Compensación de reactivos en instalaciones de sistemas solares fotovoltaicos penalizadas por bajo factor de potencia

Introducción

Los sistemas de energía eléctrica de corriente alterna son usados en industrias, casas y comercios que tienen equipos que demandan energía; dicha potencia debe ser compensada para mejorar la eficiencia del sistema (Gayatri, Parimi, & Pavan Kumar, 2018). Además, dicho consumo puede determinar el comportamiento operación de los equipos conectados (ABB, 2016).

En la actualidad, las industrias suelen utilizar sistemas fotovoltaicos para reducir la energía activa (kWh) que se consume de la red eléctrica (Park & Lappas, 2017; Ben Youssef, Maatallah, Menezo, & Ben Nasrallah, 2018). En la mayoría de las aplicaciones estos sistemas inyectan en la red potencia activa, con un factor de potencia unitario (Xavier, Cupertino, & Pereira, 2018), por lo cual estos son incapaces de inyectar reactivos a la red por sí solos.

Estos sistemas mantienen el mismo consumo de energía reactiva (kVArh), debido a que la compensación de potencia reactiva con los inversores de los sistemas fotovoltaicos podría provocar que el convertidor se sobrecargue. Esto ocurre cuando se demanda potencia reactiva simultáneamente al sistema que genera potencia activa nominal (Mulolani, Armstrong, & Zahawi, 2014), como consecuencia, el factor de potencia de la instalación se reduce considerablemente desde la perspectiva de la red eléctrica.

Estas características hacen que los sistemas fotovoltaicos sean ineficientes desde el punto de vista técnico, ya que al no tener compensación reactiva pueden dar origen a un recargo o penalidad económica dependiendo del país que se esté estudiando. Unos de los elementos asociados al bajo factor de potencias en las industrias es el contenido de los armónicos, los cuales son evaluados y caracterizados en los Estándares IEEE 519 e IEC61000-3, que establecen los límites de contenido armónico; NEC 210-19 FPN No. 4 que define las caídas de voltaje; e IEEE 1159-2009, que tiene las recomendaciones para el monitoreo de energía.

Según la Superintendencia de Electricidad (2007), en la República Dominicana se aplica una penalidad a las empresas que reciben servicio de las distribuidoras cuyo factor de potencia es inferior a 0.9. Esta penalidad corresponde a un costo extra de 1 % de la energía facturada por cada 0.01 en que el factor de potencia baje de 0.90. De acuerdo con Campas & Martínez (2017) se estipula que un factor de potencia por debajo del valor óptimo causa una gran cantidad de pérdidas eléctricas y puede provocar un problema térmico en los interruptores. Afortunadamente, el factor de potencia se puede controlar con métodos de mejora del factor de potencia diseñados de forma adecuada (Soni & Panda, 2017).

Eliminar el recargo causado por un bajo factor de potencia mejora la garantía de los resultados de la inversión en renovables (Uğur, Duymaz, Göl, & Keysan, 2018), por lo que se estudia la posibilidad de reducir la facturación de energía eléctrica para una empresa de servicios logísticos “RODEMSA SAS” al aplicar el modelo propuesto. Otros usuarios del consumo eléctrico han tenido cargos por penalidad por bajo factor de potencia y han presentado ahorros significativos solucionando el consumo de reactivos o factor de potencia (Paulino, 2018).

El objetivo de este estudio es proponer un procedimiento con el que se obtenga una compensación de reactivos de bajo costo en instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red eléctrica, dirigido a las pequeñas y medianas industrias de la República Dominicana. Para el desarrollo de este, se estudian los diferentes métodos de compensación de reactivos en sistemas fotovoltaicos (Soni & Panda, 2017), documentando el funcionamiento de instalaciones fotovoltaicas de inyección a red eléctrica para la compensación de reactivos. Con base en comparaciones, se selecciona un método de compensación de reactivos y se aplica en el caso práctico de una instalación fotovoltaica afectada por cargos por bajo factor de potencia, para poder mostrar los resultados de la implementación y solución de la problemática mediante simulación del sistema.

