Compensación de potencia reactiva en sistemas de distribución. Oscar Danilo Montoya Giraldo

realizar compensación de potencia reactiva en la red si se controla adecuadamente. El uso de sistemas de comunicación es importante para desarrollar esquemas de control coordinado; sin embargo, la operación debe encontrar un balance adecuado entre control local y control centralizado. Los controles locales reducen costos y aumentan la confiabilidad del sistema mientras que los controles centralizados aumentan la eficiencia en la operación. Los dos problemas principales relacionados con la calidad de la energía a ser estudiados en este libro, son los de compensación de potencia reactiva, balance del sistema y mejoramiento de la forma de onda.

       1.1 La potencia reactiva en sistemas de distribución

      La potencia activa es un concepto físico fácilmente identificable en los sistemas de potencia. No sucede lo mismo con la potencia reactiva, ésta se produce debido a la transformación de energía entre el campo eléctrico y el campo magnético. El primero es representado en los efectos capacitivos de la red, mientras que el segundo es representado por sus efectos inductivos. Por convención, la potencia reactiva fluye desde las capacitancias hacia las inductancias, en este proceso, se pueden presentar pérdidas a lo largo de elementos resistivos y consecuentemente, ineficiencias en el sistema.

      La potencia reactiva tiene un significado más o menos claro, en sistemas de potencia monofásicos, operando en condiciones ideales de estado estacionario con corrientes y tensiones sinusoidales puras. Cuando se extiende a los sistemas trifásicos, su significado se hace un poco más difuso, ya que mientras una fase es positiva, las demás son negativas, de tal forma que, la potencia reactiva resultante de la suma de las tres fases es igual a cero. Por convención se ha definido la potencia reactiva trifásica como tres veces la potencia reactiva en cada una de las fases.

      Mucho más complejo es el concepto de potencia reactiva en sistemas con distorsión armónica. Si bien, esta distorsión ocasiona sobrecorrientes que se traducen en pérdidas, éstas no surgen de la interacción entre el campo eléctrico y el campo magnético y por tanto requieren un estudio independiente que, dentro de lo posible, evite la definición de una potencia reactiva. Algunos autores han propuesto el uso de una potencia de distorsión D que junto con la potencia activa y reactiva constituye la potencia aparente, como se muestra a continuación:

      Este tipo de definición es poco práctica para diseñar controladores que minimicen en tiempo real los efectos de la potencia de distorsión, ya que ésta condensa múltiples fenómenos e interacciones en la red. Una forma más detallada en donde se separan diferentes términos y se les da un significado físico a cada uno es la presentada por Czarnecki (Czarnecki, 2006). Aunque muy útil para analizar el origen de las pérdidas de potencia reactiva y la interacción de los diferentes componentes, esta teoría es también poco práctica a la hora de diseñar controladores que permitan mejorar la calidad de la energía. Una metodología que permite diseñar controladores sin definir la potencia reactiva se mostrará en el Capítulo 6.

       1.2 Armónicos en sistemas eléctricos y otros problemas relacionados con la calidad de la energía

      La presencia de cargas no lineales en los sistemas eléctricos provoca distorsiones armónicas en las formas de onda de tensión y corriente, las cuales afectan negativamente la operación de la red. Las distorsiones armónicas ocasionan interferencia en los sistemas de comunicación y control, interferencia en la operación de equipos electrónicos, torques pulsantes en los motores y sobre todo, aumento en las pérdidas de la red.

      En los transformadores, las corrientes armónicas producen diferentes efectos adversos. Por un lado, las corrientes de Eddy aumentan significativamente debido a la distorsión armónica incrementando las pérdidas de potencia activa. De otro lado, las corrientes a frecuencias armónicas pueden saturar el núcleo del transformador aumentando el comportamiento no lineal e inyectando armónicos adicionales a la red. Finalmente, los transformadores con conexión en delta pueden llegar a sobrecargarse debido a las corrientes circulantes, en efecto, los armónicos de orden tres quedan atrapados en la delta del transformador, lo cual es benéfico para las cargas conectadas en el secundario del mismo, las cuales no ‘ven’ esta corriente. Sin embargo, la corriente queda atrapada en la delta del transformador y por tanto éste debe ser dimensionado teniendo en cuenta este aumento.

      Se puede producir una amplificación de la respuesta del sistema a determinadas frecuencias de resonancia, debido a los condensadores conectados a lo largo de un alimentador primario, los cuales están calibrados para compensar potencia reactiva y no para mitigar el contenido armónico. Del mismo modo, estas frecuencias pueden entrar en resonancia con la capacitancia equivalente del modelo de línea de distribución, esta capacitancia es despreciable en las líneas aéreas, pero puede llegar a ser considerable en el caso de los cables subterráneos presentes especialmente en los centros de las ciudades.

      Los elementos de protección se ven afectados por el aumento de la corriente eficaz debido a la presencia de corrientes armónicas. Algunos sistemas de protección son de carácter electrónico, por lo que pueden ser sensibles a la presencia de corrientes armónicas, produciendo falsos disparos en detrimento de la confiabilidad del usuario final. Igualmente, las corrientes circulantes por el neutro pueden ocasionar falso disparo.

      Las corrientes armónicas aumentan las pérdidas en el sistema de distribución, especialmente en el caso de los armónicos de orden tres. Estos armónicos producen una corriente resultante de secuencia cero que circula por el neutro de las líneas de distribución, disminuyendo significativamente la eficiencia del proceso de transmisión de potencia. Este hecho hace que el conductor de neutro requiera el mismo calibre o mayor que los conductores de fase, a pesar de que en teoría la corriente por este conductor debería ser cero.

      Existen tres fuentes principales de polución armónica en sistemas de distribución: i) los elementos saturables, ii) los dispositivos de arco y, iii) los dispositivos basados en electrónica de potencia. Los dos primeros son elementos pasivos por lo que su comportamiento no lineal es resultado de las características físicas del dispositivo.

      Una forma de medir el grado de polución armónica de una señal de voltaje o corriente es mediante el Índice de Distorsión Armónica Total o THD por sus siglas en inglés (Total Harmonic Distortion). Éste se define como un porcentaje de la fundamental, en el caso de la tensión toma la siguiente forma:

      donde V₁ es la componente fundamental de la tensión y V_h son cada una de las componentes armónicas.

      La normatividad colombiana en materia de distorsión armónica está basada en el estándar IEEE 519 (Power and Society, 2014). Para los niveles de tensión del I al III el máximo THDv es de 5.0% mientras que para el nivel de tensión IV es de 2.5%. Estos límites se muestran en detalle en la Tabla 1.1. En cuanto a los usuarios directamente conectados al sistema de transmisión nacional, el máximo THDv es de 1.5%.

Tabla 1.1: Límites máximos de THD de tensión para sistemas de distribución de acuerdo a la Norma IEEE519 (Power and Society, 2014)

Voltaje

Vh

THD (%)

V ≤ 1 kV1 kV ≤ V ≤ 69 kV69 kV ≤ V ≤ 161 kVV ≥ 161 kVSistemas con HVDC

5.03.01.51.01.0

8.05.02.51.52.0

      Los límites de distorsión de corriente se dan en porcentaje de la corriente de corto circuito I_sc para cada frecuencia armónica como se muestra en la