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Capítulo 2: Compensación de Energía Reactiva

Compensación de la Energía Reactiva

Indice Manual

1

El factor de potencia

4

2

Ventajas de la compensación

5

3

Cálculo de la compensación

12

4

Tipos de compensación

17

5

Compensación fija o variable

18

6

Influencia de las armónicas

20

7

Aparatos de maniobra

21

8

Condensadores secos

24

9

Baterías automáticas

25

10

Controladores de potencia reactiva

26

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2

Catálogo

Condensadores de BT Varplus 2

27

Reguladores automáticos de Energía Reactiva Reguladores Varlogic

29

Contactores para bancos de capacitores Contactores TeSys para condensadores

31

Filtros de rechazo Bobinas DR

32

Apéndice técnico Esquemas

33

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Capítulo 2: Compensación de Energía Reactiva

1 El factor de potencia Todas las instalaciones eléctricas, en especial las que contienen motores, transformadores y cargas similares, absorben de la red de la empresa distribuidora dos tipos de potencia, la activa y la reactiva. La primera es la que produce un trabajo útil de los equipos eléctricos, mientras que la segunda no genera por si misma ningún trabajo, pero es necesaria para originar el campo magnético requerido para el funcionamiento especialmente de máquinas eléctricas. La potencia reactiva de una instalación, provoca en ella un aumento de la corriente de la red, lo que significa pérdidas por energía no utilizada de acuerdo al efecto Joule. También obliga al sobredimensionamiento de los conductores, protecciones, juegos de barras, etc., aumentando el costo asociado, por lo tanto se debe neutralizar o compensar. Existe una tercera potencia, denominada potencia aparente, la que relaciona tanto la potencia activa como la reactiva. La potencia aparente, como su nombre lo indica, no es una magnitud eléctrica que provoque algún tipo de trabajo o campo eléctrico, sino que sólo expresa la suma geométrica de las potencias activa y reactiva en lo que se conoce como el trángulo de potencias.

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2 El coseno del ángulo formado por los fasores representativos de la potencia activa y aparente se le conoce como el factor de potencia y es designado como cos ϕ. Se define en términos generales como el desfasamiento o no de la corriente con relación al voltaje y es utilizado como indicador del correcto aprovechamiento de la energía eléctrica. Puede tomar valores entre 0 y 1, siendo la unidad el valor máximo de factor de potencia y por tanto implica un mejor aprovechamiento de energía. La utilización de condensadores en las instalaciones evita que extraigan en forma excesiva potencia reactiva de la red. La aplicación de éstos, mejora el denominado factor de potencia.

2 Ventajas de la compensación Reducción de los recargos El uso de una excesiva potencia reactiva extraida de la red de la empresa eléctrica en Chile es penalizado con un recargo por consumo reactivo, según lo indicado en el Decreto Nº 276 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción publicado en el Diario Oficial el 4 de Noviembre 2004, artículo 4.6.1. Este recargo es denominado como “cargo por mal factor de potencia medio mensual”; y se aplica a la facturación por consumos efectuados en instalaciones, ya sea de alta o baja tensión, cuyo factor de potencia medio sea inferior a 0,93. Se recargará en un 1% tanto en sus cargos de energía como de potencia, por cada 0,01 valor en que dicho factor baje de 0,93 tal como lo señala el artículo 3.2 del Decreto Nº 340 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción publicado en el Diario Oficial el 30 de Octubre del 2006.