Metodología

El estudio de caso fue realizado en una empresa de servicios logísticos “RODEMSA SAS”, en la que antes de instalar su sistema solar fotovoltaico se tenía un consumo de energía eléctrica promedio de 20 898 kWh para el año 2018, lo que equivale a gastos económicos en la facturación eléctrica promedio de RD$ 233 000 mensual. Con la finalidad de reducir su consumo de energía eléctrica la empresa instaló un sistema solar fotovoltaico de 138 kWp que redujo el consumo promedio de energía eléctrica activa de la empresa en 7 770 kWh, pero al reducir la magnitud de potencia activa consumida y mantener el consumo de potencia reactiva original se redujo el factor de potencia de la empresa, lo que genera un recargo mensual, dado el bajo factor de potencia, de entre RD$ 26 000 y RD$ 35 000, según sean los perfiles de carga. La investigación analiza el impacto que tiene la compensación de reactivos en presencia de instalación fotovoltaica y cómo estos consumos de energía reactiva se pueden ver reflejados como recargos de factor de potencia en la facturación, lo que a su vez puede mejorar la garantía de los resultados de la inversión en renovables.

Los autores comparan los diferentes métodos para compensación de reactivos que se pudieran implementar en la empresa para proponer una solución técnico-económica que pudiera ser implementada en la industria. En la figura 1 se presenta la actual configuración potencia instalada en RODEMSA SAS.

En la tabla 1 se presentan distintos métodos de compensación de reactivos propuestos por varios autores, cuya implementación en sistemas eléctricos dependerá del tipo de tecnologías a usar y de los costos asociados a la mismas, además del tiempo de repuesta. En la tabla 2 se comparan los métodos compilados por las investigaciones, donde se destaca que el método que cumple con la mayoría de los criterios evaluados es el banco de compensación automático con filtro desintonizado. En la tabla 3 se presentan algunas observaciones sobre la compensación de reactivos en sistema fotovoltaicos, donde se puede destacar que República Dominicana no cuenta con reglamentación técnica para la implementación de compensación de reactivo mediante los inversores; además, en la misma tabla se resumen la conclusiones que tienen varios autores, que en caso de usar el mismo inversor para compensar potencia reactiva este se debe sobredimensionar, lo cual afecta el tiempo de recuperación de la inversión por el incremento del costo de los mismos.

Se utilizó un analizador de redes AEMC 8336 como se muestra en la figura 2, donde se evidencian las conexiones y el funcionamiento que se hicieron para conectar el sistema eléctrico de estudio (AEMC Instruments, 2016).

El analizador se conectó en el tablero principal para monitorear el perfil de carga del almacén. Se utilizó en modo de grabación para poder obtener los datos de potencia activa en kW, potencia aparente en kVA, potencia reactiva en kVAr y factor de potencia, y así poder realizar las simulaciones con los datos reales de la instalación.

De todos los parámetros que se pueden registrar en el instrumento, en este trabajo solo se grafican los de potencia activa (kW), potencia reactiva (kVAr), distorsión armónica (THD) como parámetros de comparación al analizar la mejora que representa la metodología a implementar. En la figura 3 se presenta la potencia activa total antes de la instalación del modelo planteado, de la que se deduce que la operación de la industria no es de 24 horas, con una potencia máxima de 68,18 kW y un valor mínimo de 7,8 kW para los períodos fuera de operación. En la figura 4 se presenta la potencia reactiva total antes de la instalación del modelo planteado, donde según los momentos de operación se alcanzan valores máximos de 18,24 kVAr y mínimos de hasta 2,4 kVAr. Tanto la figura 5 como la figura 6 muestran presencia de armónicos en el sistema.

