Este documento describe una propuesta para una pequeña instalación de generación eléctrica asíncrona en isla destinada a alimentar comunidades rurales en países en desarrollo. Explica los principios teóricos de la generación asíncrona usando motores de inducción como generadores, y describe cómo calcular la capacidad de condensadores necesaria para proporcionar energía reactiva para la autoexcitación del generador asíncrono. También discute la necesidad de implementar métodos de regulación para mantener la tensión y frecuencia dentro de parámetros

1. 3º Generación asíncrona, en isla, de pequeñas
potencias eléctricas.
Destinada especialmente a alimentar pequeñas comunidades rurales en países en vías de
desarrollo.
Introducción.
Aun quedan muchos millones de personas en el mundo que no pueden disfrutar de las ventajas del uso de la energía
eléctrica, este trabajo es una mínima aportación para ayudar a que el uso de dicha energía se pueda extender a
aquellas comunidades que en el siglo XXI aun carecen de ella.
¿Qué instalación pretendemos?
Se busca una instalación que cumpla unos requisitos mínimos como son: Que no contenga equipos de tecnología
muy sofisticada y por lo tanto muy poco accesibles con los medios de que se pueda disponer en las comunidades a
las que se destina este trabajo.
Que sea por lo tanto sustentable en el tiempo por los técnicos y artesanos locales usando únicamente unas
herramientas e instrumentos básicos. Que se pueda ejecutar con materiales de bajo coste y fáciles de conseguir en el
mercado de los países a los que va destinada. Por su sencillez, robustez, precio y facilidad de adquisición lo más
adecuado para este planteamiento es usar los habituales motores de inducción (los típicos de jaula de ardilla) como
generadores asíncronos de inducción.
Principios teóricos de la generación eléctrica asíncrona.
Un motor de inducción, de los normalmente utilizados en todo tipo de usos, tiene una velocidad sincrónica
dependiente de su número de polos, a la que denominaremos Ns, al colocarle una carga mecánica en su eje la
velocidad del motor “desliza” perdiendo revoluciones proporcionalmente a la carga aplicada, ese deslizamiento se
produce hasta alcanzar una velocidad tal en la que su par motor iguala el par resistente de la máquina accionada. Esto
se verifica en la curva par-velocidad de esta máquina eléctrica asíncrona cuya gráfica exponemos:
La velocidad síncrona es Ns= (60*f)/p; (f: frecuencia, p: número de pares de polos), por ello un motor de cuatro
polos (dos pares) tendrá en Europa (50 Hz) una velocidad síncrona Ns de 1500 rpm, si lo conectamos en vacío tendrá
un pequeño deslizamiento, digamos, por ejemplo, que bajará a 1493 rpm, para generar el par suficiente necesario
solo para moverse a si mismo. Es lo que se denomina como velocidad de vacío.

2. Pero si le aplicamos su carga mecánica nominal esa velocidad bajará hasta la indicada en su placa de características,
digamos en este caso, por ejemplo, 1450 rpm. Esta velocidad se denomina como velocidad nominal (subsíncrona).
Que viene determinada por el punto correspondiente al par motor nominal de la máquina, si la máquina tuviese que
suministrar un par diferente al nominal, su velocidad quedaría determinada por el punto de cruce entre las curvas del
par motor y del par resistente de la máquina accionada..
Pero en la curva par-velocidad del motor asíncrono, ocurre que esta curva al llegar a la velocidad síncrona (Ns) cruza
el eje de velocidad en la coordenada cero del eje del par, (en Ns el par es cero) a partir de valores superiores a la
velocidad síncrona, la curva se hace simétrica con respecto a esta, y los valores de par se hacen negativos. Esto nos
indica que si forzamos este motor con una maquina externa hasta una velocidad superior a la sincronismo nos
proporcionará energía eléctrica en lugar de consumirla.
