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INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ESTUDIOS SUPERIORES
DE MONTERREY
SISTEMAS FLEXIBLES DE CORRIENTE ALTERNA PARA
TRANSMISIÓN DE POTENCIA: APLICACIÓN EN MÉXICO
Y AMÉRICA
Tesis que presenta:
Alger Sosa Errasquin
Para obtener el grado de:
Maestro en Ciencias
En la especialidad de:
Ingeniería Energética
Asesor de Tesis:
Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt
Sinodales:
Dr. Manuel Eduardo Macías García, Dr. Armando Rafael Llamas Terrés
Mayo 2009 en Monterrey, N.L.
I
INSTITUTO TECNOLÓGICO DE ESTUDIOS SUPERIORES
DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Los miembros del Comité de Tesis recomendamos que la siguiente tesis del
Ing. Alger Sosa Errasquin sea aceptada como requisito parcial para obtener el grado
académico de:
Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética
Comité de Tesis
Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt
Asesor
Dr. Manuel Eduardo Macías García
Sinodal
Dr. Armando Rafael Llamas Terrés
Sinodal
Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa
Director del Programa de Graduados en Ingeniería
Mayo 2009
II
Dedicatoria
Dedico este trabajo de tesis con toda mi admiración y respeto a Dunia Errasquin
Monterrubio, que es mi madre. Ya que gracias a su ejemplo sé que siempre se puede ser
mejor que con base en trabajo. Gracias a ella he podido llegar hasta donde estoy, le doy
gracias a su paciencia y apoyo incondicional tanto en los momentos felices como en los
difíciles. Y porque gracias a ella he podido concluir con esta difícil tarea.
Gracias por enseñarme a ser una mejor persona.
III
Agradecimientos
A Dios
A mi amada esposa Katy por ser la luz de mi vida y la fuerza de mi espíritu, por confiar en
mí y por darme todo el apoyo que necesité en esos momentos de flaqueza.
A mi papa Jaime que así como mi madre, es un ejemplo a seguir de hombre, padre y profesionista; es la persona que quiero ser.
A mi mamá Dunia que me enseña a diario que el trabajo, dedicación y generosidad así como la salud mental son pilares para un buen vivir.
A mi hermana Anel por ser quien me enseña, siempre con su ejemplo, que pasos seguir y
que las metas que cada uno se fije son alcanzables con dedicación.
A mi hermano Decar del cual recibí su apoyo en cada momento de mi maestría y cuya vida
es ejemplo de superación.
Al Dr. Osvaldo Micheloud por darme la oportunidad de trabajar con él y por compartirme
parte de sus conocimientos.
Al profesor Juan José Guerrero Garza, por su apoyo en la obtención de información de subestaciones con SVC's de CFE.
A todos y cada uno de mis profesores de maestría por ser un ejemplo a seguir por la dedicación que ponen en la enseñanza y por ser ejemplos de que si se puede.
A todos y cada uno de mis compañeros de maestría ya que de cada uno aprendí algo.
IV
SISTEMAS FLEXIBLES DE CORRIENTE ALTERNA
PARA TRANSMISIÓN DE POTENCIA: APLICACIÓN
EN MÉXICO Y AMÉRICA
Alger Sosa Errasquin
Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey, 2008
Asesor: Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernackt
Resumen
El presente trabajo contiene una investigación documental cuya base teórica es la
aplicación de la electrónica de potencia en los sistemas de transmisión de energía en alto
voltaje; en específico lo referente a los Sistemas Flexibles de Corriente Alterna para
Transmisión de Potencia (FACTS) por sus siglas en inglés. Este trabajo presenta un listado
de las principales instalaciones que cuentan con esta tecnología en México y algunos ejemplos en el continente Americano.
El objetivo de la tecnología FACTS es el de mejorar las capacidades del sistema de
transmisión de potencia basándose, como su nombre lo dice, en la flexibilidad de acción de
los dispositivos electrónicos que se instalan. Estos dispositivos cuentan con una velocidad
de conmutación de muy alta (unos cuantos ciclos), lo que permite que con la ayuda de
equipos tanto electromagnéticos como electroestáticos básicos se pueda dotar al sistema de
capacidades de control mayores a las que naturalmente se tiene. Gracias a estos dispositivos
además se aumenta la capacidad de transmitir potencia en el sistema en estado estable.
En México, por la naturaleza del mercado eléctrico, al ser un mercado regularizado
dominado por una paraestatal cuyo objetivo primordial es el de hacer llegar la energía eléctrica a la mayor cantidad de población posible al menor costo; la inversión en infraestructura nueva es limitada por lo que la aplicación de estos sistemas ha encontrado en nuestro
país un mercado importante. En consecuencia ya desde hace más de un par de décadas esta
tecnología se instaló por primera vez y a pesar de que se puede considerar como de aplicación reciente, desde entonces se han instalado más de 20 dispositivos en todo el sistema
interconectado.
V
Contenido
Resumen
V
1. Introducción
1
1.1
Antecedentes
2
1.2
Objeto
3
1.3
Consideraciones generales
6
1.3.1 Interconexión del sistema de transmisión
6
1.3.2 Oportunidades para FACTS
7
1.3.3 Control de sistemas eléctricos de transmisión de potencia mediante potencia reactiva. 9
1.3.4 Comportamiento de líneas de transmisión no compensadas
11
1.3.5 Parámetros distribuidos a través de una línea de transmisión
12
1.3.6 Líneas Simétricas
15
1.4
Compensación Pasiva
17
1.4.1 Compensación en derivación (shunt)
17
1.4.2 Compensación serie
18
1.4.3 Los efectos de la compensación pasiva en la capacidad de transferencia
19
1.4.3.1. Compensación Serie
20
1.4.3.2. Compensación en Derivación
21
2. Principales compensadores de Reactivos
23
2.1
Reactor controlado por Tiristores (TCR)
24
2.2
Capacitor Fijo - Reactor controlado por Tiristores (FC-TCR)
25
2.3
Capacitores conmutados mecánicamente - reactores controlados por tiristores
27
2.4
Capacitor accionado por Tiristores. (TSC)
28
2.5
Capacitor conmutado por tiristores-Reactor controlado por tiristores (TSC-TCR)
3. Tecnologías disponibles en México
29
41
VI
3.1
El Sistema Eléctrico Mexicano
32
3.1.1 Compensación en Derivación
37
3.1.2 Compensación Serie
39
3.2
41
ABB
3.2.1 Compensación en Derivación
42
3.2.1.1. STATCOM
42
3.2.1.2. SVC
43
3.2.2 Compensación Serie
3.3
67
SIEMENS
71
3.3.1 Capacitores en serie controlados por tiristores (TCSC)
73
3.3.2 Capacitores de compensación serie protegidos por tiristores
76
3.3.3 Compensación en derivación por medio de tiristores
80
4. OTRAS TECNOLOGÍAS
4.1
88
PROYECTO DE INSTALACIÓN DE UN COMPENPENSADOR ESTÁTICO DE VOLTS-AMPERS
REACTIVOS EN 400 KV EN LA S.E. LA PAZ
88
4.1.1 Descripción
89
5. NUEVAS TENDENCIAS E INVESTIGACIONES
93
5.1
El STATCOM
93
5.2
EL SSSC
96
5.3
EI UPFC
98
5.4
PULSE WITH MODULATED SERIES CONVERTER (PWMSC)
99
5.4.1 Concepto del PWMSC
99
5.4.2 Principio de Operación
100
6. CONCLUSIONES
102
6.1 Líneas Futuras de Investigación
103
Trabajos citados
IX
Vita
XI
VIl
Índice de figuras
Figura 1 Circuito eléctrico básico
Figura 2 Voltaje y corriente senoidal
Figura 4 Representación de línea de transmisión en diagrama simple
Figura 5 Diagrama fasorial de carga
Figura 6 Compensación reactiva de carga
Figura 7 Representación de línea de transmisión sin pérdidas
Figura 8 Circuito de representación de una línea de transmisión simétrica
Figura 9 Circuito línea de transmisión compensada en serie
Figura 10 Representación línea de transmisión compensación en derivación
Figura 11 TCR trifásico junto con su representación fasorial de línea
Figura 12 FC-TCR con transformador reductor y curva de comportamiento V-I
Figura 13 Comportamiento de pérdidas en un FC-TCR
Figura 14 Configuraciones normales de un MSC-TCR
Figura 15 Circuito de un TSC en serie con una inductancia
Figura 16 Curva de operación de un TSC
Figura 17 Curva característica V-I de un TSC-TCR
Figura 18 Curva de corriente de un TSC-TCR
Figura 19 Sistema Eléctrico Nacional (7)
Figura 20 Evolución anual del sistema eléctrico nacional por nivel de voltaje
Figura 21 Evolución del sistema de transmisión y de distribución (8)
Figura 22 Evolución de los equipos controladores en el SEN (8)
Figura 23 Compensadores Estáticos de VARs en el territorio nacional
Figura 24 Compensación Estática de VARs futura en el territorio nacional
Figura 25 Compensación Serie en la geografía nacional
Figura 26 Evolución de la compensación serie en el SEN
Figura 27 Diagrama unifilar del SVC subestación Temascal
Figura 28 Especificaciones técnicas de SVC subestación Temascal
Figura 29 Subestación Durango II
Figura 30 Diagrama V-I del SVC Subestación Durango II
Figura 31 Ramas del SVC conectadas en función de la potencia reactiva necesaria
Figura 32 Diagrama unifilar SVC subestación Durango II
Figura 33 Curva de operación V-I de SVC subestación Durango II
VIII
9
10
11
11
12
14
19
20
21
24
25
26
27
28
29
30
30
33
34
35
36
38
38
40
40
45
46
48
49
51
52
53
Figura 34 Curva característica V-Q del SVC subestación Durango II
Figura 35 Curva de pérdidas de SVC subestación Durango II
Figura 36 Subestación Carmargo
Figura 37 Curva V-I de la Subestación Camargo II
Figura 38 Ramas del SVC conectadas en función de la energía reactiva Camargo II
Figura 39 Diagrama unifilar SVC subestación Camargo II
Figura 40 Curva característica V-Q del SVC subestación Camargo II
Figura 41 Característica V-I del SVC Camargo II
Figura 42 Curva de pérdidas SVC Camargo II
Figura 43 Interconexión Norte-Sur Brasil
Figura 44 Diagrama esquemático del TCSC y SC de la interconexión Norte-Sur Brasil
Figura 45 Características técnicas interconexión Norte-Sur Brasil
Figura 46 Diagrama normal de un TCSC de SIEMENS
Figura 47 TCSC Serra da Mesa, Brasil
Figura 48 TCSC Kayenta, EEUU
Figura 49 Diagrama normal de un TPSC de SIEMENS
Figura 50 TPSC subestación Vincent, EEUU
Figura 51 TPSC subestación Midway, EEUU
Figura 52 Diagrama unifilar básico de un SVC de SIEMENS
igura 53 Diagrama unifilar SVC subestación La Pila, México
Figura 54 Diagrama unifilar subestación Nopala, México
Figura 55 Característica V-I subestación Nopala, México
Figura 56 Característica V-Q subestación Nopala, México
Figura 57 Ubicación subestación Nopala, México
Figura 58 SVC subestación Funil, Brasil
Figura 59 SVC subestación Bom Jesús da Lapa, Brasil
Figura 60 SVC Limpio, Paraguay
Figura 61 Diagrama unifilar del SVC subestación La Paz
Figura 62 Diagrama unifilar normal de un STATCOM
Figura 63 Curva característica V-I de un STATCOM
Figura 64 Diagrama unifilar normal de un SSSC
Figura 65 Esquema de instalación normal de un SSSC
Figura 66 Diagrama unifilar normal de un UPFC
Figura 67 Esquema básico del compensador estático
Figura 68 Circuito equivalente monofásico de un PWMSC
IX
53
59
60
62
63
64
65
65
66
69
69
70
73
74
75
77
78
79
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81
83
83
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85
86
87
92
95
96
97
98
98
100
101
Capitulo 1
Introducción.
Con la constante expansión y crecimiento de la industria de la generación de la
energía eléctrica, incluyendo la desregularización en muchos países, continuos y numerosos
cambios se están introduciendo en un negocio que antes se consideraba altamente predecible.
Si a esto agregamos que aunque la electricidad es un producto que necesita de ingeniería de alto grado para su obtención, actualmente es considerada más bien como una materia prima y no como lo que es en realidad, que es el producto de un proceso complejo de
transformación de energía. En consecuencia es evidente que los sistemas de transmisión de
potencia están siendo objeto de un uso extensivo que además los está llevando a sus límites
térmicos y de estabilidad, al mismo tiempo que se exige y se pone un mayor énfasis a la
necesidad de un sistema de potencia con alta calidad de suministro.
La exigencia de una operación del sistema de potencia cada vez más confiable y de
una manera más óptima, sin perder de vista la sustentabilidad financiera, es lo que caracteriza al mercado eléctrico actual [1]. Para poder cumplir con estos dos objetivos, está claro,
que una mejora en la eficiencia del manejo y un mejor control de los sistemas e infraestructuras actuales es imprescindible.
Normalmente las soluciones tradicionales al momento de mejorar la infraestructura
de transmisión de energía eléctrica han sido primordialmente en la forma de nuevas líneas
de transmisión, subestaciones y equipo asociado. Sin embargo, tal como lo dicta la experiencia de la década pasada, el proceso para permitir la servidumbre de paso y la construcción de nuevas líneas de transmisión se ha convertido en un proceso de mucha dificultad y
sobretodo de alto costo. Además genera muchas controversias y es un alto consumidor de
tiempo.
Con el rápido desarrollo tecnológico de la electrónica de potencia esta nos provee de
emocionantes oportunidades en el desarrollo de nuevos equipos de sistemas de potencia
para una mejor utilización de los sistemas existentes. Durante los últimos 20 años numerosos equipos de control han sido propuestos e implementados bajo el término FACTS
("Flexible AC Transmission Systems")1.
FACTS, es uno más de los aspectos que nos ofrece la revolución de la electrónica
de potencia y que está tomando un lugar en todos los aspectos de la energía eléctrica. La
1
FACTS: Sistemas Flexibles de Transmisión de Potencia por sus siglas en inglés.
1
gran variedad de poderosos semiconductores no solamente ofrecen la ventaja de un funcionamiento a alta velocidad y de alta confiabilidad sino también y más importante aún, la
oportunidad de aumentar el valor de la energía eléctrica ofrecida por la gran variedad de
conceptos innovadores basados en estos equipos electrónicos.
Los equipos FACTS se comportan de manera muy eficiente en el control de flujo de
potencia, control de lazos de flujo, control de la compartición de carga en corredores paralelos y en la regulación de voltaje al aumentar la estabilidad transitoria del sistema y para
mitigar las oscilaciones del sistema.
1.1
Antecedentes
A lo que hoy llamamos la industria eléctrica, comenzó hace más de 100 años atrás,
en 1880. Desde el mismo comienzo de la electricidad, dos sistemas en competencia empezaron a emerger. El sistema de generación y transmisión de corriente directa (CD), fuertemente impulsado por Thomas Edison y el sistema de generación y transmisión de corriente
alterna (CA) iniciado en Europa y llevado a la práctica gracias a varios inventos de Nikola
Tesla. Este sistema el cual llego a implementarse gracias al industrial George Westinghouse
[2], fue el que decisivamente gano la batalla en los primeros años gracias a la implementación del proyecto de generación de energía hidroeléctrica de la famosa "Niágara Falls" que
demostró convincentemente la factibilidad de transmisión de energía a largas distancias a
través de una línea de 20 millas que conectaba las Cataratas del Niágara y la ciudad de
Búfalo, NY usando un voltaje de 11 KV's que en aquel entonces era considerado "alto voltaje". Este proyecto detono el rápido desarrollo y aceptación de los sistemas de potencia de
corriente alterna.
La clave de esta aceptación fue la factibilidad técnica de escalar el voltaje alterno
del generador con ayuda de transformadores electromagnéticos de alta eficiencia, con el fin
de reducir las pérdidas por transmisión para posteriormente reducir el voltaje para cumplir
con los requerimientos de potencia de los usuarios finales. El sistema de potencia de las
Cataratas de Niágara, así como los subsecuentes sistemas de corriente alterna, se usaron en
un principio y siguen siendo usados gracias a su capacidad de transmisión de potencia a
altos voltajes y en tiempos más recientes para la interconexión de sistemas separados para
cubrir grandes áreas, que es una nueva característica de los sistemas actuales.
En contraste los sistemas de corriente directa, debido a limitaciones de transmisión,
se basaban en muchos sistemas distribuidos independientes que abarcaban pequeñas áreas
de influencia.
Desde un punto de vista teórico los sistemas de corriente directa son sencillos de visualizar principalmente por que usan unidades reales, es decir, voltaje, corriente y resistencia. Y la ley de Ohm define la relación entre estos tres valores. Sin embargo los problemas
para llevar a cabo esta teoría a la práctica eran formidables principalmente por la incapacidad de transformar el voltaje de corriente directa de un valor a otro, por lo que la generación y la transmisión de la energía debían ser a bajos voltajes para poder ser utilizados, lo
2
que provocaba que las pérdidas por efecto Joule I2R fueran muy altas limitando con ello la
mas mínima cantidad de energía a unas cuantas millas.
La capacidad de poder transformar el voltaje de la corriente alterna, nos ayudo hasta
cierto punto a resolver los problemas de transmisión de grandes cantidades de energía a
largas distancias, sin embargo, la corriente alterna involucra tanto parámetros como variables de tipo real y de tipo reactivo que en conjunto definen las pérdidas del sistema. Sin
embargo la inherente potencia reactiva de los sistemas de CA, presenta problemas complejos e impone limitantes en la transmisión de potencia de los sistemas tradicionales que en
un principio no se apreciaron.