En trabajos de autores como Vieira et al. (2018), Sayed, El-Ela, y El-Sehiemy, (2016), Norhasmi, Raveendran, y Ramachandaramurthy (2018) se nombran distintos softwares de simulación para modelar y predecir el comportamiento de sistemas eléctricos, entre estos: DIgSILENT, SIMARIS, ETAP, EasyPower. En la misma revisión bibliográfica se determinó que ETAP y EasyPower son los más apropiados para modelar sistemas industriales. De estos dos se seleccionó el software EasyPower porque permite crear modelos simples y ejemplos predeterminados; también permite simular sistemas fotovoltaicos junto a soluciones de sistemas de energía mediante distintos niveles de análisis, además de lo mencionado anterior la versión abierta o gratuita permite simular los elementos del escenario a simular.

Variables

Para poder realizar una elección correcta con base en las comparaciones de los distintos métodos para compensar reactivos en instalaciones fotovoltaicas, es importante seleccionar los criterios correctos. Los puntos de comparación entre los distintos métodos son: capacidad de absorber contenido armónico, corrección sin pasos de compensación, costo de inversión, costo de mantenimiento, enfoques en aportes de reactivos, dificultad de implementación y aplicación en sistema fotovoltaicos.

Las variables que se tomaron en consideración para este estudio son:

• Potencia activa (Watts).
• Potencia reactiva (VAr).
• Factor de potencia (f.p.)
• Frecuencia eléctrica (Hz).
• Voltaje (V).

Simulación e implementación

Con la intención de garantizar la vida útil del inversor y que se mantenga produciendo energía activa, con base en sus características y el nivel de inversión de los métodos estudiados se elige el banco de compensación automático con filtro de rechazo.

Al analizar los perfiles de carga se determinó que la propuesta consiste en banco de compensación automático de 30 kVAr a 240 VAC con filtros de rechazo, equivalente a 23 kVAr en 208 VAC a 60 Hz. Se propone compensar con 30 kVAr para evitar recargo y respaldar el sistema para un crecimiento futuro (promedio esperado es de 0.98).

Los armónicos detectados en la figura 5 y la figura 6 indican que debe de aplicarse un filtro de rechazo para evitar la amplificación armónica que pueda ocasionar daño fut5uro en los equipos. Utilizando el comando Filter Tuning de Microsoft Excel se calculan los parámetros del filtro a utilizar con base en las ecuaciones siguientes:

Reactancia inductiva expresada en Ohm.

$Xl = 2\mathrm{\pi } \mathrm{f} \mathrm{L}$                                     (1)

Inductancia reactor expresada en Henry.

$L =\frac{Xl}{2\mathrm{\pi } \mathrm{f}}$                                         (2)

Reactancia capacitiva expresada en Ohm.

$Xc=\frac{1}{2\mathrm{\pi fC}}$                                      (3)

Capacitancia expresada en Faradio.

$C=\frac{1}{2\mathrm{\pi fXc}}$                                      (4)

Orden del armónico.

$h=\sqrt{\frac{1}{Factorde\sin tonizacion \%}}$        (5)

Frecuencia de resonancia.

$ℱr=\frac{1}{2\mathrm{\pi }\sqrt{\mathrm{LC}}}$                                  (6)

Capacitancia expresada en Ohm.

$\mathrm{Xc}=\frac{{\mathrm{kV}}^2}{\mathrm{MVAr}}$                                      (7)

Los resultados obtenidos de los cálculos fueron:

-Factor de sintonización 7 %.

-h= 3,7797 el orden del armónico

-Xc = 3,5267 Ω reactancia capacitiva

-C= 0.752 mF capacitancia

-fr= 227 Hz frecuencia

-Xc en fr = 0.933 Ω

-L= 0.655 mH inductancia

-Xl en fr= 0,2469 Ω. Reactancia inductiva

La salida de potencia reactiva con el reactor desintonizado con la configuración propuesta es de aproximadamente de 13.19 kVAr en voltaje 208 VAC.

La ubicación del módulo de compensación de reactivos se seleccionó con base en los puntos que utilizaban los distintos autores en sus investigaciones, y se muestra en la figura 7.

Con todos los parámetros medidos se procede a la simulación en el software EasyPower para el funcionamiento del sistema con la implementación del método.