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Capítulo 2: Compensación de Energía Reactiva

Reducción de las caídas de tensión La conexión de condensadores en la instalación, permite reducir la corriente que circula por las líneas debido al mejor aprovechamiento de la energía. Al circular una corriente menor por un conductor se reduce la caída de tensión o voltaje de pérdida en este. La caída de tensión o voltaje de pérdida de un conductor puede determinarse mediante el uso de la siguiente expresión: ρ × LC × cos ϕ + λ × LC × sen ϕ VP = k × IL × SC 1000 Donde : VP : VP : Voltaje de pérdida (V) k : Factor de valor 1 para línea trifásica y 2 para monoásica. : Corriente que circula por la línea (A) IL ρ : Resistividad del material (Ωxmm2/m) ρCU : 0,018 LC : Largo del conductor (m) : Sección del conductor (mm2) SC cos ϕ : Factor de potencia λ : Reactancia lineal de un conductor igual a 0,08 para cables y 0,13 para alambres (mΩ/m) sen ϕ : Valor de la función seno del ángulo del factor de potencia. El valor angular de ϕ para un factor de potencia dado se calcula con: ϕ = cos−1 x Donde : ϕ : Valor del ángulo del factor de potencia. x : Valor dado de factor de potencia.

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2 Ejemplo: Supongamos un alimentador de cobre trifásico del tipo cable THHN de 25 m de largo, 53,5 mm2 de sección, al que se conecta una carga de 36,2 kW. Determinemos su voltaje de pérdida con un factor de potencia de 0,35 otro de 0,65 y finalmente de 0,95. Para determinar los valores de caída de tensión, debemos calcular la corriente que circularía por el alimentador para cada factor de potencia; su ecuación para el caso trifásico es:

IL =

P 3 × U FF × cos ϕ

Donde : : Corriente que circula por la línea (A) : Potencia activa de la carga conectada (W) UFF : Tensión compuesta fase-fase (V) cos ϕ : Factor de potencia

IL P

Utilizando las ecuaciones anteriores y tabulando los datos, tendremos que:

P IL (kW) (A) 36,2 36,2 36,2

SC (mm2)

157,1 53,5 84,6 53,5 57,9 53,5

LC (m)

cos ϕ -

25 25 25

0,35 0,65 0,95

ϕ (°)

VP (V)

69,51 49,46 18,19

0,8 0,6 0,5

Como podemos observar en la tabla anterior, la caída de tensión del alimentador se reduce a medida que mejora el factor de potencia.

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Reducción de la sección de los conductores Como se demostró en los párrafos anteriores, al mejorar el factor de potencia se reduce la corriente que circula por la red, lo que permite a nivel de proyecto, disminuir la sección de los conductores. En la tabla siguiente se muestra el porcentaje de reducción de sección comercial del alimentador del ejemplo anterior, al mejorar el factor de potencia. P IL (kW) (A) 36,2 36,2 36,2

SC1 cos ϕ (mm2) -

157,1 53,5 84,6 21,2 57,9 13,3

0,35 0,65 0,95

SC2 Reducción (mm2) (%) 69,51 49,46 18,19

60,4 75,1

Reducción de las pérdidas en líneas Como sabemos, al acoplar condensadores a la instalación es posible optimizar el rendimiento de la red. La disminución de la corriente que se obtiene de la compensación también posibilita bajar las pérdidas por efecto Joule en conductores y transformadores. Las pérdidas en una línea se calcula con:

PPL =

ρ × L C × NLA SC

×

P k R × U R × cos ϕ

Donde : PPL : Pérdida de potencia en la línea (W) p : Resistividad del material (Ωxmm2/m) : Largo del conductor (m) LC NLA : Número de líneas activas : Sección del conductor (mm2) SC P : Potencia activa de la carga conectada (W) : Constante de red igual a 1 para KR monofásico y √3 para trifásico UR : Tensión de la red (V) cos ϕ : Factor de potencia

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2

2 Ejemplo: Supongamos un alimentador de cobre trifásico (380 V), del tipo cable THHN de 40 m de largo, 26,7 mm2 de sección, una línea activa por fase, al que se conecta una carga de 25,5 kW. Determinemos su pérdida de potencia con un factor de potencia de 0,4 - 0,6 - 0,9 y 1,0. Usando la ecuación dada y tabulando los datos, tendremos que: P (kW) 25,5 25,5 25,5 25,5

cos ϕ 0,4 0,6 0,9 1,0

LC (m) 40 40 40 40

SC (mm2) 26,7 26,7 26,7 26,7

PP (W) 759,0 337,3 149,9 121,4

Reducción de pérdida en transformadores En un transformador. la pérdida de potencia (presente en cobre de los enrrolados), al mejorar el factor de potencia se determina con: P CU2