En la actualidad gracias a la tecnología moderna de la electrónica de potencia y después de más de un siglo de los trabajos innovadores de Edison, la transmisión de corriente
directa fue reinventada al poder usar altos voltajes de corriente directa gracias a los convertidores electrónicos capaces de emular a los transformadores en los sistemas de corriente
alterna.
Así mismo, la electrónica de potencia, también está siendo aplicada para resolver
los grandes problemas de la transmisión de potencia en los sistemas de corriente alterna, lo
cual ayuda a que ambos sistemas, tanto el de CD como el de CA, trabajen de manera complementaria para mejorar el comportamiento de los sistemas actuales.
1.2
Objeto
El estudio de los sistemas FACTS tiene gran importancia, después de todo, la
electrónica desde los transistores hasta la microelectrónica ha revolucionado todos los aspectos de la vida humana y no hay razón para que los equipos de potencia no impacten
nuestras vidas de la misma manera o por lo menos en lo concerniente al manejo de la
energía. La revolución iniciada por la electrónica de potencia es real y sus aplicaciones seguirán en expansión.
En la generación de energía eléctrica renovable el uso de electrónica de potencia
tiene gran potencial. Tanto los sistemas fotovoltaicos como las celdas de combustibles requieren conversión de CD a CA. La generación electromagnética con velocidad variable es
indispensable para la factibilidad de los sistemas eólicos e hidráulicos. Generadores eólicos
de velocidad variable y la generación hidráulica a pequeña escala requieren conversión de
energía generada a frecuencia variable de corriente alterna a valores de tensión y frecuencia
constante para inyectarla a los sistemas de transmisión y así exprimir al máximo la potencia
del sistema. Estas aplicaciones en la generación del tipo renovable cumplen con las necesidades vitales de cargas pequeñas y aisladas. A su vez también en los sistemas térmicos
normales el uso de la electrónica de potencia permite una considerable reducción de consumo de energía de usos propios mediante la aplicación de variadores de frecuencia.
En las próximas décadas, se espera que el almacenamiento de energía eléctrica sea
una aplicación normalmente usada a través de sistemas como capacitores, baterías y tecnologías con superconductores magnéticos. Actualmente las baterías son normalmente usadas
3
para suministro en equipos de emergencia, estos equipos requieren conversión de
CA/CD/CA en un rango muy amplio de valores desde kilowatts hasta Megawatts.
En el área de la distribución, ha surgido la oportunidad de entregar al usuario final
tanto comercial como industrial valor agregado en confiabilidad mediante lo que es llamado
"Custom Power"2 [3] o Energía Personalizada, que es la instalación de equipos electrónicos
en la acometida de los usuarios con lo que se logra la reducción de distorsión en la señal de
voltaje y la atenuación de sobrevoltajes. Es bien sabido que una reducción de entre el 15 y
el 20% en la magnitud del voltaje durante un tiempo mayor a unos cuantos ciclos (por
ejemplo, los efectos de descargas atmosféricas o efectos de apertura y/o cierre por eventos
en niveles de distribución y transmisión) provocan significativas pérdidas en los procesos
debido al impacto sobre los equipos electrónicos que cada vez cubren mas aplicaciones en
los procesos de manufactura.
En el área de la transmisión de energía, la electrónica de potencia se aplica en los
sistemas de alto voltaje de corriente directa ("HVDC")3 y en los sistemas FACTS.
Los sistemas HVDC son sistemas actualmente bien establecidos cuya tecnología
generalmente provoca que la interconexión entre sistemas de potencia de diferentes áreas y
que están separados por grandes distancias (50km submarina o 1000 km aéreo) sea económicamente viable y logra la interconexión de áreas que tienen diferentes frecuencias o incompatibilidad de control de frecuencia. Los sistemas HVDC convierten CA a CD en una
punta del sistema y convierten de CD a CA en la otra punta y generalmente estos equipos
tienen capacidades de unos cientos hasta unos miles de MW. Alrededor del mundo innumerables proyectos están en operación, con voltajes hasta 1000 KV.
En general FACTS, una tecnología relativamente nueva, tiene como principal objetivo el aumentar el control y la capacidad de transferencia de bloques de energía en los sistemas de corriente alterna. La tecnología FACTS comprende la conversión y/o apertura y
cierre de equipos electrónicos en los rangos de entre unas decenas hasta unos cientos de
MW.
Las tecnologías de conversión y conmutación mediante equipos con electrónica de
potencia en el lado final del sistema o el lado del usuario han manifestado un rápido crecimiento en un rango muy amplio de necesidades durante las dos décadas pasadas. La realidad de las cosas es que la capacidad de la energía eléctrica de poder transformarse de muchas maneras permite que sea usada en tecnologías de alto valor. La conversión de la energía eléctrica en pulsos y ondas electromagnéticas nos ha dado computadoras y comunicaciones. La conversión de la energía eléctrica en microondas nos ha dado hornos de microondas, procesos industriales y el radar. La conversión de la electricidad en arcos nos ha permitido obtener alto valor en hornos de arco eléctrico para fabricación de aceros, soldaduras y
más cosas. Nos ha dado la capacidad de tener iluminación de alta eficiencia, láser, imagen,
robots, herramientas médicas, y por supuesto variadores de velocidad así como la demanda
creciente de corriente directa entre muchas cosas más. En complemento a lo que llamamos
Energía Personalizada existe todo el rango de equipamiento para acondicionar la señal de la
corriente mediante lo que denominamos Calidad de la Energía Eléctrica. También en el
2
3
Nueva tendencia en instalaciones de media tensión por medio de equipos electrónicos de potencia
High Voltage Direct Current: Corriente Directa de Alto Voltaje
4
área de la electrónica de potencia encontramos los sistemas no interrumpibles y los reguladores de voltaje.
Si consideramos las reducciones de costo, tamaño y pérdidas que nos ofrece la
electrónica de potencia, estamos en una etapa de madurez y crecimiento en la cual se percibe un futuro brillante para los involucrados. Así mismo el potencial de la simetría y las posibles sinergias de tecnología aplicadas en sistemas de generación, transmisión y distribución le permiten a los sistemas FACTS, al ser una visión relativamente nueva, mucho que
pedir prestado de la conversión por medios electrónicos así como las ideas de control en
otras áreas.
También existe la necesidad de desarrollar tecnología electrónica que sea capaz de
soportar altos diferenciales de potencial y por lo tanto la necesidad de uso de sistemas estandarizados para las aplicaciones actuales y futuras.
El objeto de la presente tesis, es realizar una investigación enunciativa de las tecnologías de la electrónica de potencia que se consideren FACTS y que estén disponibles
para su aplicación en México y algunos casos prácticos del Continente Americano.
Además se analizarán diversos casos prácticos de las inversiones que ha realizado la
Comisión Federal de Electricidad ("CFE"), entidad reguladora y encargada de la generación, transmisión y distribución de la energía de carácter público en México.
Es importante mencionar que en México la electrónica de potencia a pesar de que
pudiera pensarse que no ha tenido un desarrollo tan importante como en otros países debido
principalmente al carácter regularizado del mercado energético nacional, si ha tenido casos
que sirven como pioneros en la tecnología FACTS y que ayudan a que los futuros ingenieros puedan tomarlos como base para entender y en un futuro cercano dedicar su trabajo
práctico a encontrar más y mejores aplicaciones en el mercado nacional.
Aunque en esta tesis no se tratarán casos del uso de la electrónica de potencia para
los sistemas de transmisión de corriente directa, es importante mencionar que dichos casos
también ya están encontrando aplicación en México [4] como se pude constatar en la interconexión de HVDC que fue instalada en la frontera de Estados Unidos con México entre
las ciudades de Eagle Pass y Piedras Negras.
En dicho proyecto se atendió la necesidad de dar soporte en la estabilidad del voltaje de la ciudad de Eagle Pass, a través de una interconexión de corriente directa de alto voltaje, back to back, usando Voltage Source Converters ("VSC"), habilitando además la importación de energía inmediata sin la necesidad de construcción de líneas nuevas.
Casos como este, pero en sistemas de transmisión de corriente alterna, son lo que se
tratarán en esta tesis y se busca mejorar su compresión y con esto hacer que la tecnología
FACTS influya de manera significativa al crecimiento de los sistemas de transmisión de
potencia en México.
5
1.3
Consideraciones generales
1.3.1 Interconexión del sistema de transmisión
La mayoría, sino es que todos los sistemas de potencia eléctrica del mundo, están
interconectados, lo que involucra interconexiones dentro de las áreas de las plantas de generación así como la interconexión entre las áreas de consumo para que posteriormente se
interconecten las regiones hasta que haya interconexiones internacionales. Todo esto con
fines económicos para reducir el costo final de la energía eléctrica y para mejorar la confiabilidad del servicio eléctrico.
La necesidad de tener los sistemas interconectados, además de permitirnos llevar la
energía a más lugares, nos otorga el beneficio de poder formar una canasta de diferentes
tecnologías de generación y una canasta de diferentes tipos de consumidores y así poder
reducir la capacidad total de generación y por ende el costo del consumo de combustible.
La interconexión de sistemas de transmisión nos permite tener una diversidad de cargas y
de fuentes y así suministrar la energía a su costo más bajo con cierto nivel de confiabilidad.
En general, si un sistema de entrega de potencia se hiciera de un conjunto de generadores
locales interconectados por un sistema radial sin ser parte de una red de interconexión, se
necesitaría mucho más fuentes de generación para alcanzar la confiabilidad que se tiene en
un sistema interconectado; y a su vez el costo de la electricidad sería muy alto. Con esta
perspectiva, la transmisión suele ser una buena alternativa para fuentes nuevas de generación, pero con un sistema de transmisión limitado se tiene que invertir en una mayor cantidad de fuentes de generación, independientemente, si estas fuentes son grandes o pequeñas.
De hecho la pequeña generación distribuida es económicamente viable cuando se tiene una
columna vertebral de transmisión de potencia. Uno no puede saber cuál es la relación óptima entre generación y transmisión hasta no hacer uso de métodos avanzados de análisis que
integren una planeación de la transmisión dentro de un análisis basado en el valor transmisión/generación. El costo de la transmisión y las pérdidas junto con las dificultades de construcción de nuevas líneas de transmisión es lo que generalmente limita la capacidad disponible de transmisión. Al parecer hay muchos casos en los que la disponibilidad de energía
económica o la compartición de la reserva, está limitado a la capacidad de transmisión, y en
la situación actual no se observa mejora alguna. En un mercado no regularizado, un servicio
eléctrico amigable con el ambiente junto con un uso eficiente de la red, son vitales para la
buena competencia [5] sin repercutir en la confiabilidad del servicio eléctrico.
Por otro lado, a consecuencia del incremento en las necesidades de transferencia de
potencia, el sistema se vuelve cada vez más complicado de operar y el nivel de seguridad
disminuye, por lo tanto los impactos provocados por apagones afectan gran cantidad de
áreas. Además, la totalidad de interconexiones de la compleja red y su capacidad de transmisión disminuyen debido a la formación de cuellos de botella ocasionados por un control
inadecuado en los flujos de potencia debido a la inyección de potencia reactiva en demasiados lugares de la red.
6
Los sistemas de potencia actuales en México, generalmente basan su control a
través de sistemas mecánicos; aunque se tiene un uso general de microelectrónica, computadoras y de sistemas de comunicación de alta velocidad para control y protección del sistema, estos en realidad lo que hacen es operar sistemas mecánicos que son los que realizan
la última acción de desconexión o conexión. Como consecuencia se tiene un funcionamiento donde la máxima velocidad es relativamente lenta. Otro problema con los sistemas
mecánicos es que suelen tener un uso intensivo de energía por lo que generalmente no se
pueden usar frecuentemente como los sistemas estáticos.
En realidad, los sistemas actuales de potencia tienen un nivel de control bajo con el
que tanto ingenieros, planeadores y operadores han aprendido a trabajar y que ha sido mitigado con técnicas ingeniosas pero con un sobrecosto en las instalaciones al tener mayores
márgenes de operación y equipos redundantes. Aquí es donde los sistemas FACTS pueden
atender una necesidad, siendo, efectivamente usados con prudencia y utilizando una selección basada en necesidades específicas.
En los años recientes las redes de transmisión están siendo sometidas a mayores
demandas debido a la creciente necesidad de energía, al crecimiento de generadores que no
son necesariamente plantas de potencia y a un mercado no regularizado altamente competitivo. A esto hay que agregar la gran dificultad que existe en conseguir la servidumbre de
paso para la instalación de postes en sistemas aéreos.
La creciente demanda de energía transmitida, la falta de planeación a largo plazo y
la obligación de permitir acceso abierto tanto de generadores como de consumidores, todo
esto en conjunto, ha creado la tendencia de reducción en la seguridad y en la calidad del
suministro. La tecnología FACTS es esencial en la resolución de muchas de las dificultades
antes mencionadas al dotar a las plantas de potencia con una mayor capacidad en sus sistemas de transmisión y aumentar la confiabilidad de la red.
1.3.2 Oportunidades para FACTS
Lo que es más importante para los programadores de los sistemas de potencia respecto a la tecnología FACTS, es que esta última, abre nuevas oportunidades para controlar
la potencia y aumentar el factor de carga de tantos sistemas de transmisión actuales así como de los recién mejorados. La posibilidad de poder controlar la corriente a través de una
línea con una inversión razonable permite incrementar la capacidad de las líneas existentes
además de que al usar un controlador FACTS nos permite que el flujo de potencia a través
de la misma línea pueda mantenerse tanto en contingencias como en uso normal.
Estas oportunidades son posibles mediante la tecnología FACTS debido a su capacidad para controlar los parámetros interrelacionados que gobiernan la operación de los
sistemas de transmisión de potencia, incluyendo, impedancias serie, impedancias shunt,
corriente, voltaje, ángulo de fase y la contingencia de oscilaciones a diferentes frecuencias
debajo de la frecuencia nominal. Estas limitantes no pueden ser superadas usando medios
mecánicos y manteniendo la confiabilidad del sistema y sin disminuir la capacidad de
7
transmisión de sistema. Al proveernos más flexibilidad la Tecnología FACTS, permite la
transmisión de potencia a una capacidad cercana al límite térmico en las líneas existentes.
Existe la necesidad de sustituir los sistemas mecánicos de apertura y cierre por sistemas electrónicos de respuesta rápida. Además hay que aclarar que la tecnología FACTS
no es una tecnología de sustitución individual de sistemas mecánicos sino una tecnología
que nos permite aumentar la capacidad y el control del sistema.
La tecnología FACTS no es en sí, un solo controlador de alta potencia sino una colección de controladores que pueden ser individualmente aplicados o conjuntamente coordinados junto con otros controladores para influir en uno o más de los parámetros interrelacionados del sistema. Un controlador FACTS bien seleccionado, puede superar limitaciones específicas de una línea o corredor de energía. Debido a que todos los sistemas FACTS
representan aplicaciones de la misma tecnología básica, su producción puede tener una ventaja en los sistemas de producción a gran escala. Así como el transistor, es el elemento
básico de una gran variedad de chips microelectrónicos y circuitos, los tiristores o el transistor de alta potencia es el elemento básico de una gran variedad de controladores de alta
potencia.
La tecnología FACTS nos permite hacer un uso escalonado de la misma, instalando
el equipo necesario hasta cumplir con los límites que queramos para posteriormente instalar
nuevo equipo y seguir aumentando la capacidad de la línea, haciendo uso de una combinación de equipo mecánico y FACTS.
Algunos ejemplos notables de tecnología FACTS que precedieron a los equipos actuales son: El compensador estático de VArs conectado en paralelo (shunt o derivación),
para control de voltaje que fue instalado en Nebraska y posteriormente comercializado por
GE en 1974 y también por Westinghouse en Minnesota en 1975 [3]. El primer controlador
conectado en serie fue el NGH-SSR cuyo esquema de supresión basado en un capacitor
serie compensador de baja potencia demostró su funcionamiento en la Ciudad de California
en el año 1984, y que fuera desarrollado por la compañía Siemens, el cual demostró que
con un control activo no hay límite en la compensación capacitiva en serie. Incluso antes de
la existencia de los Static VAr Compensator ("SVCs")4 ya existían dos versiones de reactores estáticos saturables que limitaban los sobrevoltajes y también supresores de oxido de
metal para suprimir sobrevoltajes dinámicos. Las investigaciones llevaron también al cambio de taps y cambio de ángulo de fase a través de equipos de estado sólido. Aunque el aspecto único que tiene la tecnología FACTS es que esta variedad de conceptos revelaron el
gran potencial de oportunidad de la electrónica de potencia para aumentar el valor de los
sistemas de potencia.
SVC o CEV: compensador estático de VArs, definición Capitulo 2
8
1.3.3 Control de sistemas eléctricos de transmisión de potencia mediante potencia reactiva
Es importante el poder entender cómo la potencia reactiva está asociada a los sistemas de transmisión de potencia y cómo con la ayuda del control de potencia reactiva logramos que el sistema de transmisión de potencia opere dentro de los límites deseados de
voltaje mediante métodos de adición o remoción de potencia reactiva.
Al energizar el sistema, la red de corriente alterna y los equipos conectados a la
misma crean campos eléctricos que varían con el tiempo y están asociados al voltaje que se
aplica a dicha la red o a dichos equipos, creando también campos magnéticos dependientes
del flujo de la corriente. Además de la energía disipada por los equipos resistivos, todos los
equipos de acoplamiento energético, incluyendo transformadores y convertidores de energía (por ejemplo, motores y generadores), operan bajo su capacidad de almacenar o entregar
energía.
Para un circuito básico como el que se muestra a continuación:
La potencia instantánea que va desde la fuente de voltaje hasta la carga ZZ(|), en
términos de voltaje instantáneo v y la corriente instantánea i esta dado como:
p = vi
y en estado estable, donde v = Vmax eos (coi) e i = Imax cos(a>t - $):
(1.1)
= VI eos 0 (1 + eos 2wt) + VI sin 0 sin 2a)t
Donde V e I son los respectivos valores eficaces de v e i.
