son las instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten que un “Usuario Final” reciba el suministro eléctrico.

En otras palabras, un punto de conexión es la frontera donde limitan las responsabilidades del distribuidor y del Centro de Carga.

Requerimientos Técnicos aplicables a los Centros de Carga

Los Centros de Carga conectados en Media Tención con demanda contratada <1 MW, así como los conectados en Media Tensión con demanda contratada ≤1 MW deben cumplir con los requerimientos estipulados en la siguiente tabla:

RDC: Recursos de Demanda Controlable

Son Centros de Carga que tienen la capacidad de disminuir su consumo de energía eléctrica en tiempo real.

2.1 Tensión

Los Centros de Carga deberán soportar Variaciones de Tensión: En Estado Operativo Normal

+/- 5% de manera permanente, en condiciones distintas al Estado Operativo Normal.
+/- 10% hasta por 20 minutos.

2.2 Frecuencia

Los Centros de Carga deberán soportar variaciones de frecuencia:

+/- 1 Hz en estado permanente.
+/- 2.5 Hz por 30 minutos.

2.3 Corto Circuito

2.4 Factor de Potencia

El Factor de Potencia (FP) o Cos (φ), se define como la relación entre la potencia que produce el trabajo (Potencia Activa) y la potencia total (Potencia Aparente) consumida o suministrada.

Los Centros de Carga Conectados en Media tensión con una demanda contratada igual o superior a 1 MW, tendrán un periodo transitorio no mayor a 2 años, contados a partir de la publicación del presente documento en el DOF, para asegurar el cumplimiento con el requerimiento de factor de potencia.

2.5 Protecciones

Los Puntos de Conexión de Centros de Carga en la RNT y en las RGD deben contar con esquemas de protección. En tanto no se cuente con Norma Oficial Mexicana o especificación técnica aprobada por la CRE, todos los esquemas de protección de los Centros de Carga en los Puntos de Conexión deben cumplir con los requerimientos señalados durante los procesos de Conexión o Modificación Técnica conforme al Manual para la Interconexión de Centrales Eléctricas y Conexión de Centros de Carga.

El Transportista y/o Distribuidor deberán verificar los sistemas de protección para asegurar su adecuada coordinación de protecciones para liberar fallas atendiendo los siguientes criterios y durante el proceso de Conexión o Modificación Técnica:

Detección de fallas internas y externas a la Red particular.
Operación ante baja y alta tensión.
Operación ante baja y alta frecuencia.
Operación ante sobrecarga de circuitos.
Operación ante sobrecarga de transformadores.
Operación de protecciones de respaldo.

Los Centros de Carga se deberán coordinar con el Transportista y/o Distribuidor para el ajuste de las protecciones en el Punto de Conexión.

Cualquier cambio o ajuste que el Centro de Carga desee realizar a los sistemas de protección en el Punto de Conexión deberá notificarlo previamente de conformidad con el Manual Regulatorio de Coordinación Operativa.

Los Centros de Carga son responsables de la implementación y funcionamiento de sus sistemas de protección. Las protecciones de los Centros de Carga en el Punto de Conexión que se encuentren conectados en Alta o Media Tensión se deberán coordinar con el Transportista o Distribuidor según corresponda para lograr este objetivo. Los sistemas de protección de los Centros de Carga deben estar coordinados y ser capaces de liberar las fallas causadas en sus instalaciones.

Referencias:

RESOLUCIÓN Núm. RES/550/2021 de la Comisión Reguladora de Energía por la que se expiden las Disposiciones Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código de Red. https://dof.gob.mx/2021/CRE/CRE_311221.pdf

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Fugas energéticas. ¿Cómo identificarlas y controlarlas?

Thu, 25 Nov 2021 16:41:58 -0600

¿Qué son las fugas energéticas?

Son la perdida de energía a través de las instalaciones y/o equipos de un sistema, aparecen por factores como: averiación, degradación o malas prácticas operativas, es decir, por no seguir procedimientos de trabajo para la operación del sistema o inclusive porque se tiene un mal diseño.