= P CU1 ×

1 −

cos ϕ 1 cos ϕ 2

2

Donde : Pcu2 : Pérdida en el cobre final (W) Pcu1 : Pérdida en el cobre inicial (W) cos ϕ1 : Factor de potencia inicial cos ϕ2 : Factor de potencia final Ejemplo: Un transformador de 630 kVA con un PCU = 6.500 (W) a cos ϕ = 0,7 tendría una pérdida en el cobre con un factor de potencia PCU2

= 6.500 × 1 −

0 , 70 0 , 98

2

= 3.182 (W)

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Aumento de la potencia disponible en la instalación La instalación de condensadores permite aumentar la potencia disponible en una instalación sin necesidad de ampliar los equipos como cables, aparatos y transformadores. Esto es consecuencia de la reducción de la intensidad de corriente que se produce al mejorar el factor de potencia. Ejemplo: Se tiene una instalación trifásica de 500 kW, cos ϕ = 0,75 y tensión nominal en BT de 380 V, conectada a un transformador de alimentación de 630 kVA; se desea determinar la disponibilidad de potencia si se lleva el cos ϕ Análisis de la instalación sin condensador Transformador Potencia nominal : 630 kVA Carga conectada : 500 kW - cos ϕ = 0,75 Potencia aparente requerida por la instalación: S=

P 500 = = 667 kVA cos ϕ 0,75

El transformador se encuentra sobrecargado en: Potencia de sobrecarga: 667 - 630 = 37 kVA 6% Instalación El interruptor automático y los cables son elegidos para una corriente total de: P 500 I= = = 1.013 A 3 × UFF × cos ϕ 3 × 380 × 0,75 La instalación se encuentra sobredimensionada (conductor e interruptor automático)

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2 Análisis de la instalación sin condensador Transformador Potencia nominal : 630 kVA Carga conectada : 500 kW - cos ϕ = 0,93 Potencia aparente requerida por la instalación: S=

P 500 = = 538 kVA cos ϕ 0,93

El transformador se encuentra aligerado en: Potencia disponible: 630 - 538 = 92 kVA 15% Instalación El interruptor automático y los cables son elegidos para una corriente total de: P 500 = = 817 A I= 3 × UFF × cos ϕ 3 × 380 × 0,93 La instalación puede calcularse para una corriente de 196 A menos que en el caso de no usar condensador.

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3 Cálculo de la compensación Independiente del valor de la tensión nominal de la instalación, el método de cálculo más simple es por medio de tablas que entregan un factor multiplicativo a aplicar a la potencia activa de la red. Para su uso es necesario conocer: La potencia activa de la instalación El factor de potencia inicial cos ϕ1 El factor de potencia requerido cos ϕ2

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2 El uso de tabla anterior, permite conocer tanto la potencia reactiva necesaria de un condensador como de una batería de condensadores. Ejemplo: Se quiere saber la potencia reactiva necesaria de una batería de condensadores a acoplar en una instalación trifásica de 500 kW, cos ϕ = 0,62 y tensión nominal en BT de 380 V, para corregir su factor de potencia a 0,95. Utilizando la tabla anterior, el factor multiplicativo a aplicar a la potencia activa del ejemplo sería: cos ϕ 1 0,86