9
(1.2)
A continuación se representan las ecuaciones 1.1 y 1.2 en dibujo:
Figura 2 Voltaje y corriente senoidal
La ecuación 1.2 está compuesta por dos componentes de doble frecuencia. El primer
término tiene tanto un valor promedio como un valor pico de
Este valor promedio es la potencia activa, P, que fluye desde la fuente a la carga. El segundo término tiene
un valor promedio de cero, pero un valor pico de
Escrito en el dominio de los fasores, la potencia compleja en la red está dada por:
(1.3)
Donde P es la potencia activa que es medida en Watts ("W"), y ("Q") es la potencia
reactiva, que es medida en volt-ampere reactivos (VAr).
La potencia reactiva es esencial para que los equipos de energía puedan generar los
campos de acoplamiento; se compone de voltaje y de corriente de cargas en los circuitos
pero no da como resultado un consumo promedio de potencia activa y es, de hecho, un
componente importante en todos los circuitos de corriente alterna. En las redes de alta potencia, la potencia activa y la potencia reactiva se miden en Megawatts (MW) y MVAr respectivamente. La siguiente figura nos muestra la relación entre estas dos potencias mediante el comúnmente usado, triángulo de potencia:
Figura 1-3 Triangulo de potencia
10
Los equipos electromagnéticos almacenan energía magnética en sus campos. Estos
equipos manejan corrientes en atraso, por lo que resultan en valores positivos de Q, por
tanto comúnmente se les denomina como dispositivos que absorben potencia reactiva. Por
otra parte los equipos electroestáticos almacenan energía eléctrica en sus campos [6]. Estos
equipos manejan corrientes en adelanto y resultan en valores negativos de Q, por lo que
regularmente se les denomina como dispositivos proveedores de potencia reactiva. La convención de fijarle signos a la potencia reactiva es diferente para fuentes como para cargas.
1.3.4 Comportamiento de líneas de transmisión no compensadas
Para tener un mejor entendimiento de la necesidad de Potencia Reactiva en el control de potencia, consideraremos un caso simple de una línea de transmisión de tamaño corto que no tiene pérdidas y que conecta una fuente Vs con una carga
. A continuación se
presenta el diagrama simple representando la línea de transmisión por una inductancia:
Figura 3 Representación de línea de transmisión en diagrama simple
También se puede observar en el diagrama fasorial siguiente:
Figura 4 Diagrama fasorial de carga
11
Vemos que se presentan diferencias en los voltajes de envío y de recepción o de
carga, tanto de magnitudes como de ángulos. La parte más significativa de la caída de voltaje en la reactancia de línea
es originada por la componente reactiva de la
corriente de la carga, Ix. Por tanto para mantener los voltajes en la red lo más cercano a sus
valores nominales, se tienen que tomar dos medidas:
1. Compensación de Carga, y
2. Compensación del Sistema.
Para abatir la caída originada por la parte reactiva de la corriente Ix la Compensación de la Carga se realiza mediante la incorporación de una carga capacitiva en paralelo
que resulte en Ic = —Ix, lo que nos ayuda a que el factor de potencia efectivo logrado por la
combinación sea unitario. La ausencia de
, hace que el valor de Vr se acerque en magnitud al valor de Vs.
Aún cuando el factor de potencia sea unitario en la carga, no se elimina por completo la caída de voltaje provocada en si misma por la línea de transmisión
Para poder regular el voltaje en la terminal de entrega a cierto valor, la compañía
generadora, puede instalar compensadores de Potencia Reactiva como se muestra en el siguiente diagrama:
Figura 5 Compensación reactiva de carga
El compensador hace que la corriente reactiva sobrepase las dos componentes de las
caídas de voltaje, tanto
como
como consecuencia de la corriente Il a través de la
reactancia Xl. Para poder compensar la caída generada por
se tiene que inyectar una
corriente capacitiva adicional,
que pueda compensar por la corriente Ix de la línea.
Cuando
es entonces cuando el voltaje Vr iguala al voltaje Vs. [6]
1.3.5 Parámetros distribuidos a través de una línea de transmisión
Para poder aplicar la tecnología FACTS para la compensación de Potencia Reactiva
a fin de tener un mejor control de la línea y una mayor capacidad de manejo de potencia en
la misma, es importante entender la teoría de los parámetros distribuidos en una línea.
12
Casi todas las líneas de transmisión se caracterizan por tener parámetros distribuidos, como son, la resistencia serie, R; inductancia serie, L; conductancia en derivación
(shunt), G; y capacitancia en derivación, C; todas en por unidad de longitud. Estos parámetros dependen del calibre del conductor, espacio entre líneas, altura del suelo, frecuencia y
temperatura de operación de la línea. En adición, estos parámetros dependen del arreglo en
que se encuentran cada uno de los conductores de la línea y la cercanía de otras líneas paralelas.
Las ecuaciones fundamentales que gobiernan la propagación de energía a través de
una línea [6] son las siguientes5:
(1.4a)
(1.4b)
Donde zy = (R + jwL)(G + jwC)
y para una línea sin pérdidas, las soluciones generales son:
(1.5a)
(1.5b)
Estas ecuaciones se usan para calcular el voltaje y la corriente en cualquier parte de
la línea a una distancia x medida desde el origen o entrega. Los términos son:
= la impedancia característica de la línea
= el numero de la onda
= la longitud eléctrica de una línea de a-km
Donde L es la inductancia de la línea en henrios por kilómetro (H/km), C es la capacitancia en derivación de la línea en faradios por kilómetro (F/km), y
es la velocidad de propagación de los efectos electromagnéticos en la línea de transmisión, la cual es
menor que la velocidad de la luz.
De la ecuación 1.5a despejando IS para un valor dado de voltaje en la terminal de la
carga, obtenemos:
5
Ver (6) pág. 19
13
entonces:
(1.6)
Por lo tanto, la potencia en la terminal de envío es:
(1.7)
Así mismo, la potencia en la terminal receptora esta dado por:
(1.8)
Sr=Pr+JQr = Comparando ecuaciones 1.7 y 1.8 y siguiendo la notación de la siguiente figura:
Figura 6 Representación de línea de transmisión sin pérdidas
Se concluye que para una línea sin pérdidas, Ps = —Pr pero además Qs = Qr por la
absorción o generación de energía reactiva en la línea.
14
De las ecuaciones 1.7 y 1.8 el flujo de potencia de envío a la recepción se expresa
como:
(1.9)
En las líneas eléctricas cortas, donde
es muy pequeña, es posible hacer la simplificación de la ecuación asumiendo que sin
=
o Z0 sin
=
= wla, donde
wla = Xl que es el total de la reactancia en serie de la línea.
En acuerdo a la ecuación 1.9 vemos que la potencia máxima que podemos transferir
depende del largo de la línea [6] y que mientras más se incrementa el largo de la línea es
necesario seleccionar un nivel más alto de voltaje de transmisión.
1.3.6 Líneas Simétricas
Cuando las magnitudes de los voltajes en las terminales de una línea son iguales, esto es, Vs = Vr = V entonces se dice que la línea es simétrica. Debido a que los sistemas de
potencia operan como fuentes de voltaje, se intenta que todos los nodos se mantengan lo
más cercanos a su valor nominal.
De las ecuaciones 1.7 y 1.8 obtenemos los valores de Potencia Activa y Potencia
Reactiva quedando como:
Ps = - Pr =
(1.10)
Qs = Qr =
(1.11)
Así mismo para el análisis de las líneas de transmisión generalmente las Potencias
Activas y Potencias Reactivas se normalizan con la Impedancia de Carga por Incremento
Súbito (SIL, Surge Impedance Load) como base. P0 = V2nom/Z0, donde Vnom = VS = Vr.
Para obtener las condiciones de voltaje en el punto medio de una línea de transmisión, dependerá de la potencia que se transmita. En una línea simétrica en donde los voltajes de ambas terminales se mantienen en valores nominales, la diferencia más grande entre
estos valores y los valores de voltaje a través de la línea se encuentra en el punto medio de
la misma. Por lo tanto si tenemos el valor del voltaje en la terminal de la carga o de recepción en términos del voltaje del punto medio
se tiene:
(1.12)
15
Como la línea es sin pérdidas, asumimos que la potencia de envío es la misma que
la potencia de recepción y no hay entrega ni consumo de potencia reactiva en el punto medio de la línea por lo que la ecuación 1.12 se simplifica, haciendo las consideraciones siguientes:
y
Y además de dividir la ecuación 1.12 entre el cuadrado de voltaje nominal, el voltaje del punto medio en términos de la potencia que la línea simétrica transmite, es:
Simplificando:
(1.13)
La ecuación 13 determina el voltaje en el punto medio de una línea simétrica en
función de la potencia que fluye a través de la misma.
16
1.4
Compensación Pasiva
En la explicación anterior se asentaron las bases matemáticas para el análisis de una
línea sin pérdidas, se intentó demostrar que el control de voltaje a través de una línea es
complejo y que la necesidad de usar potencia reactiva para el control de un sistema sin perder un buen funcionamiento es fundamental.
El control reactivo sobre una línea, generalmente, es llamado como compensación
reactiva. Equipos externos o subsistemas que controlan la potencia reactiva en una línea se
conocen como compensadores. Para ser exactos un compensador lo que hace es que mitiga
los efectos indeseables que se producen por los parámetros inherentes del circuito. Los objetivos de la compensación de una línea son:
1. Incrementar la capacidad de transmisión de potencia de la línea y/o
2. Mantener el comportamiento del voltaje a través del largo de una línea dentro de los
límites aceptables para mantener la calidad del suministro de los clientes conectados, así como para minimizar los costos de aislamiento de la línea.
Ya que la compensación a través de potencia reactiva tiene influencia en la capacidad de transmisión de potencia de la línea, el control de dicha compensación puede ser usada para mejorar la estabilidad del sistema (mediante el cambio de la capacidad máxima de
transmisión) y nos provee de supresión positiva. Al igual que otros componentes del sistema, los compensadores de potencia reactiva son dimensionados y sus tipos se seleccionan
en base tanto de sus características técnicas como de su eficiencia.
1.4.1 Compensación en derivación (shunt)
La compensación pasiva de potencia reactiva incluye capacitores en serie e inductores y capacitores conectados en derivación. Los equipos en derivación tienen dos tipos de
conexión, ya sea directamente conectado ó a través de un interruptor. Las reactancias en
derivación compensan la capacitancia natural de la línea y debido a que previenen el sobrevoltaje cuando se manejan cargas pequeñas o sin carga en las líneas, son generalmente conectadas permanentemente a la línea y no en el bus o nodo. Así mismo muchas compañías
conectan los reactores a través de interruptores para poder desconectar los mismos cuando
la carga de la línea es muy alta.
Los capacitores en derivación se usan para mejorar la capacidad de transferencia de
potencia de la línea y para compensar la caída de voltaje reactivo de la línea. La aplicación
de los capacitores en derivación requiere de un cuidadoso diseño del sistema. Los interruptores que conectan a estos capacitores deben soportar grandes corrientes de carga de irrupción (in-rush) y además al hacer la desconexión deben soportar sobrevoltajes de hasta 2 p.u.
17
A esto se tiene que agregar la generación de frecuencias de alta resonancia en los circuitos,
lo que puede llevar a la generación de sobrevoltajes armónicos en algunos buses del sistema.
1.4.2 Compensación serie
Los capacitores que se conectan en serie se usan parcialmente para compensar los
efectos de las inductancias en serie de la línea. La compensación en serie da como resultado
una mejora en las capacidades de transferencia de potencia en la línea. El efecto neto es que
se tiene un ángulo de carga menor para un nivel dado de transmisión de potencia, y por
consecuencia, un mejor margen de estabilidad. La absorción de potencia reactiva de una
línea depende de la corriente de transmisión y por ende, cuando se emplean capacitores en
serie, la compensación reactiva de potencia automáticamente se ajusta proporcionalmente.
Además como la compensación serie reduce efectivamente la reactancia de toda la línea, se
espera que la caída neta de voltaje de la línea se reduzca significativamente con las condiciones de la carga.
En una red interconectada en donde una serie de líneas entregan energía a varios
caminos paralelos, para un flujo de potencia entre dos puntos, es la compensación en serie
de una línea en específico la que hace de esta línea la que maneje el flujo principal de potencia. La compensación en serie está determinada por el grado de compensación; por
ejemplo, una compensación de 1 p.u. quiere decir que la reactancia serie efectiva de la línea
será cero. Sin embargo un límite superior práctico para la compensación serie puede ser de
hasta 0.75 p.u.
Un impacto importante de la compensación pasiva serie de una línea es que mientras la compensación en derivación hace que la línea sea resonante eléctricamente a frecuencias superiores a las sincrónicas, la compensación en serie hace lo mismo pero a frecuencias sub sincrónicas.
La resonancia sub sincrónica (SSR) nos puede acarrear problemas por ejemplo para
generadores que son impulsados por turbinas de vapor que estén conectados a una línea con
compensación en serie. Estos generadores emplean múltiples turbinas conectadas a un solo
eje con el generador. El arreglo constituye un sistema de masas mecánicas múltiples acopladas elásticamente que nos entregan varios tipos de resonancias de torsión de baja frecuencia que no deberían estar excitadas como resultado de la resonancia sub sincrónica
eléctrica del sistema de transmisión.
La aplicación de la compensación en serie requiere de otras consideraciones que se
tienen que tomar con gran cuidado. Por lo tanto para una cuidadosa evaluación de la interconexión de una capacitancia en serie se deben considerar los siguientes factores:
1. La magnitud del voltaje a través del banco de capacitores (aislamiento).
2. La corriente de falla en las terminales del banco de capacitores.
18
3. La ubicación de los reactores en derivación con respecto a los capacitores en serie
para evitar voltajes de resonancia.
4. El número de bancos de capacitores y su localización a lo largo de la línea para
mantener las características del voltaje.
1.4.3
Los efectos de la compensación pasiva en la capacidad de
transferencia
La consideración de compensación en serie invariablemente nos crea la necesidad
de compararla con la compensación en derivación. Al realizar un análisis de un sistema
simple se puede comprender cuáles son los efectos tanto de la compensación en serie como
la de en derivación sobre la capacidad de transferencia de una línea.
Si consideramos una línea corta simétrica sin compensación eléctricamente como la
que se muestra en la siguiente figura:
Figura 7 Circuito de representación de una línea de transmisión simétrica
Y asumiendo que Vs = Vr = V; la ecuación de potencia se convierte en,
(1.14)
Y de las ecuaciones de voltaje de fase y el diagrama de fasores de la figura anterior
obtenemos:
(1.15)
19
1.4.3.1. Compensación Serie
Figura 8 Circuito línea de transmisión compensada en serie
Si la reactancia efectiva de una línea es controlada mediante la inserción de un capacitor en serie y los voltajes en las terminales de esta línea se mantienen constantes, entonces un cambio en la reactancia de la línea
nos dará como resultado un cambio en la
corriente
donde:
(1.16)
Por lo tanto, de la ecuación 1.14, el correspondiente cambio en la potencia transferida será:
(1.17)
Usando ecuaciones 1.15 y 1.16, la ecuación 1.17 se puede escribir de la siguiente
forma:
Y como
tonces
que:
es la reactancia que se sumó por la inclusión del capacitor serie, enque representa el incremento de vars del capacitor en serie, por lo
20
(1.18)
1.4.3.2. Compensación en Derivación
Si volvemos a considerar la línea simétrica corta de la compensación en serie, pero
ahora aplicando un capacitor en derivación instalado en el punto medio de la línea para que
la suceptancia en derivación se sume
tendremos lo que se muestra en la siguiente
figura:
Figura 9 Representación línea de transmisión compensación en derivación
Para el sistema en esta figura, la transferencia de potencia en términos del voltaje
del punto medio en la línea, es:
(1.19)
El cambio diferencial en la potencia AP como resultado de un cambio diferencial de
esta dado por:
(1.20)
Y
La corriente
en el capacitor instalado en el punto medio de la línea modifica la
corriente de la línea en las terminales de envío y recepción a la siguiente manera:
21
(1.21)
Sustituyendo ecuaciones 1.20 y 1.21 se obtiene:
Si el voltaje en el punto medio de la línea es aproximadamente igual a V cos
tonces el incremento de la compensación en derivación en VArs será:
=
su caso:
enó en
(1.22)
Si comparamos las ecuaciones 1.22 y 1.18 podemos deducir que para una transferencia equivalente en una línea corta, se tiene:
(1.23)
De la ecuación anterior [6], se desprende que la cantidad de VArs necesarios en la
compensación serie es mucho menor que la cantidad de VArs necesarios para la misma
compensación en derivación. Por lo tanto uno puede concluir que la compensación capacitiva en serie no sólo se consigue con una cantidad más pequeña de MVAR, sino que también su ajuste es automático para todo el rango de carga de la línea. Sin embargo, el costo
del compensador no está directamente relacionado con el aumento en la cantidad de MVAR
del compensador en serie, en realidad su costo aumenta por que éstos deben ser capaces de
soportar el total de la corriente que circula por la línea, así como el aislamiento en ambas
terminales del mismo deben soportar el voltaje de la línea.
En aplicaciones prácticas los capacitores en serie requieren aislamientos y arreglos
en by-pass así como arreglos de protección y monitoreo.
22
Capitulo 2
Principales compensadores de Reactivos
Antes de ver los diferentes dispositivos compensadores, es importante conocer algunas definiciones que han sido establecidas tanto por el CIGRE como por el IEEE.
SVG (Static Var Generator): Es un dispositivo, sistema o pieza de equipo eléctrico estático que es capaz de modificar una corriente capacitiva o inductiva de
un sistema eléctrico de potencia, por lo tanto con capacidad de generar o absorber potencia reactiva.
SVC (Static Var Compensator): Es un generador o consumidor estático de potencia reactiva conectado en derivación, en el cual, la salida es variada para
mantener o controlar parámetros específicos de un sistema eléctrico de potencia.
Un SVG es una parte integral de un SVC.
