El triángulo de potencias explicado
Las tres potencias eléctricas
En corriente alterna, la potencia eléctrica tiene tres componentes: la potencia activa (P, en kW) es la que realiza trabajo útil (mover motores, generar calor, iluminar). La potencia reactiva (Q, en kVAr) es la energía que almacenan y devuelven las bobinas y capacitores, necesaria para crear campos magnéticos pero que no produce trabajo. La potencia aparente (S, en kVA) es la potencia total que la fuente debe suministrar, y es la que determina la corriente en los cables. La relación es: S² = P² + Q², formando un triángulo rectángulo donde el ángulo φ representa el desfase entre tensión y corriente.
El factor de potencia
El factor de potencia (cos φ) es la relación P/S e indica qué porcentaje de la potencia aparente se convierte en trabajo útil. Un cos φ = 1 significa que toda la corriente produce trabajo (carga puramente resistiva). Un cos φ = 0.7 significa que solo el 70% de la corriente hace trabajo útil; el 30% restante circula "en vano", calentando cables sin producir nada. En Argentina, ENRE exige cos φ ≥ 0.95 para usuarios con potencia contratada ≥10 kW, penalizando el excedente de energía reactiva.
Interpretación práctica del triángulo
El triángulo de potencias permite visualizar: (1) por qué un motor de 10 kW con cos φ = 0.7 demanda S = 14.3 kVA del transformador (mucho más que sus 10 kW útiles), (2) por qué los cables deben dimensionarse con la corriente aparente (basada en S, no en P), (3) cuánta compensación reactiva (capacitores) se necesita para mejorar el cos φ: la Q del capacitor se resta de la Q inductiva. (4) por qué un transformador de 100 kVA no puede alimentar 100 kW de motores si el cos φ es bajo.
Aplicación en dimensionamiento
El triángulo de potencias es fundamental para: dimensionar transformadores (en kVA, no en kW), calcular corriente en cables (I = S / (√3 × V) para trifásico), seleccionar grupos electrógenos (se dimensionan en kVA), y calcular la penalización por energía reactiva. Ejemplo: si una fábrica consume P = 80 kW con cos φ = 0.75, la demanda aparente es S = 107 kVA y la corriente es I = 107,000 / (1.732 × 380) = 163 A. Si mejora el cos φ a 0.95, la demanda baja a S = 84 kVA y la corriente a I = 128 A, liberando 27% de capacidad en cables y transformador.
Tan φ y la penalización ENRE por energía reactiva
Además del cos φ, el parámetro tan φ (tangente del ángulo de desfase) es el indicador que utiliza el ENRE para evaluar y penalizar la energía reactiva. tan φ = Q/P, y el límite es tan φ ≤ 0.3287 (equivalente a cos φ ≥ 0.95). Cuando tan φ > 0.3287, el excedente de energía reactiva se cobra según la Resolución ENRE 85/2024: la penalización se calcula como E_reactiva_excedente = E_reactiva_medida - (E_activa × 0.3287), y se cobra a una tarifa similar a la del kWh activo. En la práctica, para un usuario industrial que consume 10.000 kWh/mes con cos φ = 0.80 (tan φ = 0.75), el excedente reactivo es: Q_excedente = 10.000 × (0.75 - 0.3287) = 4.213 kVArh, y la penalización a $100/kVArh sería $421.300 ARS/mes. La compensación con un banco de capacitores de 50 kVAr (~USD 1.500) elimina completamente esta penalización, con retorno de inversión menor a 1 mes.
Potencia activa, reactiva y distorsión: el triángulo corregido
En instalaciones con cargas no lineales (variadores de frecuencia, rectificadores, UPS, iluminación LED con fuente switching), la corriente contiene armónicos que no están en fase con la fundamental. Esto introduce un cuarto componente: la potencia de distorsión (D). El triángulo se convierte en: S² = P² + Q² + D², donde D representa la potencia asociada a los armónicos. En este caso, el "factor de potencia clásico" (cos φ, basado en la fundamental) puede diferir del "factor de potencia verdadero" (PF = P/S, que incluye los armónicos). Un variador de frecuencia puede tener cos φ = 0.98 pero PF = 0.85 debido a los armónicos. Los medidores electrónicos modernos (como los instalados por Edenor/Edesur) miden el PF verdadero, por lo que la sola compensación con capacitores no siempre mejora el PF si hay alta distorsión armónica. En estos casos se requieren filtros de armónicos pasivos o activos.