El módulo automático de compensación está compuesto por 2 capacitores 15 kVAr 240 V 60 Hz Marca: Circutor, 2 reactores para 15 kVAr 240 V 3 fases 7 %, 2 interruptores termo magnético riel din 50 A 3 polos Marca: Schneider, 1 borne de interconexión Marca: Schneider, 1 sensor de alto y bajo voltaje secuencia y pérdida de fase, 2 contactores magnéticos para 15 kVAr 240 V, luz piloto con indicación de corriente para cada etapa, analizador de redes eléctricas Marca: Circutor Modelo: CVM C10, el cual está programado para medir la reactiva, e ir entrando las etapas según necesidad y 3 transformadores de corriente núcleo partido Marca: Winston relación 800:5. Con compensación de 30 kVAr (en dos etapas de 15 kVAr), se evita recargo (<0,9 se tiene recargo), el promedio esperado será de 0,97.

Caracterización

La instalación posee tres transformadores monofásicos con una potencia de 100 kVA cada uno, una relación de transformación de 12,470/240V e impedancia (Z) de 4,4 %. Dichos transformadores son de tipo poste y se encuentran conectados en delta-estrella. Para la conexión del sistema fotovoltaico al sistema se tiene un transformador trifásico seco con una potencia de 225 kVA que trabaja a 480/208V en conexión delta-estrella.

La instalación se encuentra ubicada en la Carretera Sánchez, km 13 Haina Oriental, Santo Domingo, R.D. Posee una potencia instalada: 138 kWp, la cual fue puesta en servicio el 15/09/2018 y una superficie de módulos: 775 m². En la tabla 4 se muestran las características de los inversores fotovoltaicos de la instalación. Donde se puede observar que la característica esencial de cada uno es su potencia, ya que son del mismo modelo y poseen conexiones similares.

Análisis económico

Siecker, Kusakana y Numbi (2018) presentan indicadores de desempeño económico como: el período de recuperación simple (SPP), la tasa interna de rendimiento (IRR), la relación de beneficios a costo (BCR) y el costo del ciclo de vida (LCC), pero afirma que el método SPP es fácil de entender y calcular. Sin embargo, este método no tiene en cuenta que el dinero se devalúa con el tiempo debido a la inflación y otros factores. Además, la vida útil del proyecto no se tiene en cuenta con este método, donde los inversionistas no serán plenamente conscientes de la rentabilidad del proyecto.

Implementar el modelo desarrollado en esta investigación para la compensación de reactivos en sistemas fotovoltaicos tiene un costo aproximado de RD$ 160 000, y al aplicar este método se ahorran unos RD$ 28 871 correspondientes a la sanción que se evita al elevar el factor de potencia a valores óptimos. Se utiliza la ecuación 8 para utilizar el método de retorno simple y así calcular los meses en los que se recupera la inversión, pero teniendo en cuenta las limitaciones mencionadas anteriormente. El cálculo realizado determinó que la recuperación de la inversión se realiza en menos de 6 meses.

Análisis ambiental

Al instalar la propuesta de compensación de reactivos con el uso de capacitores se mantiene la misma generación de energía activa (kWh) de la planta fotovoltaica, por lo que se puede asumir como si se estuviera evitando generar esa energía con tecnologías que producen con base en combustibles fósiles.

Según la bibliografía consultada: si se quiere destinar el inversor a compensar factor potencia SMA, es conveniente sobredimensionarlo en un 20 % para mantener el margen de energía activa producida, por lo que el dedicar el inversor a compensar factor de potencia sin sobredimensionarlo reducirá su producción de energía eléctrica en un 20 %.

La reducción de emisiones se calcula al comparar la producción con las tecnologías que funcionan en base a carbón, independientemente de la matriz energética de la República Dominicana. Para calcular la reducción de las emisiones de CO2 se toma un factor de 0.9 kg de CO2 por cada kWh.