SVS (Static Var System): es una combinación de diferentes compensadores de
reactivos tanto estáticos como mecánicos en los cuales las salidas están coordinadas. En un sistema compensador de Vars (SVS) por sus siglas en inglés, es
una combinación de SVC's y compensadores rotativos en que las salidas son
coordinadas.
•
•
•
•
•
•
•
•
Las características generales de los SVC's, son:
El mantenimiento bajo debido a la ausencia de partes rotativas.
El tiempo de respuesta debido a su muy alta velocidad de control.
La factibilidad de control de fase individual.
Menores pérdidas.
Alta confiabilidad.
La ausencia de contribución a la capacidad de corto circuito del sistema.
La generación de armónicas, excepto en los TSC (capacitores conmutados por tiristores).
La variación de la generación de potencia reactiva del SVC como el cuadrado del
voltaje en terminales, tal y como sucede en los capacitores pero que en este caso
funciona aún cuando se está operando fuera del rango de control lineal, lo que conlleva una reducción substancial en el soporte de potencia reactiva a voltajes bajos.
23
2.1
Reactor controlado por Tiristores (TCR)
El TCR es uno de los SVC's más importantes, aunque puede usarse solo, generalmente se usa en conjunto con capacitores fijos o controlados por tiristores para entregar un
control rápido y continuo de potencia reactiva sobre el rango de atraso o adelanto seleccionado.
Un TCR trifásico de 6 pulsos se compone de tres TCR monofásicos conectados en
delta como se muestra en la siguiente figura. Cada rama de la delta muestra un reactor en
serie con un par de tiristores antiparalelos que actúan como un conmutador bidireccional.
Figura 10 TCR trifásico junto con su representación fasorial de línea
En la figura 11 se pueden observar además las formas de onda de fase y la corriente
de línea.
El rango de control del ángulo de disparo del TCR se extiende desde 90° hasta 180°
tomando a = 0° el cruce de la señal de fase por el eje de t [6]. Un ángulo de disparo de 90°
resulta en una conducción total del tiristor con un flujo de corriente senoidal en el TCR.
Sus principales ventajas son su flexibilidad de control y un fácil aumento de capacidad. Diferentes estrategias de control son fácilmente implementadas, especialmente aquellas que involucran señales externas suplementarias para obtener una mejora en el desempeño del sistema.
24
2.2
Capacitor Fijo - Reactor controlado por Tiristores (FC-TCR)
El TCR nos da la capacidad de controlar continuamente la potencia reactiva únicamente en el rango de atraso. Para aumentar el rango de control dinámico al dominio de adelanto, un banco de capacitores fijos es conectado en paralelo con el TCR. Para su buena
operación el TCR tiene una capacidad nominal mayor al del capacitor fijo para poder cancelar la potencia reactiva del capacitor y continuar con la compensación inductiva.
Generalmente este tipo de configuración se interconecta con la línea de transmisión
a través de un transformador reductor como se muestra en la siguiente figura.
Figura 11 FC-TCR con transformador reductor y curva de comportamiento V-I
La susceptancia del compensador Bsvc está dada por:
Donde Ba es la susceptancia del transformador y BTCR es variable de O a BL, dependiendo del ángulo de disparo desde 180° hasta 90°.
25
Una de las desventajas de un FC-TCR [6] es que como consecuencia de tener corrientes altas en circulación entre las inductancia y la capacitancia las cuales son necesarias
para la cancelación de los VArs capacitivos, se tienen pérdidas de estado estable relativamente altas, aun cuando el SVC no intercambie potencia reactiva con el sistema. En la siguiente figura se muestra una gráfica con las pérdidas que comúnmente se tienen en este
esquema y que varían de entre 0.5 a 0.7% de la capacidad en MVA del SVC.
Pérdidas de Potencia
Pérdidas en el Transformador
reductor
Pérdidas en el Capacitor
Potencia reactiva en el SVC
y en el Filtro
Figura 12 Comportamiento de pérdidas en un FC-TCR
26
2.3 Capacitores conmutados mecánicamente - reactores controlados
por tiristores
En ciertas aplicaciones, especialmente en aquellas que involucran pocas conmutaciones de capacitores, los MSC-TCR ofrecen un desempeño aceptable a un mucho menor
costo que un TSC-TCR.
En la siguiente figura se muestran diferentes configuraciones para MSC-TCR.
Barra de alto voltaje
Barra de alto voltaje
Capacitores conmutados
Filtro
Figura 13 Configuraciones normales de un MSC-TCR
Una de las principales ventajas de esta configuración es su bajo costo de capital y su
relativamente bajo costo de mantenimiento, además que se tienen menores pérdidas que en
los casos en que los capacitores son fijos, ya que se evitan las corrientes circulantes. La
principal desventaja radica en la lentitud de respuesta. La otra desventaja importante es la
carga residual que queda atrapada en los capacitores. Generalmente esta carga [6] se disipa
en alrededor de 5 minutos pero si los capacitores son conmutados en menos de ese tiempo
al conectarlos al sistema, pueden provocar transitorios de conmutación lo que puede elevar
la amplitud del voltaje a mas de 2.0 p.u.
27
2.4
Capacitor accionado por Tiristores (TSC)
Es importante mencionar que para el buen funcionamiento de un TSC el ramal de
los capacitores controlados a través de tiristores tiene que estar en serie con una pequeña
inductancia para que impida que falle la conmutación de los tiristores debido al stress di/dt
al que se somete la válvula en el momento en que la corriente del tiristor trate de igualar la
corriente del sistema en tan poco tiempo. Como se muestra en la siguiente figura.
Figura 14 Circuito de un TSC en serie con una inductancia
Como se puede observar el TSC consiste en un par de válvulas de tiristores antiparalelo que actúan como conmutadores bidireccionales conectados en serie con el banco de
capacitores y con el reactor limitador.
Al igual que los anteriores SVC's los ramales de los TSC se conectan en delta para
configuraciones trifásicas. El TSC nos entrega una respuesta rápida, generalmente, entre
medio y un ciclo, sin embargo esto puede tomar más debido al tiempo de medición y respuesta del control.
28
El TSC [6] tiene una operación discreta en su curva característica de voltaje corriente como se muestra en la siguiente figura y su forma es dependiente de la cantidad de
TSC's individuales que formen el conjunto.
Figura 15 Curva de operación de un TSC
2.5 Capacitor conmutado por tiristores-Reactor controlado por tiristores (TSC-TCR)
El TSC-TCR es un compensador que generalmente comprende "n" cantidad de bancos de TSC y TCR que se conectan en paralelo. La capacidad nominal del TCR se escoge
para ser "i/n" de la capacidad nominal de SVC. Los capacitores pueden accionarse de forma discreta mientras se mantiene un control continuo a lo largo de cada escalón mediante el
TCR.
La principal motivación que dio origen a este arreglo fue el de dar mayor flexibilidad operacional al tener una mejor y más rápida respuesta a las oscilaciones de potencia y
también para reducir las pérdidas de estado estable.
29
A continuación se pueden observar las principales curvas de operación de un TSCTCR
Figura 16 Curva característica V-I de un TSC-TCR
Figura 17 Curva de corriente de un TSC-TCR
30
En la siguiente tabla [6] se observa un resumen de las principales características de cada
compensador de reactivos.
CARACTERÍSTICA
CONDENSADOR
SINCRÓNICO
SR/FC (SERIES
REACTOR/FIXED
CAPACITOR
FC-TCR/FC-TCT
TSC (THYRISTOR
(FIXED CAPACITOR SWITCH CAPACI-THYRISTOR
TOR)
CONTROLLED
REACTOR/FIXED
CAPACITORTHYRISTOR
CONTROLLED
Rango de control
Inductiva y capacitiva
Inductiva y capacitiva
inductiva
capacitiva
Inductiva y capacitiva
Naturaleza
Continua, activa
Continua
Continua y activa
Discreta y activa
Continua y activa
Tiempo de respuesta
Lenta
Capacidad de control
de voltaje
buena
limitada
Buena
limitada
Buena
Señales auxiliares de
estabilización
Limitada
No
Buena
No
Limitada
Control individual de
control
Limitada
Limitada
Buena
Limitada
Buena
Generación de armónicas
Ninguna
Muy baja (>17th)
Filtros de baja frecuencia
Ninguna
Filtros de baja frecuencia
Limitación de sobre
voltajes
Muy bueno
Muy buena limitada por la
pendiente de corrección
del capacitor
moderada
Ninguna
Limitada
Pérdidas
Moderada
Moderada (tiende a incrementar con comentes
en atraso)
Moderada (tiende a
incrementar con comentes en atraso)
TSC-TCR
(THYRISTOR
SWITCH
CAPACITORTHYRISTOR
CONTROLLED
REACTOR
Rápida, en el sistema
Rápida en el sistema Rápida dependiendo del Rápida dependiendo del
dependiendo de la pen- dependiendo del control
control
control
diente del capacitor y de
los filtros
Pequeñas (se incremen- Pequeñas (dependiendo
de la configuración
ta con comentes en
adelanto
Capitulo 3
El Sistema Eléctrico Mexicano
Antes de revisar las diferentes tecnologías disponibles en el país a través de las empresas privadas desarrolladoras de sistemas electrónicos de potencia, es importante entender como está compuesto el Sistema Eléctrico Nacional ("SEN").
Como ya se mencionó con anterioridad, en México existe un monopolio en los servicios de transmisión y distribución de energía así como en los servicios de respaldo para
las diferentes fuentes de generación. Así mismo la Comisión Federal de Electricidad es la
única responsable de la planeación de sistemas eléctricos mediante su Subdirección de Programación en la Ciudad de México. La Generación, Transmisión y Subtransmisión y el
despacho de las unidades de generación está controlada completamente por la CFE a través
del Centro Nacional de Control de Energía ("CENACE").
El objetivo principal de la planeación de la transmisión es el de elaborar un plan de
expansión de la red de transmisión que permita satisfacer la demanda futura de electricidad
a costo mínimo con la confiabilidad y calidad de acuerdo a los criterios de planificación.
La red de transporte y distribución de energía se divide en tres grandes grupos:
• Transmisión: 400, 230 y 161 kV
• Subtransmisión: 138, 115, 85 y 69 kV
•
Distribución: 34.5 kV y menores
32
Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
A finales de 2007, CFE tenía 713 mil Km. de red de transporte y distribución de
energía eléctrica:
•
Transmisión: 49 mil Km.
•
Subtransmisión: 48 mil Km.
•
Distribución: 616 mil Km.
A en las siguientes 3 figuras [8] se muestra la evolución del SEN según el voltaje:
Figura 19 Evolución anual del sistema eléctrico nacional por nivel de voltaje
La Figura 20 anterior nos muestra que la tasa de crecimiento media anual en voltajes bajos y medios es bastante irregular. Por el contrario, se observa un crecimiento estancado a nivel transmisión desde el año 2000 con una tendencia a la baja. Lo cual nos dice
que el crecimiento en los corredores troncales que sirven para el intercambio de grandes
bloques de energía es lento y se puede inferir que se debe principalmente a la dificultad de
construcción de líneas nuevas como ya se explico en la introducción.
Caso contrario con lo que sucede con la capacidad instalada en generación de energía eléctrica tanto en niveles de distribución como de transmisión que desde el año 2000 han
mantenido un crecimiento constante gracias a la entrada en vigor de los diferentes esquemas de inversión privada en el mercado y principalmente a través de productores independientes de energía con lo cual, como se observa en la siguiente Figura 21, se ha mantenido
un crecimiento constante que se vio reflejado a principios del año 2008 cuando el Presiden34
te Felipe Calderón Hinojosa decreto un descuento adicional en los consumos de tarifas punta cuando se les comparaba con los consumos del mismo periodo del 2007 con el fin de
incentivar el consumo de aquellos que dejaban de consumir en estos periodos punta a través
de controles de demanda y de peak shaving6; lo que se buscaba es que la capacidad instalada que había tenido un crecimiento constante no estuviera subutilizada en dichos periodos.
185 GVA
140 GVA-
Figura 20 Evolución del sistema de transmisión y de distribución [8]
Generación en periodos de alta demanda o punta mediante equipos generalmente reciprocantes diesel que permiten abatir la
facturación de un punto al no consumir energía de alto costo
35
Figura 21 Evolución de los equipos controladores en el SEN [8]
Sin embargo como se puede observar en la figura 22 anterior, el crecimiento en
equipos de control y de compensación no está fuera de la planificación del sistema eléctrico
nacional. En dicha figura podemos observar que la inversión en derivación tiene un crecimiento programado irregular que pareciera que responde a cumplir necesidades que van
surgiendo en el corto y mediano plazo más que a largo plazo y mas que respondiendo a una
necesidad de seguridad en el sistema. Sin embargo esto se presenta como una oportunidad
importante para la tecnología FACTS que puede cumplir con la necesidad de compensación
y a su vez nos brinda una mayor eficiencia en el sistema, aumentando la robustez y confiabilidad del mismo y ayudando a los operadores a tener un mejor manejo del sistema de
transmisión.
36
3.1
Compensación en Derivación
Actualmente en el país existen 20 Compensadores Estáticos de VArs como los denomina la CFE, los cuales están instalados en puntos estratégicos en toda la geografía del
territorio nacional a través del SEN y suman una capacidad de 5,755 MVAr, la tabla siguiente nos muestra el listado de estos SVC's junto con sus características principales. [7]
No.
ID-Voltaje
Lugar
Subestación
Capacidad
MVAR
Fecha
1
STA-230
Santa Ana
Santa Ana, Son.
Oct-82
-50
0
2
TMT-400
Temascal
Temascal, Ver.
Oct-82
-300
300
3
ATN-400
Acatlán
Acatlán, Jal.
Mar-83
-200
0
4
CNN-230
Cananea
Cananea, Son.
May-84
0
80
5
CUT-230
Culiacán III
Culiacán, Sin.
Abr-92
-100
100
6
XUL-115
Xul-ha
Xul-ha, Q. Roo
Ene-98
-10
40
7
NIZ-115
Nizuc
Cancún, Q. Roo
Ago-98
-30
100
8
ESA-230
Escarcega
Escarcega, Campeche
Dic-98
-50
150
9
GUE-400
Güemez
Cd. Victoria, Tamps.
Jun-99
-90
300
10
TOP-400
Topilejo
Estado de México
Ago-99
-90
300
11
TEX-400
Texcoco
Texcoco, Edo Mex.
Ago-99
-90
300
12
13
14
SPI-230
CGO-230
DGO-230
La Pila
Cerro Gordo
Jerónimo Ortíz
Villa de Reyes S.L.P
Valle de Bravo, Edo Mex.
Durango, Dgo.
Nov-99
Ago-00
May-03
-70
-75
-50
200
300
150
15
CGD-230
Camargo II
Camargo, Chih.
May-05
-50
200
16
PIC-230
Pie de la Cuesta
Acapulco, Gro.
Jun-05
-50
150
17
MCZ-400
Moctezuma
Cd. Juárez, Chih.
Jun-05
-90
300
18
CDO-400
Cerro de Oro
Cerro de Oro, Ver.
Jun-05
-300
300
19
CÑA-400
Cañada
Huehuetoca, Edo Mex.
Feb-06
-90
300
Nopala
Naucalpan, Edo Mex.
Mar-07
-90
300
20
NOP-400
37
Figura 22 Compensadores Estáticos de VArs en el territorio nacional
Así mismo, la necesidad de compensación en derivación mediante SVC's [9] continuará teniendo un crecimiento importante en nuestro país, la siguiente figura muestra lo
que serán los SVC's en etapas de construcción o ya autorizados para su construcción.
Figura 23 Compensación Estática de VArs futura en el territorio nacional
38
3.2
Compensación Serie
Como ya se menciono en el punto 1.4.2, otra parte importante en el control del flujo
de potencia en los sistemas eléctricos, es la compensación serie. En dicha compensación se
logra un mejor control de la transferencia de grandes bloques de potencia ya que se modifica directamente la impedancia de la línea de transmisión. Así en México la instalación de
este tipo de compensación también ha tenido un desarrollo importante y enfocado principalmente en los corredores de alto voltaje en 400 kVs. [10]
En la siguiente tabla se muestran las instalaciones de compensadores en serie con
sus características más importantes.
1
400
OJO DE AGUA POTENCIA - PUEBLA U
Dic-79
Capacidad
MVAR
82
2
400
TEMASCAL U - PUEBLA U
Dic-79
47
3
400
TECALI - YUATEPEC POT
Dic-79
48
4
400
MINATITLÁN II - TEMASCAL
Dic-80
47
5
400
CHINAMECA POTENCIA - TEMASCAL II
Dic-80
55
6
230
ANDALUCÍA - PAILA SALTILLO
Jun-81
33
7
400
PITIRERA - DONATO GUERRA L1,L2
Dic-98
40
8
400
LÁZARO CÁRDENAS POTENCIA - DONATO GUERRA
Dic-98
50
9
400
MANUEL MORENO TORRES - JTLE L l, L 2, L 3
May-04
25
10
400
CERRO DE ORO - TECALI L1,L2
May-04
32
11
400
TEMASCAL - TECALI
Mar-05
32
No. Voltaje (kV)
Línea
Ll
39
Fecha
En la Siguiente figura se muestra [7] la localización geográfica de cada compensación serie de la tabla anterior.
SIMBOLOGiA
115 KV
230 KV
400 KV
Figura 24 Compensación Serie en la geografía nacional
En la siguiente figura se presentan las instalaciones futuras donde se busca la compensación en serie así como los circuitos que se pretenden compensar:
Figura 25 Evolución de la compensación serie en el SEN
40
Capitulo 4
Tecnologías disponibles en México
En México, así como en la mayoría de las partes del mundo la tecnología disponible
se encuentra a través de las empresas transnacionales que tienen algún tipo de representación en el país; la principal razón de esto es que gracias a su larga trayectoria en el desarrollo de sistemas de potencia a su gran tamaño y su larga trayectoria de investigación y desarrollo, tienen la capacidad de crear y desarrollar la compleja tecnología que se requiere en
los sistemas FACTS.
