¿Por qué el factor de potencia cayó a 0,6 después de pasar a modo isla?

Estudio de caso de compensación de potencia reactiva en un sistema PV+BESS en Sudáfrica

Un factor de potencia de 0,98 que cae repentinamente a 0,60 es algo que inmediatamente llama la atención de un ingeniero.

Pero, ¿qué pasa si el sistema ya cuenta con un sistema de corrección automática del factor de potencia (PFC) de 1000 kvar? ¿Y qué pasa si el PFC simplemente deja de funcionar cuando la red se desconecta?

Esa fue exactamente la situación que encontramos en un proyecto PV+BESS (sistema de almacenamiento de energía fotovoltaico + batería) en Sudáfrica. Al principio, parecía un problema de corrección del factor de potencia convencional. Sin embargo, después de analizar las condiciones operativas, descubrimos que el problema real estaba más estrechamente relacionado con la transición del funcionamiento conectado a la red al operación en isla.

El caso reforzó una lección importante: la gestión de la potencia reactiva en una microrred PV+BESS en isla puede requerir una estrategia de control diferente a la del funcionamiento convencional conectado a la red.

El proyecto de un vistazo

El sitio combina suministro eléctrico, generación fotovoltaica, almacenamiento de baterías y cargas industriales. Los parámetros eléctricos clave son:

En condiciones normales, el sistema funciona en paralelo con la red pública. El PFC existente de 1000 kvar funciona normalmente y mantiene el factor de potencia en torno a 0,97–0,98. El problema sólo aparece cuando falla el suministro de la red pública.

¿Qué sucede cuando la red se desconecta?

En modo conectado a la red, el sistema se puede representar simplemente como:

Red pública + FV + BESS → Bus principal de CA → Cargas industriales

Cuando falla la red, el sistema cambia a:

PV + BESS → PCS → Bus principal de CA → Cargas industriales

El PCS (sistema de conversión de potencia) se convierte en la fuente clave que soporta el tensión y la frecuencia en la microrred aislada. Casi de inmediato, el factor de potencia medido cae a alrededor de 0,60, un cambio significativo.

Pero hubo otra observación importante: el PFC de 1000 kvar existente no conmutaba las etapas de condensadores para compensar. Esa fue la primera pista de que el problema no era simplemente una falta de capacidad del condensador.

¿1000 kvar simplemente no son suficientes?

Es la primera pregunta natural. La respuesta es: posiblemente, pero ese no es todo el problema.

Si el banco de condensadores hubiera estado funcionando normalmente y todas las etapas ya estuvieran conectadas, simplemente podríamos calcular la potencia reactiva adicional requerida. Sin embargo, en este caso el PFC no se convirtió en el sistema de compensación activo después de pasar a operación en isla. Hubo que responder a dos preguntas distintas:

1. ¿Cuánta potencia reactiva necesita realmente el sistema en isla?

2. ¿Por qué el PFC convencional ya no responde como se esperaba?

Comprensión del requisito de potencia reactiva

Tomando como punto de funcionamiento de referencia 400 V y aproximadamente 3200 A, la potencia aparente es:

S = √3 × 400 V × 3200 A ÷ 1000 ≈ 2217 kVA

Con un factor de potencia de 0,60, la potencia activa correspondiente es aproximadamente:

P = 2217 × 0,60 ≈ 1330kW

La potencia reactiva correspondiente es:

Q = √(S² − P²) = √(2217² − 1330²) ≈ 1774 kvar; el cálculo del proyecto utiliza ≈1770 kvar como valor de diseño redondeado.

Entonces, en este punto operativo representativo, el sistema requiere aproximadamente:

≈ 1,77 Mvar de potencia reactiva

Se trata de un requisito sustancial de potencia reactiva para una microrred aislada.