Volviendo al motor anterior, si forzamos externamente, aportando energía mecánica, su velocidad hasta las 1550 rpm
la maquina nos dará energía eléctrica con una potencia ligeramente inferior (por las perdidas propias) a la que
consumía como motor cuando accionaba la carga mecánica nominal. Diremos entonces que la máquina está en
generación asíncrona y que su velocidad está en hipersincronismo, volviendo a la curva par-velocidad el segmento
del eje de velocidad ubicado entre “0” y Ns se denominará zona de subsincronismo, y el segmento de la zona
situada a partir de Ns como zona de hipersincronismo.
En la zona de subsincronismo la máquina absorbe energía eléctrica activa y reactiva, cediendo energía mecánica
(zona positiva del eje del par en la curva) y diremos que trabaja como motor de inducción (asíncrono), por otra parte
en la zona de hipersincronismo la máquina recibe energía mecánica y energía reactiva (zona negativa del eje de par
en la curva) y cede a su red energía eléctrica activa y diremos entonces que trabaja como generador asíncrono.
Balance eléctrico de potencias activa y reactiva de la maquina
asíncrona.
Como ya indicamos, la maquina asíncrona, tanto cuando trabaja como motor como cuando trabaja como generador,
requiere siempre energía reactiva para su excitación magnética, energía reactiva que recibe de la red a la que está
conectada. Por ello cuando trabaja como generador en isla o sea aislado de una red eléctrica, requiere de un
suministro externo de energía reactiva, ya que la ausencia de la red eléctrica debe de ser sustituida por otra fuente de
energía reactiva, como son los condensadores, en lo que se denomina como autoexcitación. Esta autoexcitación será
iniciada por el magnetismo remanente de la máquina. Si la máquina por varias posibles razones ha perdido el
magnetismo remanente, será necesario excitarla la primera vez inyectando C.C. en sus devanados o cargando
previamente los condensadores, conectándolos cuando la máquina ya está girando en las cercanías del régimen
nominal.

3. Una solución para el arranque de máquinas que tiendan a perder el magnetismo remanente es instalar dos
contactores enclavados eléctrica y mecánicamente, uno conectará los condensadores y otro una fuente de c.c. de bajo
voltaje, de forma que una vez que la máquina este girando, durante un breve tiempo se carguen los condensadores
con la c.c. antes de conectarlos al generador.
Esta fuente de energía reactiva, necesaria para la autoexcitación, se implementa entonces con un banco de
condensadores, que conectados en los bornes de la máquina eléctrica sean capaces de aportar la energía reactiva
necesaria. Pero estos condensadores no solo tienen que suministrar la energía reactiva necesaria para la excitación
magnética del generador, si no que además tienen que ser capaces de proporcionar la energía reactiva que nos
demanden todas las excitaciones magnéticas existentes en la carga.
Por esto necesitaremos suministrar para el generador una potencia reactiva cuyo cálculo será (Pr = 1.73*V*I* seno
(fi)), siendo (fi) el arco del coseno (fi) que consta en la placa de características de la máquina (también denominado
factor de potencia).
Pongo un ejemplo, supongamos que en la placa de la máquina nos pone que su coseno (fi) es 0.8, luego su seno (fi)
será 0.6, la potencia reactiva necesaria para su excitación a carga nominal será si partimos de la intensidad de placa
(Pr=1.73*V*I*0.6).
Y si partimos de la potencia de placa: Paparente= Pnominal/cos (fi); Preactiva= Paparente*sen (fi)
Luego: Preactiva= Pnominal/tangente (fi)
.
Por ejemplo una máquina de 10 KW con cos (fi)=0.8 (luego sen (fi)=0.6) nos dará una potencia aparente de
10/0.8=12.5 KVA, y necesitará para su excitación Pr=10*(0.6/0.8)=7.5 KVAr.
Como además la carga necesitará una energía reactiva que generalmente no podemos evaluar por ser variable según
se conecten y desconecten consumidores, la experiencia nos indica que si multiplicamos la potencia reactiva de la
máquina por un factor de 2.2 tendremos energía reactiva ampliamente suficiente, con seguridad, para las necesidades
de la instalación.