0,90

0,91

cos ϕ 2 0,92 0,93

0,94

0,95

0,96 0,97

0,58

0,811 0,920 0,949 0,979 1,009 1,042 1,076 1,113 1,154

0,59

0,775 0,884 0,913 0,942 0,973 1,006 1,040 1,077 1,118

0,60

0,740 0,849 0,878 0,907 0,938 0,970 1,005 1,042 1,083

0,61

0,706 0,815 0,843 0,873 0,904 0,936 0,970 1,007 1,048

0,62

0,672 0,781 0,810 0,839 0,870 0,903 0,937 0,974 1,015

0,63

0,639 0,748 0,777 0,807 0,837 0,870 0,904 0,941 0,982

0,64

0,607 0,716 0,745 0,775 0,805 0,838 0,872 0,909 0,950

0,65

0,576 0,685 0,714 0,743 0,774 0,806 0,840 0,877 0,919

Conocido el factor y usando la siguiente expresión conoceremos la potencia reactiva de la batería de condensadores: Q=F×P Donde : Q : Potencia reactiva necesaria (kVAR) F : Factor multiplicativo P : Potencia activa de la red (kW) Q = F × P = 0,937 × 500 = 469 kVAR

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Capítulo 2: Compensación de Energía Reactiva

Otra forma de determinar la potencia reactiva de un condensador o batería de condensadores, es mediante el uso de la siguiente ecuación: Q = P × (tg ϕ1 − tg ϕ 2 ) Donde : Q : Potencia reactiva necesaria (kVAR) P : Potencia activa de la red (kW) tg ϕ1 : Función tangente del ángulo inicial tg ϕ 2 : Función tangente del ángulo final El valor angular de ϕ para un factor de potencia dado se calcula con: ϕ = Cos-1x Donde : ϕ : Valor del ángulo del factor de potencia. x : Valor dado de factor de potencia. Si usamos los mismos datos del ejemplo dado para el caso del cálculo por tabla el resultado sería: ϕ 1 = cos -1 x 1 = cos -1 0 , 62 = 51 , 68 ° ϕ 2 = cos -1 x 2 = cos -1 0 , 95 = 18 ,19 ° Q = P × ( tg ϕ1 − tg ϕ 2 ) = Q = 500 × (tg51,68 - tg18,19) = 469 kVAR Evidentemente se obtiene el mismo valor dado que la base de construcción de la tabla es la ecuación dada para una potencia unitaria.

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2 En la práctica, normalmente el problema del mal factor de potencia viene reflejado en la cuenta de suministro eléctrico entregado por la empresa distribuidora. Para hacer un adecuado estudio de la potencia reactiva necesaria para la compensación, debe considerarse que las demandas de potencia no simpre son iguales todos los meses y que es posible que el recargo por mal factor de potencia no aparezca en todas las facturas del año. Es por esto que se debe estudiar las necesidades de compensación mes a mes con al menos un año de datos, eligiendo como valor final, el mayor valor obtenido de potencia reactiva, además de especificar una batería de condensadores con regulación automática. Ejemplo: Para un mes específico, determinemos la potencia reactiva de un banco de condensares necesario para el mejoramiento del factor de potencia a 0,95 de un cliente que posee los siguientes datos: Opción tarifaria BT-3 Clasificación Presente en Punta Demanda Máxima Leída (DL) 64 kW Cargo Fijo Energía Demanda Máx Facturada (DF) Recargo por mal F.P.:

27.040 kWH 80,5 kW 7% Total Neto Total IVA (19%) Total a Pagar

: 711 : 621.920 : 712.586 : 93.415 : $ 1.428.632 : $ 271.440 : $ 1.700.072

Primero debemos determinar el factor de potencia que posee el cliente. Recordemos que el Decreto N°340 establece un recargo de un 1% por cada 0,01 valor que el factor de potencia del cliente se aleje de 0,93. Factor de potencia = 0,93 - (7/100) = 0,86

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Luego, se debe establecer la potencia activa a utilizar en el cálculo. Su valor debe ser la demanda leída y no la facturada, dado que la primera obedece realmente al uso mientras que la segunda corresponde a un valor calculado según la opción tarifaria. Potencia activa a considerar: 64 kW (DL) Finalmente, los datos a utilizar para el cálculo son: Donde : cos  1 : 0,86 cos  2 : 0,95 P : 64 kW cos   1