El PCS puede proporcionar potencia reactiva, pero sólo una parte

También discutimos el problema con el fabricante del PCS. El PCS ya incluye gestión de potencia reactiva, pero el fabricante indicó que solo puede cubrir alrededor del 20% del requisito de potencia reactiva de este proyecto en las condiciones de operación en isla relevantes:

1770 × 20% ≈ 354kvar

El PCS podría proporcionar aproximadamente 350 kvar de apoyo reactivo. El requisito restante sigue siendo aproximadamente:

1770 − 354 = 1416 kvar

Este es el punto clave de ingeniería: el PCS ya está ayudando; simplemente no puede suministrar toda la potencia reactiva requerida por las cargas industriales.

¿Por qué no tomó el poder el PFC existente?

Aquí es donde el funcionamiento en isla se diferencia del funcionamiento de red convencional. Un controlador PFC tradicional generalmente mide tensión y corriente, determina la potencia reactiva o el factor de potencia y conmuta las etapas del capacitor de acuerdo con su lógica de control. Esto funciona bien en muchas aplicaciones conectadas a la red.

Sin embargo, después de la instalación en isla, el sistema eléctrico cambia significativamente:

• El PCS se convierte en la fuente formadora de tensión.

• El flujo de energía puede volverse bidireccional.

• La relación de fase corriente-tensión puede cambiar.

• La impedancia del sistema vista por las cargas es diferente.

Dependiendo del diseño del PFC, su lógica de control también puede verse afectada por:

• Polaridad del CT y relación de fase.

• Dirección del flujo de energía

• Operación de cuatro cuadrantes

• Límites de tensión y frecuencia

• Protección armónica

• Ubicación de medición

• Características de control del PCS

Esto no significa necesariamente que el PFC esté defectuoso. Significa que un PFC convencional diseñado principalmente para funcionamiento conectado a la red puede no convertirse automáticamente en un controlador de potencia reactiva eficaz para una microrred aislada basada en inversores. Esa distinción importa.

¿Por qué no simplemente agregar más condensadores?

Consideramos ese enfoque. Agregar más bancos de condensadores ciertamente puede aumentar la potencia reactiva disponible, pero un sistema fotovoltaico+BESS aislado es un entorno dinámico:

• La carga cambia continuamente.

• La producción fotovoltaica cambia a lo largo del día.

• La batería se puede cargar o descargar.

• El punto de funcionamiento del PCS cambia.

Por tanto, la necesidad de potencia reactiva no es constante. Un banco de condensadores proporciona compensación en pasos discretos, lo que puede conducir a:

• Muy poca compensación → PF se mantiene bajo

• Demasiada compensación → sobrecompensación / PF líder

• Riesgo de resonancia armónica cuando se agrega una capacitancia significativa a un sistema con equipos electrónicos de potencia

Por estas razones, simplemente agregar otro banco de capacitores grande no fue nuestra solución preferida.

Por qué elegimos SVG

Esto nos llevó a un enfoque diferente: Compensación dinámica de potencia reactiva con SVG (generador de var estático). A diferencia de un banco de condensadores convencional, un SVG puede ajustar continuamente su salida de potencia reactiva para que coincida con los requisitos reales del sistema. Por ejemplo:

La compensación sigue la carga en lugar de depender de pasos fijos del condensador. Para una microrred aislada con carga cambiante y fuentes basadas en inversores, esto es una ventaja significativa.

Dimensionando la solución: ¿Por qué 1600 kvar?

Basado en el punto operativo representativo anterior:

• Requisito de potencia reactiva del proyecto redondeado: ≈ 1770 kvar

• Contribución PCS: ≈ 354 kvar

• Necesidad restante: ≈ 1416 kvar

Por lo tanto, propusimos un SVG dinámico de ±1600 kvar. Esto proporciona suficiente capacidad de compensación dinámica para las condiciones operativas representativas con un margen de ingeniería superior al requisito redondeado de 1416 kvar.

Es importante destacar que 1600 kvar es el máximo capacidad de compensación, no una salida fija: el SVG solo suministra la potencia reactiva que el sistema realmente necesita.

Una referencia de tallas sencilla

Suponiendo un PF aislado de 0,60 y una cobertura de PCS de ~20 %, la potencia reactiva restante para cargas aisladas típicas es aproximadamente:

Esto explica por qué un SVG de 1600 kvar es una opción razonable para este proyecto. Es una referencia de diseño más que una regla de dimensionamiento universal: la capacidad final del SVG debe determinarse a partir de la carga aislada máxima sostenida y el factor de potencia mínimo esperado.