En México la representación de compañías que fabrican e implantan sistemas
FACTS se limita a:
• ABB y;
•
4.1
SIEMENS
ABB
En ABB existen un número de tecnologías que aumenta la seguridad, capacidad y
flexibilidad de los sistemas de transmisión de potencia. Estas soluciones habilitan a los
dueños de los sistemas para que puedan manejar mayores bloques de energía manteniendo
y mejorando los márgenes de operación necesarios para su estabilidad.
Como resultado, se puede llegar a más usuarios con un impacto mínimo en el ambiente con tiempos de ejecución cortos y por tanto con menores inversiones en costos comparadas con la instalación de nuevas líneas.
En ABB las tecnologías FACTS se dividen básicamente en dos:
1. Compensación en derivación (Shunt).
2. Compensación Serie.
41
4.1.1 Compensación en Derivación
La compensación shunt, mediante tecnología FACTS en los sistemas de transmisión, involucra equipos dinámicos dentro de los ya conocidos SVC o STATCOM (Static
Compensator). En ambos casos se usan semiconductores de potencia para controlar el intercambio de MVArs a través de una conexión en derivación (shunt) con la red. Gracias a
que podemos tener un control tanto del SVC como del STATCOM ciclo por ciclo, estos
equipos pueden contrarrestar hasta el transitorio de voltaje más rápido que pueda aparecer
en la red y en consecuencia reducir el riego de que el sistema colapse.
Adicionalmente, tanto los SVC como el STATCOM, a través de un control tipo
vernier de energía reactiva, pueden controlar la inyección o absorción de reactivos, siempre
y cuando se encuentre bajo circunstancias de estado estable; además de un control del voltaje de acuerdo a unas condiciones óptimas.
Los beneficios para el operador de la red son que el límite de estabilidad que el sistema de voltaje dicte sea elevado y por tanto que el perfil del voltaje sea más controlable
[11]. Por supuesto el beneficio se reflejará en un aumento en la capacidad de la red y al
mismo tiempo un comportamiento más robusto, flexible y predictivo.
4.1.1.1. STATCOM
Como sabemos la gran mayoría de las cargas tanto generan como absorben energía
reactiva y debido a que a su vez las cargas varían considerablemente entre una hora y otra
hora, el balance de la energía reactiva en la red varia también. Por tanto los resultados son
que haya variaciones de voltaje cuya amplitud no sea aceptable, depresiones de voltaje y
hasta colapso del mismo.
Similar a lo que nos ofrece un SVC, el STATCOM, nos provee de una respuesta
constante e instantánea de energía reactiva en respuesta al voltaje transitorio de la red, aumentando la estabilidad del voltaje de la red. El STATCOM funciona bajo los principios de
una fuente de voltaje, que junto con un IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) accionado
por un PWM (Pulse Width Modulation) nos entrega un funcionamiento sin igual respecto a
la cantidad de reactivos y velocidad de respuesta al evento. Este alto desempeño se puede
usar para realizar acciones como la de filtrado de armónicos y mitigación de flickers de
voltaje. ABB ha nombrado este STATCOM de alto desempeño bajo el concepto SVC
Light®
Al instalar un STATCOM en uno o más puntos adecuados en la red estaremos incrementado la capacidad de transferencia de la misma al mejorar la estabilidad del voltaje
mientras se mantiene un perfil de voltaje sin muchas variaciones a diferentes condiciones
de la red.
42
Tecnología y Principio. (SVC Light/STATCOM). El SVC Light® es una tecnología usada también en aplicaciones de HVDC y cuyo principal bloque es un Voltage Source Converter (SVC) equipado con un IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistors) que a su
vez es controlado a través de un PWM (Pulse Width Modulation). Un VSC es capaz tanto
de generar como de consumir energía reactiva y también se puede mejorar su desempeño
añadiendo reactores de núcleo de aire o capacitores de alto voltaje hasta alcanzar el rango
deseable de capacidad.
Principio de Operación. El SVC Light se puede observar como una fuente de voltaje detrás de una reactancia. Físicamente está construido por un inversor de tres niveles
operado a través de una fuente de voltaje constante DC. El equipo genera o absorbe energía
reactiva por medio del procesamiento electrónico de la señal tanto de corriente como de
voltaje; un VSC es visto por la red como una máquina sincrónica sin inercia. Esto significa
que no son necesarios ni un banco de capacitores ni reactancias en derivación para la generación o absorción de reactivos, lo que facilita un diseño compacto.
La alta frecuencia de conmutación del IGBT nos permite un control extremadamente rápido que puede ser usado en áreas de mitigación de flicker de voltajes causados por
hornos de arco eléctrico, balance de voltaje, filtrado de armónicos y un soporte robusto en
la recuperación del voltaje de la red. Al utilizar un banco de capacitores de CD, se puede
soportar y estabilizar la fuente de CD necesaria para el funcionamiento del convertidor.
Otra característica importante del VSC es que al ser usado en configuración recíproca
(back-to-back) entre dos barras de distribución de CA, tiene la capacidad de manejar tanto
potencia activa como reactiva, lo que nos permite conectar dos sistemas con frecuencias de
sincronía diferentes y poder hacer transferencia de potencia activa y tener al mismo tiempo
un soporte de potencia reactiva en la red.
Aplicaciones. Como sabemos la urbanización es una fuerza siempre presente en
menor o mayor medida en todo el mundo. Así mismo la tendencia a instalar las fuentes de
producción de electricidad lo más lejano a las ciudades es cada vez mayor ya que el objetivo es que nuestros lugares de trabajo y de vivienda sean lugares cada vez más limpios y
verdes.
El SVC Light de ABB puede encontrar una de sus aplicaciones más importantes
sustituyendo cualquier fuente de generación o planta que por su tecnología o antigüedad
necesiten ser cerradas. En realidad lo que sucede es que el STATCOM sustituye la capacidad de soportar el voltaje de la fuente de generación mediante su instalación con un diseño
compacto, con tiempo de aplicación corto y sobre todo con un impacto ambiental mínimo.
4.1.1.2. SVC
La operación rápida de un SVC es capaz de proveernos de la potencia reactiva continua que requerimos para controlar los desbalances de voltaje que se presentan bajo dife43
rentes condiciones del sistema y por lo tanto logramos que el desempeño del sistema de
transmisión y distribución mejore.
Tecnología del SVC. Las instalaciones de SVC consisten en un número de bloques
de construcción, donde el bloque más importante es la válvula tiristor, por ejemplo un grupo de tiristores antiparalelo conectados en serie que nos provee de un mayor control, los
cuales controlan ya sea reactores de núcleo de aire o capacitores de alto voltaje de CA, que
son los que nos proveen de la potencia reactiva y que controlamos a través de los tiristores.
La interconexión a la red se realiza a través de un transformador de SVC. Normalmente el
bloque de tiristores, junto con sus equipos auxiliares, se instala dentro de un recinto llamado el edificio del SVC y los reactores o capacitores se instalan al aire libre.
Principio de operación. El SVC es visto desde la red como una fuente dinámica de
corriente reactiva teniendo un tiempo de reacción sub-cíclico. Usando las válvulas tiristor
para tener una conmutación de alta velocidad logramos que los bancos de capacitores puedan entrar y salir del sistema. Adicionalmente estas válvulas pueden, mediante la modulación de ángulo de fase, controlar continuamente la corriente a través de los reactores de
núcleo de aire. Esta combinación de capacitores entrando y saliendo junto con el control
sobre los reactores nos dan la capacidad de tener un control continuo de la corriente reactiva que se tiene entre dos extremos cuyos límites dependen de la capacidad de los equipos
que escojamos. Cabe señalar que al usar un control de ángulo de fase en los reactores los
SVC's producen corrientes armónicas de ordenes no comunes.
Para poder evitar un exceso de distorsión armónica en la red de transmisión, generalmente los SVC's se instalan con un filtro de armónicos interno que actúa como sifón
para dichas corrientes. Estos filtros además nos proveen de parte de la energía capacitiva
requerida. Los SVC's en sistemas de transmisión son usados comúnmente para controlar el
voltaje dentro de la barra o nodo al que estén conectados. El control del voltaje es típicamente con retro alimentación o de lazo cerrado, con un control trifásico simétrico con una
pendiente que permite que el voltaje varíe en cierto porcentaje. En casos específicos, hay
control de fase individual, que permite que el SVC interactúe con un desbalance de fases en
el sistema.
Aplicaciones
El uso de SVC para incrementar la estabilidad y la capacidad de transmisión
del sistema eléctrico Mexicano de 400 KV's
El sistema de compensación estática instalado en la subestación de la CFE [12] en
Temascal, México utiliza tecnología FACTS a través de un controlador a base de tiristores
de la marca ABB y está en funcionamiento desde el año 1982. El sistema tiene un rango
dinámico de 600 MVAr y esta interconectado a 400 KV.
El compensador se instaló en el sistema de transmisión de 400 KV entre las plantas
hidroeléctricas de generación instaladas en el sur del país (la región de Chiapas) y el gran
44
consumidor de energía del país que es el Estado de México, para incrementar la capacidad
de transmisión y además asegurar un suministro de potencia seguro.
El compensador consiste en 4 grupos de capacitores que son controlados a través de
tiristores (TSC) junto con cuatro reactancias controladas a su vez por tiristores también
(TCR), cada uno con una capacidad nominal de 75 MVAr. Esto le permite a la instalación
tener una regulación continua de potencia reactiva desde 300 MVAr inductivos hasta 300
MVAr capacitivos; además la instalación tiene la capacidad de aumentar sus características
de control mediante la instalación de 9 reactores que son accionados mecánicamente con
una capacidad total de 490 MVAr.
A continuación se muestra el diagrama esquemático de la instalación junto con las
especificaciones técnicas:
Figura 26 Diagrama unifllar del SVC subestación Temascal
45
Technical data SVC
Controlled voltage
400 kV
Rating
300 Mvar inductive to
300 Mvar capacitive
Mechanically-switchecl
reacto is, total rating
490 Mvar
Power transtormer rating
Three single-phase
100/50/50 MVA
Control system
Three-phase voltage control by
means of a voltage regulator.
Ttiyristor valves
Witer-cooled thyristor valves
with imgnetic firing.
Figura 27 Especificaciones técnicas de SVC subestación Temascal
Las reactancias controladas a través de tiristores (TCRs) eliminan el aumento excesivo del voltaje que se puede presentar al operar a condiciones de carga muy bajas o durante condiciones anormales del sistema de potencia, además reduce los incrementos o decrementos de voltaje (surges) durante las operaciones de conmutación. Los TSCs estabilizan el
sistema durante periodos de alta demanda y periodos picos o punta.
El éxito en la implementación de la tecnología FACTS a través del uso de SVCs en
la red de 400 KV de CFE en la subestación de Temascal se demostró no nada más al aumentar el control y la robustez del sistema sino que además estableció un incremento en la
capacidad de transmisión de cerca de 200 MW.
Proyecto 44, SE 412 COMPENSACIÓN NORTE
Este proyecto que se llevó a cabo mediante una licitación por la CFE [13] como
obra pública financiada, se realizó en el año 2001 y su primera fase de construcción terminó
en el año 2003 y la segunda en el año 2005.
El proyecto comprendió la construcción e instalación de dos subestaciones compensadoras de reactivos con tecnología FACTS a través de un SVC, cada una a interconectarse
con el sistema eléctrico nacional en un voltaje de 230 kV; la primera a instalarse en el Estado de Durango y la segunda en el Estado de Chihuahua. En total los dos compensadores
estáticos tienen la capacidad de manejar hasta 450 MVAr entre capacitivos y reactivos.
Es importante aclarar que para esta licitación y en general para la mayoría de las licitaciones de obra pública financiada, la CFE no otorga ningún anticipo. El tiempo máximo
para la terminación de las dos subestaciones fue de 480 días a partir de la fecha de inicio de
la primera subestación y el ganador debió entregar las instalaciones a la CFE ya con las
pruebas pre operativas y con la gente del Sindicato Único de Trabajadores Eléctricos de
México ya capacitada por el proveedor para su apropiada operación.
46
Esta obra fue realizada por la compañía ABB la cual concursó para dicha licitación
con VA TECH ELIN TRANSMISSION GMBH, VA TECH ELIN MEXICANA SA DE
CV, TOSHIBA CORPORATION, MITSUI & Co. LTD y SIEMENS SA DE CV. Por su
tamaño es considerado un proyecto de gran envergadura por la importancia de las empresas
participantes. El costo total del proyecto (las dos subestaciones) fue aproximadamente de
61 millones de dólares.
En ambas subestaciones el objetivo del modulo del SVC es regular y controlar eficientemente la tensión del sistema de potencia en el punto de conexión. Además:
1. Proporcionar amortiguamiento del sistema para las oscilaciones de potencia activa
en líneas de 230 kV bajo condiciones de contingencia que se produzcan debido a
pérdidas de líneas de generación o transmisión.
2. Proporcionar control de estado permanente de la tensión del bus de 230 kV.
En este proyecto se puso especial consideración a determinados factores como la
eficiencia durante condiciones de estado permanente cuando se diseño del SVC, ya que una
parte importante de la licitación se evalúo con una formulación para cuantificar monetariamente las pérdidas bajo el siguiente principio:
ETP = K[0.20 x PL1 + 0.50 x PC1 + 0.20 x PC2 + 0.10 x PC3 ]
Siendo:
EPT [USD]=
K [USD]=
PL1[KW]=
PC1[KW]=
PC2[KW]=
PC3[KW]=
importe de evaluación de pérdidas en USD
3,000
Pérdidas promedio en el intervalo de 0-40 MVAr inductivos
Pérdidas promedio en el intervalo de 0-50 MVAr capacitivos
Pérdidas promedio en el intervalo de 50-100 MVAr capacitivos
Pérdidas promedio en el intervalo de 100-150 MVAr capacitivos.
Este módulo de SVC hace uso de condensadores conmutados por tiristores y reactores controlados por tiristores para una rápida acción de control de tensión. Las válvulas de
tiristores están diseñadas para permitir una operación robusta sin interrupción en condiciones temporales severas de sobretensión y baja tensión.
1. SUBESTACIÓN DURANGO SUR
La subestación Durango Sur es una instalación que se encontraba en operación antes
del proyecto de compensación y sus características principales son:
Tres alimentadores en 230 kV para recibir circuitos que enlazan a esta subestación
con las de Mazatlán II, Durango II y Calera.
47
Un modulo de transformación de 100 MVA formado por cuatro auto trasformadores
monofásicos con capacidad de 33.33 MVA cada uno, con tensiones nominales de
230/115/13.8 kV.
Cuatro alimentadores en 115 kV para las líneas de transmisión que enlaza a las subestaciones Celulósicos, 15 de Octubre y Durango.
A continuación se muestra una figura con su ubicación:
Figura 28 Subestación Durango II
La Subestación se encuentra localizada en el Km. 11.0 de la carretera DurangoMezquital, en el Municipio de Durango, Dgo. Se encuentra a una altura de 1800 msnm y
cuenta con atmósfera de contaminación alta, 9 días de heladas al año y bajo riesgo sísmico.
La capacidad nominal del SVC instalado en esta subestación es de 50 MVAr inductivos hasta 150 MVAr capacitivos a 1.0 p.u. (230 kV) de tensión del sistema. En la región
capacitiva, el SVC puede operar continuamente a 1.05 p.u. de tensión con una salida de
potencia reactiva de 165 MVAr y un esquema seleccionado de seis pulsos.
Por requerimiento de la CFE, la tensión primaria máxima para una operación continua es igual a 1.077 p.u.; en esta tensión el SVC permite una operación continua irrestricta
con una salida inductiva de 58 MVAr. En tensiones por encima del valor máximo, el consumo de potencia reactiva es limitado por la función de control de corriente del TCR hasta
por 1.2 p.u. de tensión. En tensiones por encima de este valor, el SVC operará por aproximadamente un segundo antes de que se tomen acciones limitantes para prevenir la sobrecarga del SVC.
Con el fin de asegurar que las sobretensiones temporales se supriman en el menor
tiempo posible, el SVC está diseñado para permitir la desconexión (bloqueo) de su componente capacitivo principal (el TSC), en tensiones de sistema de hasta por 1.3 p.u. sin apoyo
de su componente inductivo (el TCR). Para pone un ejemplo el esfuerzo en las válvulas del
48
tiristor durante estas condiciones de bloqueo puede compararse con el esfuerzo impuesto a
un interruptor convencional que abra un banco de capacitores a este nivel de tensión).
EL SVC es capaz de operar continuamente en tensiones debajo de 0.8 p.u. (184 kV).
En tensiones menores, la operación puede mantenerse por periodos más cortos. Se garantizaron cinco minutos de operación de emergencia con fluctuaciones de tensión entre 0.60 y
1.15 p.u.
El equipo del circuito principal del SVC permite una operación continua hasta por
debajo de 0.3 p.u. de tensión. EL límite de 0.8 p.u. mencionado anteriormente se ajusta mediante los motores de inducción en el sistema de enfriamiento. En caso de que la potencia
auxiliar pueda mantenerse por encima de 0.8 p.u. incluso durante la depresión de tensión de
la red, el rango de tensión operativa del SVC puede extenderse significativamente. Este
SVC está dotado de un transformador auxiliar conectado a una barra de 13.8 kV. Se asume
que las variaciones de tensión de esta barra se encuentran dentro del +10%
A continuación se muestra el diagrama VI (Tensión Vs Corriente):
Figura 29 Diagrama V-I del SVC Subestación Durango II
El ajuste de la pendiente es controlable entre 0-5% en operación capacitiva y 0-10%
en operación inductiva.
Sobre la base de los requerimientos de la especificación,
cumplir con las siguientes condiciones:
• Tensión primaria nominal
• Tensión primaria continua máxima
• Tensión primaria continua mínima
49
el SVC fue diseñado para
230 kV
248 kV (1.078 p.u.)