0,80 0,81 0,82 0,83 0,84 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,90

cos   2

0,86 0,157 0,131 0,105 0,079 0,053 0,026 -

0,90 0,266 0,240 0,214 0,188 0,162 0,135 0,109 0,082 0,055 0,028 -

0,91 0,294 0,268 0,242 0,216 0,190 0,164 0,138 0,111 0,084 0,057 0,029

0,92 0,324 0,298 0,272 0,246 0,220 0,194 0,167 0,141 0,114 0,086 0,058

0,93 0,355 0,329 0,303 0,277 0,251 0,225 0,198 0,172 0,145 0,117 0,089

0,94 0,387 0,361 0,335 0,309 0,283 0,257 0,230 0,204 0,177 0,149 0,121

Q = 0,265 × 64 = 17 kVAR

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0,95 0,421 0,395 0,369 0,343 0,317 0,291 0,265 0,238 0,211 0,184 0,156

0,96 0,458 0,432 0,406 0,380 0,354 0,328 0,302 0,275 0,248 0,221 0,193

0,97 0,499 0,473 0,447 0,421 0,395 0,369 0,343 0,316 0,289 0,262 0,234

2 4 Tipos de compensación Compensación global Nº1En las salidas BT (TGBT)

Ventajas Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva. Ajusta la necesidad real de la instalación kW al contrato de la potencia aparente (S en kWA). Descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW). Observaciones La corriente reactiva (Ir) está presente en la instalación desde el nivel 1 hasta los receptores. Las pérdidas por efecto de Joule en cables no quedan disminuídas (kWh).

Compensación parcial Nº2 A la entrada de cada taller

Ventajas Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva. Optimiza una parte de la instalación, la corriente reactiva no se transporta entre los niveles 1 y 2 Descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW). Observaciones La corriente reactiva (Ir) está presente en la instalación desde el nivel 2 hasta los receptores. Las pérdidas por efecto Joule en los cables se disminuyen (kWh).

Compensación individual Nº3 En los bornes de cada receptor de tipo inductivo

Ventajas Suprime las penalizaciones por un consumo excesivo de energía reactiva. Optimiza toda la instalación eléctrica. La corriente reactiva Ir se abastece en el mismo lugar de consumo. Descarga el centro de transformación (potencia disponible en kW). Observaciones La corriente reactiva no está presente en los cables de la instalación. Las pérdidas por efecto Joule en los cables se suprimen totalmente (kWh).

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5 Compensación fija o variable Cuando tenemos calculada la potencia reactiva necesaria para realizar la compensación, se nos presenta la posibilidad de elegir entre una compensación fija y una compensación variable (automática).

Compensación fija Es aquella en la que suministramos a la instalación, de manera constante, la misma potencia reactiva. Debe utilizarse cuando se necesite compensar una instalación donde la demanda reactiva sea constante. Ejemplo: Supongamos que queremos compensar un pequeño taller en el que la potencia reactiva a compensar es constante, con una pequeña oscilación. La demanda de potencia reactiva es: Demanda mínima de 13 kVAR/h día Demanda máxima de 17 kVAR/h día Demanda media de 15 kVAR/h día Lo que nos interesa al realizar la compensación es tener la instalación compensada al máximo, sin incurrir en una sobrecompensación. Si compensamos con 13 kVAR tendremos asegurada una compensación mínima de 13 kVAr, pero sin llegar a la demanda media de 15 kVAR, con lo que estaremos subcompensando la instalación. Lo contrario ocurriría si compensamos con los 17 kVAR de demanda máxima; en este caso nos encontraremos con la sobrecompensación durante todo el día. Con esta medida no logramos ninguna ventaja adicional, y podríamos provocar sobretensión en la red.

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2 La solución a adoptar es compensar con 15 kVAR, y de esta forma nos adaptamos a la demanda de potencia reactiva que hay en el taller. En el gráfico siguiente se puede observar como al colocar un condensador fijo, siempre nos encontraremos con horas que no estarán compensadas completamente y horas que estarán sobrecompensadas.