Más que solo corrección del factor de potencia

Uno de los beneficios más importantes de SVG no es el número PF en sí, sino el efecto en el PCS.

La potencia aparente del PCS está determinada por:

S = √(P² + Q²)

Si el PCS tiene que suministrar una gran cantidad de potencia reactiva, su potencia aparente y su corriente aumentan. Eso significa que parte de la capacidad del PCS se utiliza para potencia reactiva en lugar de potencia activa.

Al instalar un SVG cerca del bus de CA principal, gran parte de la potencia reactiva se puede suministrar localmente. El resultado es:

• Menos potencia reactiva del PCS

• → Menor carga actual de PCS

• → Más capacidad PCS disponible para potencia activa

• → Mejor utilización del sistema PV+BESS

Esto es especialmente valioso cuando el sistema funciona independientemente de la red pública.

Estrategia operativa recomendada

No recomendamos tratar el PFC existente y el nuevo SVG como sistemas competidores. En cambio, deberían tener diferentes roles:

• Conectado a la red: Utilidad + PV + BESS. El PFC existente de 1000 kvar continúa proporcionando compensación de potencia reactiva convencional.

• Isla: PV + BESS → PCS → Bus principal de CA. El PCS proporciona soporte reactivo dentro de su capacidad disponible; el SVG de 1600 kvar proporciona la potencia reactiva dinámica restante.

Esto crea una estrategia de control complementaria: PCS + SVG = gestión coordinada de potencia reactiva.

Configuración recomendada del sistema

Una arquitectura simplificada para el sitio:

Para esta aplicación, recomendamos un SVG bidireccional (por ejemplo, ±1600 kvar) para que el sistema pueda suministrar y absorber potencia reactiva a medida que cambian las condiciones de operación.

¿Qué pasa con el PFC de 1000 kvar existente?

No necesariamente recomendamos eliminarlo. El PFC ya funciona bien durante el funcionamiento conectado a la red. Una solución más práctica consiste en coordinar los dos sistemas según el modo de funcionamiento:

• Red encendida → PFC funciona normalmente.

• Red apagada → SVG se convierte en el principal dispositivo de compensación reactiva dinámica.

El modo de funcionamiento se puede coordinar a través del ATS o la señal de estado de red/isla del PCS. Si se requiere que el PFC funcione durante el modo isla, primero se deben verificar sus condiciones de control y medición, incluyendo:

• dirección TC

• Medición de tensión

• Secuencia de fases

• Operación de cuatro cuadrantes

• Condiciones de potencia inversa

• Protección armónica

• Controlar la interacción con el PCS.

El objetivo no es forzar la conmutación de la batería de condensadores. El objetivo es mantener estable toda la microrred.

Una importante lección de ingeniería

Este proyecto reforzó un punto clave:

Una microrred no es simplemente una red tradicional a la que se le añaden paneles solares y baterías. Cuando la red eléctrica desaparece, todo el entorno eléctrico cambia (la fuente, la estrategia de control, las condiciones del flujo de energía) mientras permanece el requisito de potencia reactiva de las cargas.

Por lo tanto, la compensación de potencia reactiva debe diseñarse como parte de la arquitectura general de la microrred. Un sistema PFC puede ser suficiente para el funcionamiento convencional conectado a la red. Para el funcionamiento dinámico en isla, la compensación de potencia reactiva rápida y continuamente ajustable puede llegar a ser mucho más importante.

Solución final

Para este proyecto fotovoltaico+BESS sudafricano, Sinava Power propuso:

±1600 kvar SVG dinámico

La filosofía operativa es:

• Conectado a la red: 1000 kvar PFC → compensación de potencia reactiva convencional.

• Isla: PCS → Conversión de energía PV/BESS + soporte reactivo disponible; SVG → compensación dinámica de la potencia reactiva restante.

Este enfoque aborda el problema a nivel del sistema en lugar de simplemente agregar más etapas de capacitores.