207 kV (0.9 p.u.)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Tensión primaria transitoria máxima durante 15 min.
253 kV (1.10 p.u.)
Tensión primaria transitoria mínima durante 1 seg.,
92 kV (0.40 p.u.)
Tensión primaria máxima (con el TCR controlable)
276 kV (1.2 p.u.)
Tensión primaria máxima en que el TSC puede bloquearse 299 kV (1.3 p.u.)
Frecuencia nominal
60 Hz
Frecuencia en condición de emergencia
59.2 Hz
Potencia de corto circuito máxima trifásica
3230 MVA
Potencia reactiva capacitiva continua nominal
150MVAr
a 1 p.u.
Potencia reactiva inductiva nominal
50MVAr
a Ip.u.
Potencia reactiva inductiva irrestricta máxima
58MVAr 1.07 p.u.
Potencia reactiva capacitiva máxima
165MVAr 1.05 p.u.
Rango de referencia de tensión + 5%
218 a 241 kV
Rango de ajuste de pendiente en el lado capacitivo
0
a 5%
Rango de ajuste de pendiente en el lado inductivo
0
a 10%
La misión principal del SVC es mantener la tensión de secuencia positiva (control
de tensión simétrica) en el punto de conexión dentro de una banda estrecha en torno a un
valor referencial. El ajuste de pendiente determina el ancho de la banda. Se usan ajustes
independientes para la región capacitiva e inductiva. En el lado capacitivo, puede ajustarse
un valor entre O y 5% y para el lado inductivo puede seleccionarse un valor entre O y 10%.
La tensión del sistema se mide en las tres fases y el componente de secuencia positiva calculado, en el sistema de control. El SVC contrarresta cualquier cambio en esta tensión modificando la susceptancia del SVC. La velocidad de respuesta par cambios pequeños (<5%) en la tensión es de aproximadamente 2 ciclos. Para los cambios mayores, el
tiempo de respuesta está en el rango de un ciclo.
Respuesta transitoria. Durante grandes perturbaciones de red, tales como cortocircuitos, la robustez del sistema de disparo de la válvula del SVC es de crucial importancia.
El TCR es inherentemente insensible a la mayoría de estas situaciones. Para el resto de los
casos, la operación sin interrupción es garantizada por un margen térmico dejado para los
tiristores y reactores producto de los requerimientos de diseño. Para los TSC, la tensión en
el bus de SVC y la tensión a través de los capacitores son usadas por el sistema de control
de la válvula para asegurar un correcto disparo de la válvula incluso cuando las tensiones
del sistema se encuentren perturbadas. De esta manera siempre se puede evitar la sobrecarga térmica y las tensiones excesivas del capacitor.
50
El sistema de control varía la impedancia en el SVC cambiando la corriente del
TCR mediante el control del ángulo de fase de los tiristores y la conmutación de acciones
en los dos TCS. Los filtros siempre están en operación. La conexión de los componentes
del SVC como función de la potencia reactiva del SVC se muestra en la siguiente figura:
Figura 30 Ramas del SVC conectadas en función de la potencia reactiva necesaria
El filtro de armónicos es para suprimir la 5ta, y está sintonizado en 4.99 y la 7ma
sintonizado a 6.95. Así, la salida de potencia reactiva total de los filtros es de 50 MVAr.
Partes principales del SVC
EL SVC se compone de las siguientes partes principales:
1. Sistema de control MATCH 2.
2. 4 transformadores reductores monofásicos de 230/12.1 kV con valor nominal de
150/3 MVA por fase.
3. 2 bancos de capacitores conmutados por tiristores. TSC, cada uno de 50 MVAr.
4. Banco de reactores controlados por tiristores. TCR, de 100 MVAr.
5. Banco del filtro de 5ta armónica de 37.6 MVAr.
6. Banco del filtro de 7ma armónica de 12.4 MVAr.
7. Bus de alta tensión.
8. Seccionadores primarios.
9. Interruptor primario.
10. Bus de baja tensión.
11. Sistema de enfriamiento.
12. Sistema de protección.
51
13. Fuente de alimentación auxiliar.
A continuación se muestra el diagrama unifilar simple de la instalación:
Figura 31 Diagrama unifilar SVC subestación Durango II
El valor nominal de cada unidad TSC es de 50 MVAr como se puede ver en la figura anterior y están conectadas en delta, en donde cada rama porta una válvula de tiristores
un banco de capacitores y un reactor de limitación de corriente. El reactor y el condensador
se encuentran localizados en cada lado de la válvula de tiristores. Gracias a esta disposición, se limita la corriente de falla de la válvula y se elimina el riesgo de sobre tensiones de
frente escarpado. El TSC está regulado a 270 Hz, lo cual garantiza que este no sea resonante con el sistema de potencia para la 5ta armónica.
Los bancos de capacitores consisten en 2 niveles en serie que contienen 12 cilindros
capacitores conectados en paralelo en cada nivel y fase, con un total de 72 unidades para
cada TSC. Los condensadores presentan fusibles internos y cada cilindro tiene un valor
nominal de 888 kVAr. El fluido impregnante del capacitor está libre de PCB y las pérdidas
incluyendo fusibles y resistores de descarga, se encuentran por debajo de 0.15 w/kVAr.
Se emplean reactores de núcleo de aire de sintonización y limitación de corriente.
Los reactores tienen fuerza mecánica para soportar el posible corto circuito en la rama del
TSC. Para la medición se usan transformadores de corriente de tipo ventana. El TSC puede
aislarse del bus del SVC mediante un seccionador y conectarse a tierra mediante una llave
de puesta a tierra. Se puede realizar servicio en la rama incluso cuando el resto de la planta
está en operación.
52
A continuación se muestran las curvas características de la instalación:
CARACTERÍSTICA V-l
V [p.u.]
Disparo del SVC a 1 seg.
Figura 32 Curva de operación V-I de SVC subestación Durango II
CARACTERÍSTICA V-Q
Figura 33 Curva característica V-Q del SVC subestación Durango II
53
Válvulas tiristores. Las válvulas de tiristores consisten en ensambles monofásicos.
Estas están equipadas con tiristores de control bidireccional (BCTs). Este es un concepto,
en el cual dos tiristores de alta potencia antiparalelas están integrados en disco de silicio
individual y ensamblados en un armazón. Esta característica de los BCT ofrece una alta
confiabilidad y un diseño compacto de ahorro de espacio.
Cada válvula incluye un grupo de BCTs conectados en paralelo. Así mismo, en paralelo con los tiristores, se montan los circuitos snubber (conexión serie de resistores y condensadores). Los tiristores son disparados eléctricamente y la energía para el disparo se
toma de los condensadores snubber.
La orden de disparo de los tiristores se envía por medio de guías de luz óptica desde
la unidad de control de la válvula ubicada en el potencial a tierra. Este tipo de sistema de
disparo se denomina normalmente "disparo por luz indirecta".
Un refrigerante está ubicado entre cada BCT. Los refrigerantes están conectados,
cada nivel en paralelo, a un sistema de tubería de agua. El medio de enfriamiento es una
mezcla de agua/glicol de baja conductividad.
Cada válvula de tiristor de TSC contiene 10 tiristores en serie. Uno de ellos es redundante, lo que significa que el SVC puede mantener su operación incluso con un nivel de
tiristor recortado. En total se usan 10x3 =30 tiristores para cada TSC.
Los tiristores empleados tienen un valor de tensión de 6.5 kV. El área de conducción es de 60 cm2 (4" de diámetro). Para esta instalación la máxima temperatura ambiental
junto con la capacidad del sistema de enfriamiento, da como resultado un diseño de válvula
con una corriente continua de 1.48 kA. La temperatura de empalme del tiristor después de
un periodo prolongado (>100s) a plena salida capacitiva de 165 MVAr y a una tensión primaria de 1.05 p.u. es de 105°C. La máxima temperatura de empalme permitida es de
125°C.
La tensión máxima que puede darse a través de la válvula del tiristor está limitada
por apartarrayos de óxido de zinc ubicados a través de las terminales de las válvulas. Los
apartarrayos están integrados con la válvula. El número de tiristores conectados en serie
está determinado directamente por este nivel de tensión (más el margen para tensión irregular que se comparte entre los tiristores). El número, relativamente grande de tiristores usados, se debe a la práctica que tiene ABB de no limitar la frecuencia con la cual el TSC puede ser conmutado. Los apartarrayos no deberán calentarse y con ello arriesgar una salida
térmica descontrolada, incluso a una conmutación de TSC muy frecuente debido a índices
de alta tensión.
Con el fin de evitar inestabilidades en la conmutación del TSC, es importante que la
susceptancia del TSC sea al menos 5% menor a la susceptancia en la rama TCR. Esta diferencia de susceptancias crea la histéresis necesaria para evitar la inestabilidad del control de
conmutación del TSC. La diferencia de susceptancia en este proyecto es >56% para la
combinación de tolerancias de componentes.
Reactor Controlado por Tiristores (TCR). El valor nominal de la unidad TCR es
de 100 MVAr. El valor nominal del TCR se define en el lado primario del transformador a
una tensión de sistema de 1.0 p.u., frecuencia nominal, considerando la reactancia del trans54
formador. Las tolerancias en los valores de reactancia se asumen como "el peor de los casos".
La unidad del TCR se conecta a una delta donde cada fase contiene una válvula de
tiristores y dos bobinas reactores. Las bobinas reactores se ubican en ambos lados de la
válvula de tiristores. Gracias a esta disposición, se limitan las corrientes defectuosas en las
válvulas y se elimina el riesgo de sobretensiones de frente escarpado.
Se emplean reactores de núcleo de aire y estos reactores se encuentran apilados para cada
fase y son del tipo de baja pérdida para enfatizar una política de protección ambiental.
Para propósitos de medición de protección de relés, se emplean transformadores
convencionales de corriente de tipo ventana. La corriente del TCR puede, en algunos casos,
tener un alto contenido de CD. La elección de núcleos de transformadores de corriente lo
suficientemente extensos y de protecciones de relés insensibles a la saturación del TC es
importante para asegurar una buena operación.
El TCR puede aislarse del bus de SVC mediante un seccionador y conectarse a tierra mediante una llave de puesta a tierra. Se pueden realizar servicio en la rama incluso
cuando el resto de la planta está en operación (aunque es un escenario poco realista).
Válvula de tiristores del TCR. Las válvulas del tiristor consisten en ensamblajes
monofásicos. Cada válvula contiene dos pilas de tiristores antiparalelos conectados. Así
mismo en paralelo con los tiristores, se encuentran montados los circuitos snubber.
Los tiristores se disparan por luz indirecta igual que con el SVC. La válvula de tiristores contiene 7 tiristores en serie. Uno de estos es redundante. En total, 7 x 2 x 3 = 42 tiristores se emplean para el TCR.
Los tiristores escogidos tienen una tensión de 6.5 kV. El área de conductividad es de
2
90 cm (5" de diámetro). Para esta instalación la máxima temperatura ambiental y la capacidad de enfriamiento dan como resultado un diseño con una corriente continua máxima
igual a 3.0 kA. La temperatura de empalme del tiristor después de un periodo prolongado
(>100s) a plena salida inductiva del SVC de 58 MVAr a 1.077 p.u. de tensión primaria es
de 114°C. La máxima temperatura permitida también es 125°C.
La tensión máxima que puede darse a través de la válvula de tiristores está limitada
por un disparo de la protección de sobre tensión en la válvula, iniciado por un dispositivo
que contiene un circuito de disparo de protección (Disparo de Protección, PF) que percibe
la tensión instantánea a través de cada nivel del tiristor. La tensión a través de la válvula del
tiristor en 1.2 p.u de tensión primaria (276 kV) determina el numero de tiristores requeridos
para no activar una acción de Disparo de Protección.
La unida TCR está diseñada para operación continua en tensiones primarias del sistema hasta por 1.1 p.u. Sin embargo, la unidad TCR es plenamente controlable (sin acción
de PF) hasta por 1.2 p.u. Una función de control de limitación de corriente (retrasada en
aproximadamente un segundo) asegura que no se produzca ninguna sobrecarga en el TCR.
En tensiones por encima de 1.2 p.u. puede ocurrir una acción del PF.
Banco de filtros. El valor nominal del banco de filtros es de 50 MVAr. El banco de
filtros está separado en dos ramas de filtros. Estás se encuentran sintonizadas en la 5ta y
7ma armónica, respectivamente.
55
El diseño del filtro de armónicas resultó en los mismos cilindros para los filtros de
5ta y 7ma armónicas. De esta manera, la confiabilidad se incrementa a medida que los problemas relacionados con capacitores para el filtro de 5ta armónica consisten en 2 niveles en
serie que comprenden 12 cilindros de capacitores conectados en paralelo en cada nivel y
fase. El número total de cilindros de capacitores es 72 y el valor nominal de la unidad es
793 kVAr. Para el filtro de séptima armónica se emplean 2 niveles en serie y 4 cilindros
conectados en paralelo. El número total de cilindros de capacitores es de 24 y el valor nominal de la unidad es también 793 KVAr y estos ya cuentan con fusibles internos.
Los capacitores del banco del filtro están conectados en una configuración doble.
Además se emplean reactores de núcleo de aire para la sintonización de filtros y, para la
medición de la protección de relés se emplearon transformadores de corriente tipo pedestal.
Generalidades. El sistema de enfriamiento consiste en un circuito de tubería, en el
cual una mezcla de agua demonizada y glicol circula por los tiristores, al igual que agua
externa hacia los intercambiadores de calor. Hay dos bombas de circulación de agua, una
operativa y otra de reserva. Todos los ventiladores están controlados individualmente mediante un PLC para asegurar un enfriamiento suficiente con un mínimo de pérdidas.
Además se instalaron dos transformadores de potencia auxiliar de 300 KVA en una
barra ya existente de 13.8 KV, para servicios auxiliares del SVC.
El sistema cuenta con un número de funciones de control con el fin de asegurar que
el SVC opere dentro de sus límites de diseño sin importar condiciones externas. Mediante
estas funciones se asegura que la operación del SVC se mantenga sin interrupciones, pues
ninguno de sus componentes logra sobrecargarse.
Aquellas funciones de protección específicas para las cuales no existan relés convencionales se llevan a cabo en el sistema de control (que aquí incluyen el controlador de
SVC, las unidades de disparo de las válvulas y la electrónica de la válvula en sí). Estas funciones están muy relacionadas con la operación de la válvula de tiristores.
Las funciones de control de protección son:
1. Estrategia de sobretensión.
2. Estrategia de baja tensión.
3. Limitador de corriente del TCR.
4. Limitador de MVAr.
5. Limitador de tensión secundaria.
6. Protección de sobretensión del capacitor.
7. Protección de sobretensión de la válvula de tiristores.
8. Protección de sobré corriente de la válvula del TSC.
9. Monitoreo de falla de tiristores.
56
10. Monitoreo del sistema de disparo del tiristor.
11. Supervisión del sistema de enfriamiento.
El compensador está protegido contra sobretensiones transitorias dinámicas por medio de apartarrayos primarios y secundarios. Los primarios deben ubicarse lo más cerca
posible del transformador de potencia. En el lado secundario se proveyeron capacitores y
apartarrayos de sobretensiones de fase a tierra.
En el lado secundario, los capacitores contra sobre tensiones limitan la tasa de elevación de ondas de tensión acopladas capacitivamente entre los enrollamientos del transformador primario y secundario. El apartarrayos secundario limita la amplitud de tensión
con fase a tierra.
Los capacitores contra sobretensiones también mejoran la división de tensión entre
los arrollamientos del transformador y la tierra del transformador en caso de oscilaciones de
alta frecuencia o sobretensiones por carga atmosférica.
Los cables aéreos blindados se añaden a la seguridad de la subestación mediante
golpes atmosféricos disipadores lejos del equipo principal.
Para el sistema de baja tensión en el lado secundario del transformador (sistema de
12.1 kV), se ha aplicado la corrección de altitud, en relación con el sitio Durango, dado que
la altitud de este sitio está por encima de los l000m.
A continuación se muestra la corrección:
Altitud de instalación, H:
1,889m
Tensión más alta del sistema: 13.9 kVrms
LIWL requerido por IEC 694/1996, para altitudes de hasta 95 kVpeak
l000m, elección conservadora:
Nivel requerido de soporte de frecuencia de potencia (ACWL) 38 kVrms
para altitudes de hasta l000m:
Factor de corrección de altitud (IEC 694, p 141):
Ka= e
mx(H-1000) / 8150
Donde H es la altitud de la instalación en metros y m=l .0 para LIWL y ACWL.
Entonces Ka — e
1.0x(1889-1000)/8150
= 1.12
Se requirieron los siguientes niveles mínimos de aislamiento para el SVC de Durango:
LIWL mínimo para aislamiento externo
ACWL mínimo para aislamiento externo
1.12 x 95 = 106 kV pico
1.12 x 38 = 43 kV rms
Los niveles de aislamiento para el equipo cumplen los requerimientos del IEC para
aislamiento de 230 kV en el lado primario y 12.1 kV de aislamiento en el lado del SVC del
57
transformador. La corrección de altitud se incluye en los niveles de aislamiento seleccionados.