Este coeficiente está previsto para el posible caso extremo de existencia de cargas fuertemente inductivas como
pueden ser las lámparas de descarga de bajo factor de potencia (reactancias sin compensación), si no fuese ese el
caso se puede rebajar, si suponemos que la carga tiene el mismo cos (fi) que en el generador bastará entonces con
multiplicar por 2, e incluso tomar el valor de 1.5 si lo que existe es una mezcla de cargas resistivas y reactivas que
nos den un cos (fi) en el entorno de 0.85 a 0.90.
De todas formas el coeficiente 2.2 supone un máximo de capacidad, que se ocuparán de rebajar los sistemas de
regulación habituales que cancelan el exceso de capacidad.
Por ello para el generador de 10 KW del ejemplo, instalaremos un banco de condensadores de 7.5*2.2= 16.5 KVAr, y
estaremos de seguro ampliamente cubiertos con la necesaria energía reactiva máxima que nos pueda demandar la
instalación.
Esta será entonces la máxima capacidad de condensadores necesaria instalada, pero en muchos momentos del
funcionamiento del generador esta capacidad será superior a la requerida por la carga, originando por tanto un
excedente de energía reactiva que originará una sobreexcitación del generador y que deberemos eliminar si deseamos
que el sistema sea estable en tensión y frecuencia. Para ello existen diferentes métodos de regulación que se
detallarán en apartados posteriores.
Cálculo de la capacidad de los condensadores a partir de la potencia
reactiva.
En un sistema trifásico como el propuesto es generalmente más recomendable la conexión en estrella que en la
denominada triangulo o delta, ya que permite trabajar a los condensadores con menor tensión y por lo tanto rebajar
los riegos de posibles perforaciones por sobretensión, aunque en determinados casos sea preciso recurrir a la
conexión en triangulo por sus ventajas en la cancelación de armónicos.
Los condensadores a emplear serán siempre no polarizados con tipo de aislamiento de papel impregnado o similares,
no pueden utilizarse los electrolíticos normales por tener polaridad fija y no ser útiles para la corriente alterna

4. (aunque existen montajes de electrolíticos con conexiones en serie de polaridad opuesta utilizables en corriente
alterna, no son recomendables en este caso).
Partimos de la potencia reactiva: Preactiva= 1.73*V*Ireactiva; Ireactiva= Preactiva/ (1.73*V)
Para un sistema trifásico de 380 voltios de tensión de línea, los 16.5 KVAr del ejemplo anterior supondrán:
16.5 KVAr=16500 VAr; Ireactiva= 16500/(1.73*380)=25 Amperios.
Como estamos en un montaje en estrella la tensión de fase es 380/1.73= 220 Voltios y la reactancia capacitiva Xr
será Xr= 220/25 = 8.8 Ohmios. Finalmente como Xr= 1/(2*pi*f*C); C= 1/(2*3.1416*50*8.8)= 362 microfaradios
por fase.
Elegiríamos entonces un banco trifásico de condensadores no polarizados de 250 voltios (como mínimo, pero mejor
de 300 voltios) conectados en estrella de 16.5 KVAr de potencia total, y con una capacidad instalada de 362
microfaradios por fase. De estos 362 microfaradios 164.5 corresponderían a excitación del generador, y el resto
suministrarían energía reactiva a la carga.
En el caso de un generador trifásico alimentando una red monofásica cambian algo los parámetros, algunos autores
recomiendan un valor total de capacidad de 60 microfaradios por KW para 60 Hz (72 para 50 Hz), con el siguiente
esquema de conexiones.
Este cálculo está previsto para 60 Hz, para 50 Hz serían necesarios: C= 24 microfaradios. Si lo aplicamos al ejemplo
anterior, para 10 KW necesitaremos 2*240+240=720 microfaradios en total.
Es necesario que la capacidad sea la suficiente para la excitación de la máquina, una capacidad menor que la mínima
requerida impedirá el proceso de autoexcitación como se observa en el siguiente gráfico, donde se observa que el
punto de trabajo a tensión nominal se corresponde con la intersección entre la curva de magnetización de la máquina
y la recta del producto de la corriente por la reactancia capacitiva correspondiente a la capacidad instalada.