Tipos de fugas energéticas

Térmicas: éstas llevan dos vertientes, la primera es por temas de aislamientos (cristalería o mampostería en el caso de hornos de fundición) y la otra vertiente es por mala combustión (por alguna falla en quemadores o una mala relación estequiométrica del aire combustible que se está utilizando para calentar algún proceso).

Por fluido: son básicamente las fugas o derrames que encontramos en la ductería de una empresa, es decir, fugas de aire o de agua. Éstas no son las únicas fugas que pueden presentarse, también podemos encontrar fugas por caídas de presión debido a una mala instalación de bombas, incluso por un exceso de bifurcaciones que no estaban contempladas en el diseño de tuberías (como un mal diámetro o un cambio en la robusticidad de la tubería).

Eléctricas: pueden darse por un bajo factor de potencia generado por un exceso de cargas inductivas, por una sobre carga del sistema eléctrico generando perdidas por Efecto Joule o por utilizar equipos viejos dentro de las instalaciones eléctricas.

¿Cómo identificar si tenemos una fuga energética?

Generalmente nos percatamos de que tenemos fugas energéticas cuando recibimos la factura con un costo muy elevado (gas o eléctrica), pero para que esto no suceda podemos implementar acciones como:

Desconectar equipos eléctricos que no estén en uso (cargadores de celular o focos encendidos son las principales fugas energéticas que se generan dentro del hogar).
Realizar revisiones continuas en las instalaciones.
Reducir la merma producida por una mala operación.
Instalación de equipos de medición (flujómetros, analizadores de red, analizadores de combustión o inclusive cámaras termográficas donde periódicamente se podrá observar las fluctuaciones de energía o de consumo).

La reducción de fugas energéticas conlleva una serie de pasos que son resumidos en la siguiente imagen.

En la fase uno vamos a identificar los tipos de energía, los usos y consumos de ésta, y finalmente podemos estimar un consumo de energía de este proceso.

En la fase dos vamos a realizar un análisis de datos energéticos como adquisición de datos, evaluación de consumos y de manera más técnica análisis estadístico; con esto se puede tener un uso más significativo de la energía, es decir, voy a identificar aquellos sistemas que más consumo de energía tienen, siendo aquí donde se encuentran las fugas energéticas ya que si el equipo no es indispensable para mi operación nos está produciendo una fuga energética.

Una vez que se tiene este análisis y los usos significativos de energía debemos establecer:

Una línea base para definir un uso de energía adecuado para mi proceso.
Indicadores de desempeño energético para enfocarme en la mejora de los procesos.
Objetivos.
Metas.
Planes de acción que ayuden a mejorar mi desempeño energético.

Para evitar que se vuelvan a presentar fugas energéticas debemos implementar un plan de mejora continua el cual va a estar basado en el ciclo de lean y consiste en 4 fases:

Planeación.
Hacer.
Verificación.
Actuar.

La parte de mayor importancia es la de actuar ya que aquí se deben implementar correcciones o planes de acción que permiten reducir las fugas energéticas.

¿Qué voy a obtener mediante este plan de mejora y monitoreo de fugas energéticas?

Alcanzar una mejor eficiencia energética.
Ahorro energético.
Cuidado del medio ambiente.
Disminución en el recibo de luz.
Ahorros económicos de tipo operativo.
Disminución de emisiones de CO2.
Desarrollo sostenible.

Si requieres ayuda para evitar fugas energéticas en tus instalaciones nuestros expertos cuentan con el expertise necesario para apoyarte a elaborar un plan de mejora y monitoreo. ¡Contáctanos!

Referencias:

https://www.redalyc.org/journal/1934/193467294010/193467294010.pdf

https://prezi.com/opphki-majq8/masdar-city/

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Mejorando la calidad de la energía e instalaciones eléctricas: un caso práctico

Mon, 12 Apr 2021 04:28:03 -0500

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 la 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).

Donde:

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:

Donde:

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:

Donde:

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 corto circuito 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 aindicadores 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.

A través del mejoramiento del factor de potencia se evitan perjuicios en el sistema eléctrico como lo son:

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.

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Referencias:

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