Sistema de 230 KV
• Tensión de soporte de impulso atmosférico, externa:
• Tensión de soporte de impulso atmosférico, interna:
• Tensión de soporte de impulso de conmutación std. externa:
• Tensión de soporte de impulso de conmutación interna:
1,175 kV
1,175 kV
950 kV
950 kV
Sistema 12.2 kV
• Tensión de soporte de impulso atmosférico:
• Tensión de soporte CA:
• Apartarrayos bus-tierra de 230kV:
• Tensión nominal:
• Nivel de Protección 8/20 us 10 kA
• Apartarrayos bus-tierra del SVC:
• Tensión nominal:
• Nivel de protección 8/20 us 10 kA
• Apartarrayos del TSC:
• Tensión nominal:
• Nivel de protección de 8/20 us 10 kA
58
125 kV
50 kV
EXLIM-P
192 kV
Estándar
EXLIM-P
24 kV
Estándar
EXLIM-P
24 kV
Estándar
El cálculo de pérdidas se hizo a una temperatura de 20°C asumiendo las condiciones
nominales del sistema. A continuación se muestra el gráfico de pérdidas en función de la
entrega de reactivos:
SVC reactive power[Mvar]
Figura 34 Curva de pérdidas de SVC subestación Durango II
Pérdidas en los componentes del SVC:
Transformador
Válvulas
Enfriamiento
Tiristores
Capacitores
Reactores
Otras
Total
0-40
MVAr
inductivos
(PL1)
140 kW
104 kW
0-50
MVAr
inductivos
(PC1)
146 kW
37 kW
50-100 MVAr 100-150 MVAr
inductivos
inductivos
(PC2)
(PC3)
222 kW
378 kW
112 kW
194 kW
28 kW
28 kW
28 kW
28 kW
7 kW
225 kW
6 kW
510 kW
8 kW
62 kW
6 kW
287 kW
16 kW
98 kW
6kW
482 kW
28 kW
137 kW
12 kW
774 kW
Pérdidas Totales en puntos de operación del SVC
Duración (%)
Salida de MVAr del SVC
PL1
PC1
PC2
PC3
0-40 MVAr inductivo
0-50 MVAr capacitivo
50-100 MVAr capacitivo
100-150 MVAr capacitivo
20
50
20
10
59
Pérdidas promedio
(kW)
510
287
482
774
2. SUBESTACIÓN CAMARGO II
La subestación Camargo II, al igual que la de Durango Sur, es una instalación que
ya se encontraba en operación antes del proyecto de compensación y sus características
principales son:
Cinco alimentadores en 230 kV para recibir circuitos que enlazan a esta subestación
con las de Francisco Villa (Cl y C2), Gómez Palacio y Santiago (Cl y C2).
Dos módulos de transformación de 100 MVA formados por siete auto-transformadores
monofásicos con capacidad de 33.33 MVA cada uno con tensiones nominales de
230/115/13.8 kV.
Cinco alimentadores en 115 kV para las líneas de transmisión que enlaza a las subestaciones Camargo II con las subestaciones, Camargo, Río Florido, Perla Chihuahua y
PEMEX-Fertimex (Cl y C2).
A continuación se muestra una figura con su ubicación:
Figura 35 Subestación Camargo
La Subestación Camargo II se ubica en el Km. 12.5 de la carretera Camargo-La Perla, en la Cd. De Camargo en el Estado de Chihuahua. Se encuentra a una altura de 1283
msnm y cuenta con atmósfera de contaminación alta, 40 días de heladas al año y bajo riesgo sísmico.
La capacidad nominal del SVC instalado en esta subestación es de 50 MVAr inductivos hasta 200 MVAr capacitivos a 1.0 p.u. (230 kV) de tensión del sistema. En la región
capacitiva, el SVC puede operar continuamente a 1.05 p.u. de tensión con una salida de
60
potencia reactiva de 220 MVAr y un esquema seleccionado de seis pulsos idéntico al que se
instalo en la subestación de Durango Sur.
Por requerimiento de la CFE, la tensión primaria máxima para una operación continua es igual a 1.071 p.u.; en esta tensión el SVC permite una operación continua irrestricta
con una salida inductiva de 58 MVAr. En tensiones por encima de este valor máximo y
hasta 1.2 p.u., el consumo de potencia reactiva es limitado por la función de control de corriente del TCR. En tensiones por encima de este valor, el SVC operará por aproximadamente un segundo antes de que se tomen acciones limitantes para prevengan la sobrecarga
del SVC.
Con el fin de asegurar que las sobretensiones temporales se supriman en el menor
tiempo posible, el SVC está diseñado para permitir la desconexión (bloqueo) de su componente capacitivo principal (el TSC) en tensiones de sistema de hasta por 1.3 p.u. sin apoyo
de su componente inductivo (el TCR).
EL SVC es capaz de operar continuamente en tensiones por debajo de 0.8 p.u. (184
kV). En tensiones menores a esta, la operación puede mantenerse por periodos más cortos y
se garantizan cinco minutos de operación de emergencia con fluctuaciones de tensión entre
0.60 y 1.15 p.u.
El equipo principal del SVC permite una operación continua hasta por debajo de 0.3
p.u. de tensión y el límite de 0.8 p.u. mencionado en el párrafo anterior se ajusta mediante
los motores de inducción en el sistema de enfriamiento. El rango de tensión operativa del
SVC puede extenderse significativamente en caso de que la potencia auxiliar pueda mantenerse por encima de 0.8 p.u., incluso durante la depresión de tensión de la red. Este SVC
está dotado de un transformador auxiliar conectado a una barra de 13.8 kV y se asume que
las variaciones de tensión de esta barra se encuentran dentro del +10%.
61
A continuación se muestra el diagrama VI (Tensión Vs Corriente):
Diagrama VI de la Subestación Camargo II, Sbase = 100 MVA
Figura 36 Curva V-I de la Subestación Camargo II
El ajuste de la pendiente es controlable entre 0-5% en operación capacitiva y 0-10%
en operación inductiva.
Sobre la base de los requerimientos de la especificación, el SVC fue diseñado para
cumplir con las siguientes condiciones:
• Tensión primaria nominal
• Tensión primaria continua máxima
• Tensión primaria continua mínima
• Tensión primaria transitoria máxima durante 15 min.
• Tensión primaria transitoria mínima durante 1 seg.
• Tensión primaria máxima (con el TCR controlable)
• Tensión primaria máxima en que el TSC puede bloquearse
• Frecuencia nominal
• Desviación de frecuencia máxima
• Frecuencia en condición de emergencia
• Potencia de corto circuito máxima trifásica
62
230 kV
246kV (1.078 p.u.)
207 kV (0.9 p.u.)
253 kV (1.10 p.u.)
92 kV (0.40 p.u.)
276 kV (1.2 p.u.)
299 kV (1.3 p.u.)
60 Hz
+0.05 Hz
59.2 Hz
3500 MVA
• Potencia reactiva capacitiva continua nominal
200MVAr l.0 p.u.
• Potencia reactiva inductiva nominal
50 MVAr l.0 p.u.
• Potencia reactiva inductiva irrestricta máxima
58 MVAr 1.077 p.u.
• Potencia reactiva capacitiva máxima
220
MVAr
1.05
p.u.
• Rango de referencia de tensión + 5%
218 a 241 kV
• Rango de ajuste de pendiente en el lado capacitivo
0
a 5%
• Rango de ajuste de pendiente en el lado inductivo
0
a 10%
El sistema de control varía la impedancia en el SVC cambiando la corriente del
TCR mediante el control del ángulo de fase de los tiristores y la conmutación de acciones
en los dos TCS. Los filtros siempre están en operación. La conexión de los componentes
del SVC como función de la potencia reactiva del SVC se muestra en la siguiente figura:
Figura 37 Ramas del SVC conectadas en función de la energía reactiva Camargo II
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
EL SVC se compone de las siguientes partes principales:
Sistema de control MATCH 2.
4 transformadores reductores monofásicos de 230/12.1 kV con valor nominal de
150/3 MVA por fase.
2 bancos de capacitores conmutados por tiristores. TSC, cada uno de 75 MVAr.
Banco de reactores controlados por tiristores. TCR, de 100 MVAr.
Banco del filtro de 5ta armónica de 37.6 MVAr.
Banco del filtro de 7ma armónica de 12.4 MVAr.
Bus de alta tensión.
Seccionadores primarios.
63
9. Interruptor primario.
10. Bus de baja tensión.
11. Sistema de enfriamiento.
12. Sistema de protección.
13. Fuente de alimentación auxiliar.
A continuación se muestra el diagrama unifilar simple de la instalación:
37.6 MVAr
12.4 MVAr
Figura 38 Diagrama unifllar SVC subestación Camargo II
Como se observa en la figura anterior el valor nominal de cada unidad TSC es de 75
MVAr y cada banco está conectado en delta, en donde cada rama porta una válvula de tiristores, un banco de capacitores y un reactor de limitación de corriente.
Los bancos de capacitores consisten en 2 niveles en serie que contienen 18 cilindros
capacitores conectados en paralelo en cada nivel y fase, con un total de 108 unidades para
cada TSC. Los capacitores presentan fusibles internos y cada cilindro tiene un valor nominal de 911 kVAr. El fluido impregnante del capacitor está libre de PCB y las pérdidas incluyendo fusibles y resistores de descarga se hallan por debajo de 0.15 w/kVAr.
64
A continuación se muestran las curvas características de la instalación:
CARACTERÍSTICA V-Q
Figura 39 Curva característica V-Q del SVC subestación Camargo II
CARACTERÍSTICA V-l
Figura 40 Característica V-I del SVC Camargo II
Los tiristores empleados tienen un valor de tensión de 6.5 kV. El área de conducción es de 90 cm2 (5" de diámetro). Para esta instalación la temperatura ambiental máxima
65
junto con la capacidad del sistema de enfriamiento, da como resultado un diseño de válvula
con una corriente continua de 2.23 kA. La temperatura de empalme del tiristor después de
un periodo prolongado (>100s) a plena salida capacitiva de 220 MVAr a una tensión primaria de 1.05 p.u. es de 105°C tomando en cuenta que la máxima temperatura de empalme
permitida es de 125°C.
El cálculo de pérdidas se hizo a una temperatura de 20°C asumiendo las condiciones
nominales del sistema, a continuación se muestra el gráfico de pérdidas en función de la
entrega de reactivos:
Figura 41 Curva de pérdidas SVC Camargo II
Pérdidas en los componentes del SVC:
0-40
MVAr
inductivos
(PL1)
Transformador 105 kW
113 kW
Válvulas
Enfriamiento
43 kW
Tiristores
7 kW
Capacitores
263 kW
Reactores
6 kW
Otras
537 kW
Total
100-150
0-50 MVAr 50-100
MVAr in- MVAr inducinductivos
ductivos
tivos (PC3)
(PC1)
(PC2)
184 kW
319 kW
105 kW
177 kW
228 kW
35 kW
150-200
MVAr inductivos
(PC4)
546 kW
278 kW
43 kW
43 kW
43 kW
43 kW
8 kW
59 kW
6 kW
256 kW
20 kW
151 kW
6 kW
581 kW
27 kW
168 kW
13 kW
798 kW
34 kW
154 kW
18 kW
1073 kW
66
Pérdidas Totales en puntos de operación del SVC
PL1
PC1
PC2
PC3
PC4
Salida de MVAr del SVC
Duración (%)
Pérdidas promedio
(kW)
0-40 MVAr inductivo
0-50 MVAr capacitivo
50-100 MVAr capacitivo
100-150 MVAr capacitivo
150-200 MVAr capacitivo
15
20
50
10
5
537
256
581
798
1073
Todas las demás características de la subestación Camargo II son idénticas a las de
la subestación Durango Sur. Por lo que se omite repetirlas.
4.1.2 Compensación Serie
La compensación serie es una tecnología bien establecida que primordialmente se
usa para reducir las reactancias de la línea de transmisión, generalmente se instalan en corredores de transmisión que manejan grandes bloques de energía. El resultado es que el
sistema de transmisión mejora su capacidad de transporte de grandes bloques de energía y a
su vez mejora la estabilidad del voltaje.
La compensación serie se podría llamar de autorregulación ya que la entrega de su
potencia reactiva sigue las variaciones de la corriente de toda la línea, este hecho hace que
el concepto de la compensación en serie sea de cálculo directo tanto en su dimensión como
en su rentabilidad.
Al controlar la compensación serie mediante tiristores añadimos una dimensión más
en el nivel de control, ya que los tiristores se usan para modular dinámicamente la reactancia entregada por el capacitor insertado. Normalmente este tipo de solución se usa para dar
contención ante oscilaciones electromecánicas de baja frecuencia entre diferentes áreas del
sistema de transmisión, pero además nos provee de inmunidad ante resonancias subsíncronas.
La compensación serie a través de tiristores nos permite tener una modulación rápida de las reactancias que introducimos al sistema. Esta modulación nos provee de una contención fuerte de torque ante oscilaciones de origen electromecánico en los puntos de interconexión entre las redes de transmisión del sistema. Por tanto los TCSC (Thyristor Controlled Series Compensator) de capacidades de 100 MVAr hacen posible la interconexión de
redes que manejen miles de MW de capacidad de generación. Normalmente los TCSC son
combinados con compensación en serie fija para permitir una mejora en la estabilidad transitoria mejorando la relación costo/desempeño.
67
Tecnología. El TCSC es básicamente un capacitor controlado por una serie de
válvulas de tiristores los cuales están localizados en una plataforma aislada de acero junto
con todos los demás equipos de potencia. Así mismo, los equipos de control, junto con todos los equipos auxiliares se instalan con potencial a tierra.
Principio de operación. Hay dos principios que caracterizan al concepto del TCSC.
El primero es que el TCSC nos provee de una contención electromecánica entre grandes
sistemas eléctricos al cambiar la reactancia de una línea de potencia en una interconexión
específica. El segundo es que a frecuencias sub-sincrónicas el TCSC puede cambiar su reactancia aparente vista por la línea y así, evitar esta posible frecuencia sub-sincrónica. Los
dos objetivos anteriores son alcanzados mediante algoritmos que trabajan en concurrencia.
Los controles hacen funcionar a los tiristores para controlar cargas que se adhieran al capacitor principal dándole la capacidad de ser un capacitor variable a frecuencia fundamental
pero un inductor "virtual" a frecuencias sub-sincrónicas.
Aplicación. Debido a que la información respecto a instalaciones de TCSC en
México es limitada e incluso hasta nula, se toma la consideración de presentar un ejemplo
de Brasil por tener una similitud en desarrollo tecnológico con México.
Desde 1999 la compañía brasileña de electricidad Electronorte ha operado la interconexión de los dos principales sistemas eléctricos de Brasil, interconectando la zona noreste con la sur, dicha interconexión se basa en un TCSC con 5 capacitores serie a lo largo
de la interconexión.
Los estudios consideraron tanto la opción de la interconexión en CD como en CA,
siendo esta última la que resultó más conveniente y consta de un circuito individual (con
planes de instalación de un segundo circuito paralelo); el circuito tiene una capacidad de
1,300 MW a un voltaje de 550 KV's y una longitud de más de 1000 Km.
El objetivo de la interconexión es el poder aprovechar la capacidad de producción
hidroeléctrica del país en ambas regiones con flujo de potencia bidireccional para poder
aprovechar la temporalidad de recursos en ambas regiones. El sistema de CA permite
además la interconexión de futuras instalaciones hidroeléctricas que se interconectarían a lo
largo del corredor [14]; otro beneficio inherente de la interconexión es la reducción en la
capacidad de reserva rodante necesaria.
68
En la siguiente figura se muestra la base del corredor así como las diferentes interconexiones:
Figura 42 Interconexión Norte-Sur Brasil
Otra tarea importante de la interconexión es la de aumentar tanto la estabilidad
dinámica como la de estado estable. Esta instalación fue la primera en su clase en América
Latina. Con esta instalación se contienen las oscilaciones de baja frecuencia entre ambos
sistemas de potencia. El TCSC elimina eficientemente estas oscilaciones de frecuencias de
alrededor de 0,2 Hz que pueden reducir la capacidad de transmisión de potencia.
En la siguiente figura se muestra el diagrama esquemático tanto del TCSC como de
la compensación serie
Figura 43 Diagrama esquemático del TCSC y SC de la interconexión Norte-Sur Brasil
El TCSC introduce un componente de reactancia efectiva del corredor de transmisión de potencia la cual es modulada para la contención de la oscilación.
69
Un factor importante en el control del TCSC es la relación entre la reactancia virtual
del capacitor serie y la reactancia física del capacitor, este factor es la medida en que la
capacitancia serie se puede virtualmente aumentar para contrarrestar la oscilación del sistema. El factor puede variar desde 1 hasta 3, si se busca expresarse este rango en términos
de porcentaje de compensación puede ir desde 5 hasta 15 %.
La válvula tiristor está compuesta por tiristores accionados mediante luz indirecta
montada en una plataforma y enfriada mediante circuito de agua. La válvula tiene una capacidad de 1500 A de CD y 3000 A por 10 segundos. A continuación se muestran los datos
técnicos de la instalación:
Total series compensated system
Máximum system voltage
Rated current
Number of series capacitors:
fixed
TCSC
Totally installed reactive power
1
1100 Mvar
TCSC
Máximum system voltage
Nominal reactive power
Rated current
Rated condnuous voltage
Phwcíil capacitor reactance
Nominal degree of compensación
Boosc level
range
Nominal boost
550 kV
107 Mvar
1500 A
23,9 kV
13,3
5%
1-3
1,20
550 kV
1500 A
5
Figura 44 Características técnicas interconexión Norte-Sur Brasil
70
4.2
SIEMENS
Las soluciones de Siemens para entregar energía de alto valor, enlistan un gran
número de beneficios para la mejora de las redes de alto voltaje de corriente alterna, entre
otras se puede mencionar:
1. El poder aumentar la transferencia de potencia sin la necesidad de nuevas líneas de
transmisión.
2. Minimización de los costos de transmisión.
3. Control estático y dinámico de voltaje.
4. Control de potencia reactiva en cargas dinámicas.
5. Contención activa de oscilaciones de voltaje.
6. Aumento de confiabilidad bajo contingencias del sistema.
7. Mejora en la estabilidad del sistema y calidad del voltaje.
8. Alta flexibilidad en el manejo de varias fuentes de energía.
Dependiendo de la configuración del sistema, la tarea de los FACTS puede resumirse
en lo siguiente:
•
•
•
Transmisión de grandes bloque de potencia y sistemas mallados (Control de Flujo
de Potencia).
Sistemas radiales y líneas paralelas (Control de Impedancia).
Sistemas débiles (Control de Voltaje).