Preguntas frecuentes
¿Los kW y los kVA son lo mismo?
No. Los kW (kilovatios) miden potencia activa (trabajo real). Los kVA (kilovoltamperios) miden potencia aparente (lo que la fuente debe suministrar). Solo son iguales cuando cos φ = 1 (carga puramente resistiva, como calefactores). Para motores (cos φ ≈ 0.80-0.85), 10 kW equivalen a ~12 kVA. El transformador y los cables se dimensionan en kVA; la factura de energía se cobra en kWh (activa). Por eso una instalación con bajo factor de potencia desperdicia capacidad del sistema.
¿Por qué los generadores se expresan en kVA?
Porque el alternador del generador tiene un límite de corriente máxima (determinado por el calibre de sus bobinados), independiente del factor de potencia de la carga. Un generador de 100 kVA puede entregar: 100 kW con cos φ = 1 (carga resistiva), 80 kW con cos φ = 0.8 (motores típicos), o 70 kW con cos φ = 0.7. Si conecta 100 kW de motores con cos φ = 0.8, necesita 125 kVA de generador. La mayoría de fabricantes especifican una potencia en kW asumiendo cos φ = 0.8.
¿La potencia reactiva se paga?
En Argentina, sí, indirectamente. ENRE penaliza a usuarios con potencia ≥10 kW cuyo cos φ sea inferior a 0.95 (tan φ > 0.3287). El excedente de energía reactiva sobre el límite se cobra a precio similar al kWh activo. Además, un bajo cos φ aumenta la corriente total, lo que: incrementa las pérdidas en cables (I²R), requiere cables más gruesos, y puede obligar a contratar mayor potencia. La instalación de un banco de capacitores para compensar la reactiva tiene un retorno de inversión típico de 3-8 meses.
¿Cómo calculo los kVAr de capacitores necesarios para corregir el cos φ?
Fórmula: Q_cap = P × (tan φ_actual - tan φ_deseado). Ejemplo: instalación con P = 50 kW, cos φ actual = 0.80 (tan φ = 0.75), cos φ deseado = 0.95 (tan φ = 0.329). Q_cap = 50 × (0.75 - 0.329) = 21.05 kVAr. Se selecciona un banco de capacitores de 25 kVAr (escalón comercial superior). Esto reduce la corriente total de 95A a 76A (una reducción del 20%), liberando capacidad del transformador y reduciendo pérdidas en cables.
¿Qué diferencia hay entre cos φ y factor de potencia (PF)?
Con cargas lineales (motores, resistencias), cos φ y PF son iguales. Con cargas no lineales (variadores de frecuencia, LED, UPS), la corriente distorsionada reduce el PF verdadero aunque cos φ de la fundamental sea alto. PF = P/S incluye todos los armónicos; cos φ solo considera la componente fundamental. En instalaciones con >30% de cargas no lineales, el PF puede ser 5-15% menor que cos φ. Los bancos de capacitores mejoran cos φ pero NO mejoran la distorsión armónica (pueden empeorarla por resonancia). Para mejorar PF con armónicos, se necesitan filtros.
¿Puedo tener potencia reactiva capacitiva? ¿Qué efecto tiene?
Sí. Si se instalan capacitores en exceso respecto a la carga inductiva, la potencia reactiva neta se vuelve capacitiva (Q negativa, cos φ "adelantado"). Esto puede elevar la tensión en el punto de conexión por encima de los valores nominales, especialmente durante períodos de baja carga (noches). La sobretensión por exceso de compensación puede dañar equipos sensibles y es percibida por la distribuidora como un problema de calidad de red. Solución: usar bancos de capacitores automáticos (con regulador de factor de potencia) que conectan y desconectan escalones según la carga real.