Conclusión

Un factor de potencia que cae de 0,98 a 0,60 después de la instalación en isla puede parecer inicialmente un simple problema de compensación del capacitor. En una microrred fotovoltaica+BESS, el problema subyacente puede ser mucho más complejo.

En este proyecto sudafricano, el PCS sólo pudo proporcionar una parte de la potencia reactiva necesaria, mientras que el PFC existente no funcionó como sistema de compensación principal después de la transición al funcionamiento en isla. Nuestra solución fue introducir un SVG dinámico de 1600 kvar y coordinarlo con el PFC y el PCS existentes. El objetivo no era simplemente mejorar el número de PF, sino crear un entorno de potencia reactiva más estable, reducir la carga reactiva en el PCS y mejorar la utilización y estabilidad general del sistema fotovoltaico+BESS aislado.

Para las microrredes fotovoltaicas y BESS modernas, la compensación de potencia reactiva debe diseñarse junto con el sistema de conversión de potencia, y no tratarse como una ocurrencia tardía.

Sinava Power: soluciones de calidad eléctrica para sistemas energéticos modernos

Preguntas frecuentes

P1. ¿Por qué el factor de potencia cae tanto cuando una microrred fotovoltaica + BESS está aislada?

Cuando se desconecta la red pública, el PCS se convierte en la fuente clave que soporta el tensión y la frecuencia. La impedancia del sistema, la relación de fase corriente-tensión y la dirección del flujo de potencia pueden cambiar. Las cargas permanecen, pero es posible que el equilibrio de potencia reactiva anterior ya no se mantenga; En este proyecto, el PF medido cayó de aproximadamente 0,98 a 0,60.

P2. ¿Por qué un banco PFC convencional podría dejar de compensar después de su aislamiento?

Un PFC convencional se puede configurar en torno a referencias de tensión, corriente, polaridad del CT y flujo de energía conectados a la red. En modo isla la fuente está basada en inversor y el flujo de energía puede ser bidireccional, por lo que sus condiciones de medición o control pueden dejar de ser válidas. En este proyecto, el PFC dejó de conmutar etapas de condensadores; la causa exacta debe confirmarse a partir de la configuración del controlador, las alarmas, el cableado y las formas de onda medidas.

P3. ¿Por qué SVG es más adecuado que agregar más condensadores para una microrred aislada?

Un banco de condensadores proporciona potencia reactiva en pasos discretos, lo que conduce a una compensación excesiva o insuficiente en un entorno de carga dinámica y puede introducir resonancia armónica. Un SVG proporciona potencia reactiva bidireccional, rápida y continua que sigue la carga real, lo que lo convierte en una mejor opción para una microrred basada en inversor.

P4. ¿Cómo se dimensiona la capacidad SVG requerida para un sistema fotovoltaico+BESS aislado?

Una referencia práctica es: calcular la potencia reactiva al factor de potencia en isla más bajo esperado (Q = √(S² − P²)), restar la contribución reactiva verificada disponible del PCS y agregar un margen de diseño apropiado. En este caso sudafricano, el fabricante indicó aproximadamente un 20% de soporte para PCS; el uso de los valores redondeados del proyecto da 1770 − 354 = 1416 kvar, lo que lleva a una selección de SVG de ±1600 kvar.

P5. ¿Pueden coexistir el PFC existente y el nuevo SVG en la misma microrred?

Sí. La estrategia recomendada es: PFC maneja la compensación conectada a la red, SVG maneja la compensación dinámica en isla, con el modo de operación coordinado a través del ATS o la señal de estado de red/isla de PCS. La dirección del CT del PFC, la secuencia de fases, el comportamiento de los cuatro cuadrantes y la protección contra armónicos se deben volver a verificar para el funcionamiento en isla si se desea participar.

Acerca de Sinava Power: Sinava Power ofrece soluciones de calidad eléctrica para sistemas energéticos modernos, incluidos SVG (generadores estáticos de var), AHF (filtros de armónicos activos) y dispositivos de monitoreo de energía para proyectos industriales, renovables y de microrredes en todo el mundo.

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