Q

Q del banco Q de la red ■ Demanda de potencia cosntante.

t

Compensación variable Es aquella en la que suministramos la potencia reactiva según las necesidades de la instalación. Debe utilizarse cuando nos encontremos ante una instalación donde la demanda de reactiva sea variable. Ejemplo: Si queremos compensar una instalación en la que la demanda de potencia reactiva tenga muchas fluctuaciones, debemos utilizar una compensación que se adapte en cada momento a las necesidades de la instalación. Para conseguirlo se utilizan las baterías automáticas de condensadores, las que están formadas básicamente por: Regulador Protecciones Contactores Condensadores

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El regulador detecta las variaciones en la demanda reactiva, y en función de estas fluctuaciones actúa sobre los contactores permitiendo la entrada o salida de los condensadores necesarios. En el gráfico siguiente se puede observar como la batería de condensadores entrega a cada momento la potencia reactiva necesaria, evitando de este modo una sobrecompensación o una subcompensación.

Q

Q de la red Q del banco ■ Demanda de potencia variable.

6 Influencia de las armónicas En la documentación de Merlin Gerin se encuentran todos los productos para resolver aplicaciones especiales.

Una vez determinada la potencia reactiva que requiere la instalación es necesario elegir la batería. Los condensadores Varplus son utilizables en la mayoría de las aplicaciones. Sin embargo, cuando en una instalación hay una potencia instalada importante de aparatos electrónicos de características no lineales (PC’s, variadores, UPS’s, etc...), la forma de onda de la señal alterna se distorsiona debido a las armónicas introducidas por ellos en la red, las que pueden perforar el dieléctrico de los condensadores.

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2 Para reducir el efecto de las perturbaciones electromagnéticas se deberán tomar precauciones en la instalación de cables y aparatos. Por ser un fenómeno relativamente complejo es recomendable acudir al asesoramiento de profesionales con experiencia en el tema, como por ejemplo el Departamento Técnico de Schneider Chile. Una correcta instalación y elección de filtros y condensadores evita consecuencias desagradables, garantizando la continuidad de servicio.

7 Aparatos de maniobra La puesta en tensión de un condensador provoca grandes intensidades de carga que deben ser limitadas. El caso más desfavorable se presenta cuando previamente existen otros condensadores en servicio que se descargan sobre el último en entrar. En una salida para condensadores se deberán contemplar 3 funciones: El seccionamiento. La protección contra cortocircuitos. La conmutación. La solución mas simple, confiable y compacta es la asociación de dos productos: Un interruptor que garantice la función seccionamiento y protección. Un contactor para la función conmutación. Para ambos casos se deberá considerar que la corriente de inserción de un condensador puede alcanzar valores muy elevados, y la generación de armónicas provoca sobrecalentamientos de los aparatos.

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Elección del interruptor Deberá ser un interruptor con protección termomagnética del tipo C60N/H o C120N/H, con un calibre igual a 1,43 veces la corriente nominal de la batería, con el objeto de limitar el sobrecalentamiento producido por las armónicas que generan los capacitores. Su curva de disparo magnético deberá ser del tipo “D” para proteger contra cortocircuitos con corrientes al menos 10 veces el valor nominal del condensador en todos los casos. En el caso de usar fusibles, deberán ser de alta capacidad de ruptura tipo gl, calibrados entre 1,6 y 2 veces la intensidad nominal, recomendando anteponer un seccionador o interruptor manual enclavado eléctricamente con el contactor, para evitar que aquel realize maniobras bajo carga.

Elección del contactor Para disminuir el efecto de la corriente de cierre, se debe conectar una resistencia en paralelo con cada polo principal del contactor y en serie con un contacto de precierre que se desconecte en servicio. Esta asociación permite por un lado limitar la corriente de cierre a 80 veces la corriente nominal como máximo, y por otra parte reducir los riesgos de incendio. Los contactores LC1-D.K están fabricados especialmente para este uso y poseen sus resistencias de preinserción de origen. En la tabla mostrada en la página siguiente, se puede elegir la asociación deseada en función de la potencia de la batería y el aporte al cortocircuito.