La frecuencia
El generador asíncrono no tiene frecuencia propia, cuando esta conectado a una red eléctrica principal a la que aporta
su energía activa, adopta automáticamente la frecuencia de la red a la que se conecta. Pero cuando funciona en
generación en isla, no conectado por lo tanto a una red eléctrica general, su frecuencia será determinada por su
velocidad de giro, que corresponderá al punto de equilibrio entre el par motor de la máquina motriz y el par

5. resistente que presenta el generador a ser movido, este par resistente depende linealmente de la potencia eléctrica
activa que le demanda la carga en cada instante.
La tensión
La tensión de salida dependerá en pequeña medida también del factor anterior, pero el factor determinante para su
valor dependerá de la relación instantánea entre la capacidad de los condensadores instalados y la potencia reactiva
que requiera el conjunto del generador y las cargas en cada momento. Si existe excedente de energía reactiva la
tensión se elevará
Estabilidad y regulación.
Como cuestión previa es preciso aclarar que en todo caso se descarta la regulación automática de la velocidad de la
maquina motriz, ya que especialmente cuando se trata de turbinas hidráulicas o eólicas esa regulación es
tecnológicamente complicada y económicamente costosa, además por tratarse de generación asíncrona podemos
regularla actuando únicamente sobre los parámetros eléctricos del generador y de la carga.
Por todo lo expuesto, como precisamos que el generador opere dentro de unos márgenes aceptables de tensión y
frecuencia, necesitamos implementar métodos de regulación que eviten que el sistema de generación se salga de esos
parámetros establecidos de tensión y frecuencia.
De estos métodos, y las tecnologías implementadas, tratarán los apartados siguientes, así como de ejemplos
concretos de la aplicación, según los principios ya explicados de simplicidad, robustez, facilidad de mantenimiento y
un coste accesible para las comunidades a las que va destinado este trabajo.
Regulación de la tensión.
Expondremos tres soluciones de las muchas posibles, desde la más sencilla hasta la más complicada
tecnológicamente.
1º Regulación de la tensión por la saturación magnética de una bobina con núcleo de hierro,
conectada en la línea a la salida del generador.
Como ya hemos explicado si partimos de una capacidad fija máxima instalada, el objetivo de no sobrepasar la
tensión máxima ha de conseguirse cancelando el exceso de energía reactiva que nos originaria una sobreexcitación
de la máquina y por lo tanto un excesivo voltaje. La forma de rebajar la corriente reactiva capacitiva es crear una
corriente reactiva inductiva, que al ser vectorialmente opuesta, la reste, hasta dejarla en el nivel adecuado para la
excitación de la máquina.
Por lo tanto esa corriente inductiva tiene que ser variable, ya que los requerimientos de energía reactiva del sistema
fluctúan, por lo que el sistema necesita una respuesta dinámica que le permita que exista una diferencia fija entre
ambas corrientes reactivas vectorialmente opuestas, y que ese valor diferencial estable coincida con los
requerimientos de excitación de la maquina.
A tal fin usaremos una carga de reactancia que se sature al llegar al nivel nominal de tensión; Cuando existe
demasiada corriente capacitiva la tensión de la máquina sobreexcitada aumenta rápidamente, y la corriente
inicialmente aumenta linealmente con la tensión, pero al llegar al nivel de tensión del codo de saturación de la
reactancia, se produce un gran incremento de la corriente inductiva de la misma de forma no lineal, para pequeños
incrementos de tensión se producen grandes incrementos de corriente.
Esta corriente reactiva inductiva cancela parte de la corriente capacitiva, hasta un nivel de equilibrio, si la carga
cambiase y necesitase más energía reactiva, bajaría la tensión y con ella la corriente inductiva llegándose a un nuevo
punto de equilibrio, con una tensión ligeramente inferior. Si al contrario la carga requiriese menos energía reactiva,
el exceso de capacidad instalada sobreexcitará a la máquina, la tensión subirá y con ella la corriente inductiva,
estableciéndose un nuevo punto de equilibrio esta vez con una tensión ligeramente superior.