Tomando los valores de generación fotovoltaica del sistema propuesto, asumiendo además el 20 % de su producción, el cual sería de 3 335 kWh, y aplicando el factor de 0.9 kg / kWh, se obtuvo un consumo evitado de CO2 de 3 002 kg CO2 / mes lo que al año se proyecta en 36 018 kg CO2 / año, lo cual es un impacto positivo, ya que alienado al objetivo 13 (acción por clima) y objetivos 7 (energía asequible y no contaminantes) de los Objetivos de Desarrollo Sostenibles (ODS).

Resultados

Luego de implementar el modelo se repiten las mediciones con el analizador de potencia. En la figura 8 se muestra el comportamiento de la potencia activa de la instalación, la cual no difiere mucho del comportamiento mostrado en la figura 3, evidenciando que el perfil de carga es muy estable. El valor máximo de potencia es 66.81 kW y el valor mínimo es 7.65 kW en los momentos fuera de operación.

En la figura 9 se muestra el comportamiento de la potencia reactiva de la instalación, donde se pueden observar cambios de la demanda de reactivos con una reducción de la demanda a la red entre los 18.24 kVAr mostrados en la figura 4 y los 1.82 kVAr obtenidos después de la implementación.

En la figura 10 y la figura 11 se muestra la distorsión armónica del voltaje y la corriente, respectivamente. La distorsión armónica total (THD) promediada del voltaje es de 1.21 %, con una THD máxima de 1.8 %. En el caso de la corriente, la distorsión armónica total (THD) promediada es de 13.96 %, con un THD máximo de 23.1 %, para el voltaje la distorsión armónica total se encuentra dentro del límite recomendado que es 5 %.

Al aplicar el método seleccionado se realizaron nuevas mediciones para contrastar los resultados antes y después de aplicar el sistema. En la tabla 5 se presentan los parámetros eléctricos antes de aplicar el banco de compensación de reactivos, mientras que la tabla 6 muestra los parámetros eléctricos luego de aplicarlo.

El cálculo del factor de potencia se hizo con base en la ecuación definida según la resolución de la Superintendencia de Electricidad, para determinar si la penalización era eliminada. La tabla 5 muestra un factor de potencia menor a 0.9, lo que corresponde a la penalidad aplicada de 59 %, mientras que en la tabla 6 se elimina esta penalidad, lo que tiene sentido ya que luego de aplicar el sistema se consigue elevar el factor de potencia a 0.91.

Estos datos fueron tomados para la facturación del mes de mayo del año 2019, y el costo del kWh para este período según la Superintendencia de Electricidad fue de 7.26 RD$/kWh. Según la potencia consumida para este mes el costo por energía eléctrica sería RD$ 56 119.80, y al aplicar el sistema de compensación de reactivos se estarían ahorrando RD$ 28 871.62 extras a esta tarifa.

Conclusiones

Los métodos de compensación de reactivos en sistemas fotovoltaicos se adaptan según el perfil de carga y el tamaño de necesidad de compensación. Durante las horas útiles de sol los inversores fotovoltaicos son capaces de inyectar reactivos a la red, disminuyendo la generación de energía activa. Pero, esto disminuye su eficiencia y su vida útil.

Entre los métodos estudiados se compararon sus características para ver el que cumpliera con las especificaciones y se escogió el inversor fotovoltaico conectado a red en caso de que su objetivo sea compensar energía tanto reactiva como activa.

El método aplicado fue el de usar un banco de capacitor automático con filtro desintonizado, y al aplicarlo en el caso práctico detallado en el proyecto se obtuvo un incremento del factor de potencia de un 0.77 a un 0.98.

El método propuesto en esta investigación para la compensación de reactivos en sistemas fotovoltaicos mejora el factor de potencia de la instalación al mismo tiempo que mantiene la producción de energía eléctrica activa en kWh/año del inversor fotovoltaico. Además, evita la emisión de aproximadamente 36 018 kg de CO2 anual para la instalación de 138 kWp.

Agradecimientos

A la empresa de servicios logísticos RODEMSA SAS por permitir el uso de sus instalaciones para realizar las mediciones e implementar las recomendaciones desarrolladas durante la investigación.