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2 Referencias de interruptores termomagnético y contactores tripolares para condensadores

Para otras asociaciones o mayores poderes de corte, consultar los catálogos específicos. Para el dimensionamiento de los cables considerar: 2 A por cada kVAR a 400 V.

Nota: La tensión de comando indicada es 220 V - 50Hz, y la tensión de empleo corresponde a una red de 400 V - 50Hz a una temperatura media en 24hrs < 40ºC. Para tensiones de empleo o tensiones de mando diferentes, favor consultarnos.

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8 Condensadores secos Los condensadores Varplus 2 están realizados a partir de elementos capacitivos cuyas caracteristicas principales son las siguientes: Tipo seco (sin impregnantes) Dieléctrico: film de propileno metalizado Protección sistema HQ Protección sistema HQ Garantiza que en funcionamiento ningún elemento capacitivo explote causando daño a las personas o a los bienes. En caso de falla eléctrica aparecen corrientes de defecto cuyo valor puede variar desde algunos amperes hasta varios kA. Si no se remedia, se generarán gases que harán estallar el elemento averiado. El sistema HQ consta de: Una membrana de sobrepresión que protege frente a intensidades de defecto pequeñas. Un fusible interno de alto poder de ruptura que, coordinado con la membrana, protege frente a intensidades de defecto elevadas cada uno de los elementos capacitivos monofásicos que componen un condensador trifásico.

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2 La gama de condensadores Varplus está compuesta por: Varplus 2: Enchufables; diseñados para conectarse uno tras otro formando condensadores de potencias superiores, hasta 60 kVAR en 400 V, a partir de baterías individuales de: 5 ; 7,5 ; 10 ; 12,5 ; 15 y 20 kVAR. Condensadores sobredimensionados en tensión (tipo H). Por ejemplo condensadores de 440 V para una red de 400 V. Reactancias antiarmónicas asociadas en serie con los condensadores H, formando un conjunto LC sintonizado a 135 Hz ó 215 Hz que evita la resonancia y amplificación de armónicas.

9 Baterías automáticas Las baterías adaptan su potencia automáticamente a la demanda de la carga, conectando o desconectando condensadores hasta alcanzar el estado deseado. Están gobernadas por un controlador de potencia reactiva que actúa sobre los contactores de maniobra.

Es necesario proveer: Una alimentación auxiliar de 230 V - 50Hz para alimentar las bobinas de los contactores. Un transformador de corriente n/5A a instalar en la cabecera de la instalación, aguas arriba de la batería y los receptores. Dimensionamiento de cables y aparatos:los aparatos de maniobra, protección y cables de potencia deberán dimensionarse para una intensidad mínima de 2A por kVAR a 400V. Es recomendable instalar la batería en la cabecera de la instalación.

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10 Controladores de potencia reactiva Son aparatos de medida, control y comando, que permiten realizar baterías automáticas, incorporando o sacando capacitores para mantener el cos  de la instalación en un valor predeterminado. Pueden comandar hasta 12 pasos de capacitores de igual o distinta potencia, y seleccionar de entre ellos los kVAR necesarios para obtener el cos  deseado. La familia Varlogic de Merlin Gerin presenta una gama de tres controladores, uno para 6 pasos y dos para 12 pasos, en éste último caso con distintas performances de precisión e información suministrada en su display.

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2 Condensadores de BT Varplus 2

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Corrección de factor de potencia y filtrado de armónicos Condensadores Varplus2 para 400/415 V - 50Hz Red no polucionada Gh/Sn 65 kVAR: ver manual del usuario de Varplus 2

Gh: Potencia Armónica en KVA.

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Capítulo 2: Compensación de Energía Reactiva

Condensadores de BT Varplus 2 Red altamente polucionada 25% < Gh/Sn