Con este sistema se pueden conseguir resultados más que aceptables de una variación mejor de +/- 10 voltios en el
entorno de la tensión nominal, o lo que lo mismo una variación mejor que desde 210 V. hasta 230 voltios, para 220

6. voltios nominales, que es un resultado bastante aceptable para este tipo de instalaciones. En realidad con un poco de
experimentación y un buen material, es posible mejorar el resultado hasta los +/- 5 voltios. Que supondrían un
resultado casi óptimo.
Curva V-I (intensidad inductiva en la reactancia)
Esta reactancia puede implementarse usando un bobinado de un transformador viejo, por ejemplo si tenemos un
transformador trifásico 220/380 con uno de sus devanados en buen estado, se puede aprovechar o bien el de 220
conectándolo en estrella o el de 380 conectado en triangulo.
A este fin se sacarán tomas intermedias en el final de las bobinas, para reducir el número de espiras y buscar que el
codo de saturación nos quede en el lugar adecuado para tener la variación de tensión en el nivel nominal deseado,
por ello será preciso explorar desde las diferentes tomas hasta llegar a la solución más satisfactoria.
Con una fuente de tensión (nos vale la tensión red), un voltímetro y una pinza amperimétrica nos servirán para
realizar el ajuste, el codo de saturación se establecerá observando cuando la variación de corriente deja de ser lineal
con relación al número de espiras, con cinco o seis medidas podemos obtener la curva del codo de saturación con
aceptable precisión.
Este montaje origina un fuerte tercer armónico como producto de la saturación, pero para este tipo de redes no
presenta un problema demasiado importante.
Como referencia podemos establecer que la potencia nominal en KVA de la bobina debe de ser más o menos igual a
la potencia en KW del generador. Es sumamente importante tener la precaución de cuando se realicen las tomas en el
devanado no dejar ninguna espira ni grupo de espiras en cortocircuito, lo que conllevaría la destrucción de dicho
devanado.
Otra alternativa a las tomas en las espiras de la bobina, consiste en provocar un estrechamiento regulable en una
sección del circuito magnético, en el que al reducirse su sección se favorezca la saturación. Puede realizarse un
taladrado y posterior roscado en el apilado (palastro) de las chapas magnéticas, la posterior introducción de un
cilindro roscado de acero puede hacer variar la sección, según la profundidad de penetración, y ajustar un punto
deseado de saturación magnética. O también usar un dispositivo de variación de la sección del núcleo magnético
similar a los usados en los transformadores utilizados para la soldadura eléctrica por arco.
2º Regulación de tensión mediante relés de control de energía reactiva.
Otro sistema de regulación consiste en colocar un banco de condensadores fijo para la excitación magnética del
generador de inducción y uno variable para la energía reactiva que demande la carga. El banco fijo se calculará como
ya se hizo antes (el factor en este caso sería la unidad) y el variable que puede ir en cuatro tramos se calculará de un
valor igual que el fijo, o incrementado en un 20 % si hubiese cargas fuertemente inductivas.
El banco variable de condensadores se controlará mediante un relé de regulación de energía reactiva como el del
ejemplo siguiente, debidamente adaptado a las condiciones de tensión y frecuencia de la instalación, este relé

7. conectará y desconectará los escalones de condensadores según los requerimientos de la carga, manteniendo el
coseno de fi de la instalación en un valor en torno a la unidad adecuado para su funcionamiento.
DL 2108T19 REGULADOR DE ENERGIA REACTIVA
Relé con regulación automática del factor de potencia en sistemas con carga inductiva.
Rango de regulación del factor de potencia: 0.8... 0.98 inductivos; Sensibilidad: 0.2... 1.2 K; Visualización de
dígitos: 0.2inductivos... 1... 0.2 capacitivos; Relé de salida para conexión de baterías: 4 contactos NA con
indicación de LED; Capacidad de contacto del relé de salida: 380 Vca, 5 A; Tensión de alimentación: 380 V ±20%,
50 Hz; Circuito de entrada amperimétrico: 1 A ó 5 A.
Relé de control de energía reactiva.
Esquema de conexiones de los escalones del banco de condensadores.
Los escalones desde el primero al último se dimensionaran para el 10, 15, 25 y 50 % de la capacidad total calculada
para el banco variable. Y estarán provistos de la correspondiente resistencia de descarga según se observa en el
esquema.

8. 3º Regulación de tensión mediante inductancias controladas por IGBT.
En este caso al igual que el anterior se parte de la capacidad máxima instalada, pero la corriente inductiva de las
reactancias no depende de la saturación de las mismas, si no de un control electrónico que mediante transistores
IGBT regula dicha corriente inductiva, que se resta de la corriente capacitiva correspondiente a la capacidad máxima
instalada inicial.
Es un sistema más preciso que el de la reactancia saturable, pero presenta mucha mayor complejidad tecnológica y
para su puesta en marcha y mantenimiento se precisan técnicos expertos en regulación automática e instrumental
adecuado, mucho más complejo que el requerido anteriormente.
4º Regulación de tensión mediante la variación del valor de la capacidad instalada, usando
dispositivos IGBT.
En este caso no se emplean reactancias, si no que partiendo también de la capacidad necesaria máxima instalada,
mediante transistores IGBT se conmutan los condensadores, reduciendo así su capacidad equivalente hasta obtener el
punto de excitación adecuado para la tensión deseada.

9. Su problemática tecnológica es similar o incluso mayor que la del caso anterior, y por ello ambas no parecen
recomendables por no cumplir los objetivos de sencillez y sustentabilidad expuestos en el inicio del trabajo.
De lo anteriormente expuesto se puede deducir que, aunque presente ciertas imperfecciones, el primer ejemplo
basado en la saturación magnética es el más adecuado para implantar en comunidades que no posean demasiados
recursos tecnológicos en cuanto a equipamiento y personal cualificado y que además tengan que optimizar sus
recursos económicos.
El segundo ejemplo es asimismo tecnológicamente asequible y los relés de control de energía reactiva los fabrican
diferentes firmas y no son excesivamente caros ni difíciles de conseguir, por lo que también puede ser una correcta
opción en muchos de los casos que se planteen.
Regulación de la frecuencia.
En este apartado, una vez descartada la regulación de la máquina motriz, sea turbina hidráulica, motor eólico o
similar, solo nos queda dos alternativas para controlar la estabilidad de la frecuencia, la primera es actuar sobre la
carga y la segunda rectificar la corriente alterna y recurrir posteriormente a un inversor/ondulador de frecuencia.
1º Regulación mediante el control de la carga
Como ya se dijo anteriormente la frecuencia depende de la velocidad de rotación o lo que es lo mismo del número de
revoluciones por unidad de tiempo. Y esta velocidad a su vez depende de la relación entre el par motor de la maquina
motriz y el par resistente del generador. El par motor de la máquina motriz depende del suministro de su energía
primaria, por ejemplo en una turbina hidráulica depende del caudal de agua y de la altura del salto de agua.
El par resistente del generador dependerá de los KW que le demande la carga en cada momento. Si el par motor y el
par resistente se igualan la velocidad y la frecuencia permanecerán estables Si el par motor supera al par resistente, la
máquina acelerará y la frecuencia aumentará. Si el par resistente supera al par motor, la máquina decelerará y la
frecuencia disminuirá. En función de lo anterior podemos ajustar la admisión de agua para que la máquina gire a
velocidad nominal y nos de la frecuencia nominal para la plena carga. Luego si mantenemos la plena carga la
frecuencia permanecerá estable.
Para ello estableceremos un determinado número de escalones de carga, generalmente mediante resistencias,
controlados por relés de frecuencia que las van conectando y desconectando según oscile dicha frecuencia.
Para no perder la energía disipada en las resistencias se le pueden dar usos como por ejemplo calentar agua para que
la comunidad pueda disponer de un suministro continuo de agua caliente si se aíslan térmicamente los depósitos.
Volviendo al ejemplo anterior del generador de 10 KW, se pueden implementar cuatro cargas resistivas de 2.5 KW,
conectadas a través de contactores controlados por relés de frecuencia, ajustados a 50.4, 50.8, 51.2 y 51.6 Hz.
Cuando la frecuencia supere los 50.4 Hz entrará un escalón de resistencias de 2.5 KW, si rebasa los 50.4 Hz entrará
otro y así sucesivamente, si la frecuencia baja se irán desconectando sucesivamente. (En algunos países de
Latinoamérica serían 60.4. 60.8, 61,2 y 61,6 Hz).
Existen muchos relés de frecuencia en el mercado, pongo aquí el ejemplo de uno de ellos.
Relé de frecuencia, RFRE50H (fabricado en Uruguay). Función: supervisar la frecuencia en una línea de 220 Vca.
Activa un relé si la frecuencia pertenece al rango definido. Características: Retardo inferior a 750 milisegundos,
Rangos de actuación: 16; Entradas: sensor de frecuencia, transformador con adaptador (50 a 250 V); Salidas:
Indicadores luminosos, 4 relés inversores, contactos NA, C, NC (capacidad 5 A @ 250 Vca).
2º Regulación de frecuencia mediante ondulador/inversor electrónico.
Se trata de dejar a la máquina que gire libremente sin controlar su velocidad, aunque controlando que la tensión no
tome valores excesivos, para rectificar la corriente generada mediante un puente convencional de diodos,
convirtiéndola en corriente continua, (corriente directa, en argot de Latinoamérica) y posteriormente ondularla
mediante un inversor, preferentemente PWM para convertirla en corriente alterna de 50 o 60 Hz, según sea la red
local

10. Existen varias soluciones técnicas para esta instalación a continuación se exponen los esquemas de las dos más
habituales.
Solución comercial y económica para la instalación del ondulador.
Pero lo más recomendado es acudir a sistemas comerciales que gozan de las ventajas de la economía de escala, y
fácil accesibilidad en el mercado.
Por ello proponemos usar un convertidor/variador de frecuencia comercial de los normalmente usados para la
regulación de velocidad de los motores de C.A, y cuya difusión y uso ya están ampliamente difundidos por todo el
mundo. La única precaución a tomar será eliminar, si la tiene, la protección contra las variaciones de frecuencia de
entrada, además de ampliar lo suficiente el rango de protección de la tensión de entrada hasta los márgenes en los
que puede trabajar el generador asíncrono.

11. Tiene la gran ventaja de presentar un coseno de (fi) unitario y fijo para todas las cargas, por lo que si el banco de
condensadores se calcula exclusivamente para la magnetización de la máquina, no se producirá nunca sobrexcitación
del generador, y las únicas variaciones de tensión serán, al igual que las de frecuencia, correspondientes a las
variaciones de la velocidad de giro de la máquina, que en condiciones normales no serán nunca lo suficientemente
altas para los márgenes de entrada del convertidor.
Por ello es preciso examinar los catálogos y hojas de especificaciones técnicas de los diferentes convertidores de
frecuencia para control de velocidad de motores existentes en el mercado (Siemens, ABB, Telemecánique-Schneider,
Omron, etc.) para comprobar que, como están concebidos para el control de motores asíncronos, no tienen
limitaciones de parametrización que los inhiban para este uso. Un consulta a las delegaciones o servicios técnicos de
las firmas fabricantes servirá para confirmar estos extremos.
Últimamente este tipo de equipos suelen venir con dispositivos y algoritmos implementados para el control vectorial
de los motores, también denominado como campo magnético orientado, pero para este uso no es necesario en
absoluto, un convertidor más simple que sencillamente nos dé una salida PWM (modulación por ancho de impulsos)
y cuya salida ajustemos a 50 o 60 Hz según los casos, será más que suficiente para tener una solución técnica
satisfactoria.
Víctor Luis Álvarez
Para cualquier aclaración o comentario, se puede contactar con el autor en: victorluisbmh@hotmail.com