71
Siemens ofrece una gran variedad de soluciones basadas en tecnología FACTS con
ayuda de tiristores con alta confiabilidad y un proceso de manufactura estandarizado. A
continuación se muestran los diferentes esquemas que se pueden usar: [15]
portamienPrincipio
Equipo
Esquema
Impacto en compacto
to del si ¡tema
Flujo
Estabi- Calidad
de Po- lidad
de Voltatencia
je
Variación
FSC
(Fixed
en la impe- Series
Comdancia de la pensation)
línea:
TPSC (Thyrisprotected
Compensa- tor
series compención serie
sation)
TCSC (Thyristor controlled
series compensation)
Control de
Voltaje:
Compensación
en
derivación
(shunt)
MSCR (Mechanically
switched capacitor/reactor)
SVC
(Static
VAr compensator)
STATCOM
(Static
synchronous compensator)
Control de HVDC (High
flujo
de voltage direct
potencia
current)
UPFC (Unified
power
flow
controller)
O
Baja o nula
Débil
Mediana
Fuerte
72
4.2.1 Capacitores en serie controlados por tiristores (TCSC)
Las ventajas de usar tiristores a la hora de controlar capacitores en serie de SIEMENS son:
1.
2.
3.
4.
Compensación continua del nivel de compensación deseable.
Control suave y directo del flujo de potencia en la red.
Mejoramiento de la protección del banco de capacitores.
Mitigación de resonancias sub sincrónicas (SSR), que permite niveles más altos de
compensación en redes donde se tienen interacciones entre vibraciones torsionales
de turbinas de vapor y algún otro control o sistema de medición.
5. Contención de oscilaciones electromecánicas (0.5-2 Hz) que generalmente se presentan en las interconexiones de grandes áreas. Estas oscilaciones se deben a la
dinámica natural de la transferencia entre áreas y comúnmente presentan una pobre
contención cuando la relación potencia transferida con capacidad de transmisión es
baja.
A continuación se presenta un diagrama normal de una instalación de un TCSC de
Siemens:
Figura 45 Diagrama normal de un TCSC de SIEMENS
73
Aplicaciones:
Interconexión de Serra de Mesa en Brasil, contratada por FURNAS
Al igual que en el caso de la compensación serie de ABB[16], la compañía SIEMENS participó en el proyecto de interconexión de la zona norte con la zona sur con un
TCSC el cual fue encargado por FURNASE a través de Electrobras para dar estabilidad al
sistema y aumentar la capacidad de transmisión. A continuación se presenta una fotografía
de la instalación:
TCSC Serra da Mesa, Brazil
Figura 46 TCSC Serra da Mesa, Brasil
Además se presentan las especificaciones técnicas del TCSC:
Cliente:
Proyecto
Locación
Capacitor
Grado de Compensación
TCR
MOV
FURNAS-Centrais Eléctricas S.A.
Serra de Mesa (SdM)
Norte de Brasilia, Brasil
13.92 Ohm, (válvula de bloqueo)
15.92 Ohm (TCSC)/107.46 MVAr
a l.5 kA
5-6
%
(continuo)
7-15% (temporal)
100 mm 5.5 kV con tiristores accionados eléctricamente
23.9
kV voltaje nominal de la válvula a
3.55 kA
1.123 MJ
Válvula del MOV
87.3 kV nivel de protección
22.46 MJ capacidad de potencia del
74
MOV
27.2 kApico corriente del MOV al
protección
nivel
de
89.8 kV/2.65 p.u. de nivel de protección
Control digital y protecSiemens SIMADYN D
ción
TCSC en Kayenta, USA.
En 1990, junto con WAPA (Western Área Power Administration), Siemens completó la instalación del primer sistema de transmisión con compensación variable continua,
por medio de un banco capacitor serie controlado y a través de un tiristor trifásico, el cual
fue instalado en la subestación de Kayenta, en el Estado de Arizona, EEUU.
A continuación se muestra una imagen de la subestación:
Figura 47 TCSC Kayenta, EEUU
El capacitor en serie consta de dos bancos convencionales de capacitores de 230 kV
cada uno con una capacidad nominal de 165 MVAr, con una impedancia por fase de 55
Ohm. La diferencia es que en uno de los dos bancos de capacitores la impedancia estaba
dividida en 40 y 15 Ohm, lo que permitía la instalación de un TCR (Reactancia controlada
por tiristores) por sus siglas en inglés, en paralelo con el segmento de 15 Ohms.
75
En la siguiente figura se muestran las características principales del proyecto:
Cliente:
Proyecto
Locación
Capacitor
Grado de Compensación
TCR
WAPA
ASC (TCSC) Kayenta
Al noreste de Arizona, EEUU;
EN medio de la línea de transmisión de 230 kV y 320 km que
unen Shiprock y Glen Canyon
55 Ohm/165 MVAr (convencional) 40 Ohm/120 MVAr
(convencional)
15 Ohm/45
MVAr (ASC)
Hasta 70% con tecnología convencional y hasta 100% con el
TCSC
Tiristores de 100 mm con voltaje de bloqueo de 5.5 kV y 3.5
kA de corriente continua
Control digital y protecSiemens SIMADYN D
ción
Como se mencionó anteriormente, la ventaja de esta instalación es que se tiene control directo de la impedancia de la línea de transmisión, lo que nos da una mayor flexibilidad respecto a una instalación con capacitores fijos. La compensación serie avanzada de la
instalación de la subestación de Kayenta, opera de la siguiente manera:
Cuando un reactor controlado es conectado en paralelo con el capacitor serie, la
compensación serie resultante que es vista por la línea de transmisión es el resultado de las
impedancias tanto del capacitor como del reactor, así, al controlar la impedancia del reactor
por medio de la válvula tiristor, se puede tener una impedancia resultante que puede variar
desde 15 hasta 60 Ohm.
4.2.2 Capacitores de compensación serie protegidos por tiristores
Comúnmente las instalaciones que cuentan con compensación de capacitores fijos
están protegidas de sobrevoltajes a través de MOV's (Metal-Oxide Varistor) y por espaciadores auto-accionados (apartarrayos). Una alternativa a estos sistemas de protección es el
remplazarlos por una protección basada en tiristores.
Una de las ventajas de usar esquemas de TPSC (Thyristor Protected Series Capacitors) es que hace posible la reinserción de los capacitores después de tan solo algunos segundos debido a que las válvulas se enfrían rápidamente.
76
A continuación se presenta un diagrama normal de una instalación de un TPSC de
Siemens:
Figura 48 Diagrama normal de un TPSC de SIEMENS
Aplicación
TPSC instalado en la subestación de Vincent, USA
La subestación de Vincent [17] que se encuentra al norte de Los Ángeles, en EEUU,
es parte de la red de transmisión de 500 kV del sistema eléctrico de la región poniente de
los EEUU, la cual interconecta las plantas hidroeléctricas al norte del país con los centros
de consumo en el sur de California.
En 1998 se planificó la sustitución de los capacitores serie fijos de la instalación en
las subestaciones de Vincent y Midway con tecnología nueva. A continuación se muestra
una fotografía de la instalación nueva:
77
Figura 49 TPSC subestación Vincent, EEUU
Debido a que la subestación de Vincent se encuentra a 8 millas de la falla de San
Andrés en el Estado de California, se necesitaba que la tecnología a instalar cumpliera con
los requerimientos extras de seguridad sísmica, por lo que Siemens aprovechó la oportunidad de instalar su nueva tecnología TPSC que está diseñada con una orientación a futuro lo
que le da la flexibilidad de cubrir cualquier requerimiento adicional y poder extender su
operación de ser TPSC a TCSC.
A continuación se muestra la hoja técnica de la instalación de Vincent y posteriormente la instalación de Midway junto con su hoja técnica:
Cliente:
Proyecto
Locación
Southern California Edison (SCE)
Vincent #1 to #3
Al norte de Los Ángeles cerca de Palmdale
en California EEUU en la línea de transmisión de Vincent a Midway
23.23 Ohm/401 MVAr a 2.4 kA
Capacitor
Grado de Compensa35%
ción
Tiristor de 125 mm accionado por luz con
válvula de voltaje nominal de 55.8 kV con
Válvula tiristor
válvula de MOV de 8MJ, nivel de protección de 2.3 p.u. y una corriente de corto
circuito mayor a 110 kA por 9 ciclos
Control digital y proSiemens SIMADYN D
tección
78
Figura 50 TPSC subestación Midway, EEUU
Cliente:
Proyecto
Locación
Capacitor
Grado de Compensación
Válvula tiristor
Southern California Edison
(SCE)
Midway #1 to #3
Al norte de Los Ángeles cerca
de Buttonwillow en California
EEUU en la línea de transmisión de 500 kV de Vincent a
Midway
23.23 Ohm/401 MVAr a 2.4 kA
35%
Tiristor de 125 mm accionado
por luz con válvula de voltaje
nominal de 55.8 kV con válvula
de MOV de 8MJ, nivel de protección de 2.3 p.u. y una corriente de corto circuito mayor a
110 kA por 9 ciclos
Control digital y protecSiemens SIMADYN D
ción
79
4.2.3 Compensación en derivación por medio de tiristores
Tal como se mencionó anteriormente, un SVC se basa en la conmutación rápida de
los equipos electrónicos de potencia, limita la variación de voltaje durante la conmutación
de carga y da soporte al voltaje durante las contingencias del sistema.
Un SVC instalado en algún nodo de un gran sistema de potencia ayuda a mejorar la
calidad del voltaje y la estabilidad del sistema.
A continuación un diagrama unifilar básico que muestra cómo es posible utilizar un
SVC SIEMENS incluyendo los principales componentes:
Figura 51 Diagrama unifilar básico de un SVC de SIEMENS
Aplicación
La Pila, primer SVC activado mediante luz en México.
Como es ya bien conocido desde hace varias décadas el norte del país, se ha destacado por su gran desarrollo industrial, impulsado entre otras cosas, por la cercanía con el
gran mercado estadounidense, lo que desde entonces ha motivado la instalación de grandes
fábricas maquiladoras las cuales requieren un alto nivel de calidad en el suministro eléctrico.
Como resultado, en 1999, la Comisión Federal de Electricidad decidió que era necesaria la instalación de un módulo de un SVC instalado en la Subestación de La Pila [18]
con un rango de control de (+) 200 MVAr (capacitivo) hasta (-) 70 MVAr (inductivos). Fue
la primera vez que se instaló en México la tecnología disponible de SIEMENS mediante
80
válvulas de tiristores que eran accionados por medio de fibra óptica junto con un diodo
(BOD) en el bloque del SVC.
Mediante este arreglo, los tiristores de 8KVs cada uno, podían manejar corrientes de
hasta 4,000 A. con un voltaje de barras de 11kV o más. Los bancos de reactancias y capacitancias de capacidades de más de 100 MVAr pueden ser controlados con precisión con
tiempos de respuesta de 33 milisegundos lo que mejoro la confiabilidad y la accesibilidad
de toda la instalación.
A continuación se muestra la tabla con las características principales de la instalación, así como un diagrama unifilar de la misma:
Cliente:
Voltaje del Sistema:
Trasformador:
Rango de Operación:
Definición de los ramales de los SVC :
Tiristor:
Frecuencias del filtro (armónicas):
Tipo de válvula:
Sistema de enfriamiento de la válvula:
Sistema de Control Digital:
Comisión Federal de Electricidad, México
230 KV / 60 HZ
4 X 66.7 MVA
200 MVAr hasta -70 MVAr (inductivos)
1 x TCR
1 x TSC
2 x Filtro
1 x MSC
125 mm O, 4 kA, 8 kV
300 HZ (5th)
420 HZ (7th)
Tiristor accionado por luz de 8kV
Circuito simple de agua ionizada
SYMADYN D©
Figura 52 Diagrama unifilar SVC subestación La Pila, México
81
SUBESTACIÓN NOPALA SVC (CFE) PROYECTO COMPENSACIÓN DINÁMICA ÁREA CENTRAL
La Subestación de transmisión Nopala [19] es una instalación que actualmente está
en operación y cuenta con:
Seis alimentadores de 400 kV para recibir los circuitos que enlazan esta instalación
con las subestaciones de San Bernabé (C-l y C-2), Donato Guerra, Almoloya y Victoria
(C-l y C-2).
Tres módulos de transformación de 378 MVA formados por tres autotransformadores monofásicos con capacidad de 126 MVA cada uno, con tensiones nominales de
400/230/13.8 kV.
Tres alimentadores en 230 kV para recibir los circuitos que enlazan esta instalación
con la subestación Remedios (C-l C-2 y C-3).
El arreglo de barras para el nivel de 400 kV es de doble barra con doble interruptor
mas barra de transferencia.
El proyecto consistió en el diseño, construcción y suministro de un compensador
estático de VArs (SVC) por su siglas en inglés cuya capacidad nominal es de 300 MVAr
capacitivos y 90 MVAr inductivos, medidos en las barras de 400 kV (1.0 p.u.). El esquema
seleccionado es de 6 pulsos.
La subestación Nopala se encuentra ubicada en Naucalpan, Edo. de México a una
altura aproximada de 2,436 msnm y se considera que cuenta con una atmósfera de contaminación alta y un promedio de 27 días de heladas al año.
El objetivo de las subestación Nopala es el de controlar el voltaje en la barras de
400 kV de dicha subestación en condiciones de estado estable y también transitorio.
La subestación tiene un esquema de un reactor controlado por tiristores (TCR), tres
bancos de capacitores conmutados por tiristores (TSC) de igual capacidad, un juego de filtros de 5ta. y 7ma. y un juego para armónicas de alta frecuencia.
Las principales características que tiene el SVC junto con su diagrama unifilar, gráficas de operación y ubicación se muestran a continuación:
Capacidad
Pendiente
Referencia
point)
90 MVAr inductivos @ 400 kV
300 MVAr Capacitivos @ 400 kV
Ajustes independientes para las regiones inductivas y capacitivas. Para la parte inductiva de 0-10% y para la parte capacitiva
de 0-10%, con pasos máximos de ajuste de 0.1 en ambos casos.
La base para el cálculo de la pendiente es la capacidad en cada
una de las regiones.
(set Ajustable de -5 a +5% en pasos máximos de ajuste de 0.5
82
Figura 53 Diagrama unifilar subestación Nopala, México
CARACTERÍSTICA V-l
Figura 54 Característica V-I subestación Nopala, México
83
Figura 55 Característica V-Q subestación Nopala, México
Figura 56 Ubicación subestación Nopala, México
84
Otras aplicaciones en Latino América
Al igual que en los casos anteriores, el desarrollo de FACTS por parte de SIEMENS
ha encontrado su mayor auge en Brasil, por lo que, a continuación se muestran tres ejemplos rápidos de instalaciones que ha realizado esta compañía:
Diseño compacto para ahorro de costos en la subestación de Funil en Brasil.
La principal mención de esta instalación cuya figura y datos técnicos se muestran a
continuación es que comparado con la mayoría de las instalaciones de SVC's del mundo
que ocupan en promedio un área de 12m2/MVAr esta solamente ocupa 9 m2/MVAr lo que
se ve reflejado en un ahorro en inversión de terreno para la instalación del mismo.
Figura 57 SVC subestación Funil, Brasil
Cliente:
Voltaje
Transformador
Rango de Operación
Circuitos del SVC
Tiristor
Control digital y protección
Sistema de enfriamiento
Filtro de armónicas
Válvula
Sistema de control
CHESF - Companhia Hidroelétrica do
Sao Francisco, Brasil
230 kV 60 Hz
230 / 13.5 kV
200 MVAr hasta 100 MVAr (inductivo)
2 x TCR
2 x TSC
2 x DTF 3/5
4"
Siemens SIMADYN D
Circuito individual de agua ionizada
3 era y 5ta
8kV accionada por medio de luz
SYMADIN D con un sistema modulado
de control que usa tecnología de multiprocesador a velocidad de nivel
85
SVC de Bom Jesús da Lapa, instalación más grande de SIEMENS
La tecnología ofrecida por Siemens en esta instalación tiene la ventaja de que es
desarrollada sobre una plataforma de construcción de tipo contenedor y todos los componentes electrónicos son instalados en contenedores metálicos lo que facilita tanto su transporte como su instalación.
A continuación se muestra una imagen de la subestación y datos técnicos:
Figura 58 SVC subestación Bom Jesús da Lapa, Brasil
Cliente:
Voltaje
Transformador
Rango de Operación
Circuitos del SVC
Tiristor
Sistema de enfriamiento
Filtro de armónicas
Válvula
Sistema de control
Enel Power Brasil
500 kV 60 Hz
500 / 17.5 kV
-250 / +250 MVAr
2 x TCR, 1 x TSC, 2 x STF
5"
Circuito individual de agua ionizada
5ta y 7ma
8kV accionada por medio de luz
SYMADIN D con un sistema
modulado de control que usa
tecnología de multiprocesador a
velocidad de nivel
86
Limpio, Paraguay
Debido a que la red eléctrica en Paraguay consiste principalmente en circuitos de
220 kV y 66 kV en subtransmisión, que son alimentados principalmente por 3 plantas
hidroeléctricas; dos instaladas en la frontera con Brasil, en Itaipú Binacional y Acaray y
una tercera instalada en la frontera con Argentina en Yacyreta, al relativamente bajo nivel
de voltaje del sistema; este se ve afectado con fluctuaciones en el nivel de voltaje cuando
hay variaciones en los niveles de demanda en la capital del País, Asunción. Para solucionar
este problema se instaló un SVC en la subestación de Limpio que fue instalada con tecnología Siemens. A continuación se muestra una imagen de la instalación con sus características técnicas.
Figura 59 SVC Limpio, Paraguay
Cliente:
Voltaje
Transformador
Rango de Operación
Circuitos del SVC
Tiristor
Sistema de enfriamiento
Filtro de armónicas
Válvula
Sistema de control
ANDE (Administración Nacional de Electricidad)
220 kV 60 Hz
4 (1f) x 220 / 11.8 kV, 83.33
MVA
- 150 / +250 MVAr
2 x TCR, 2 x TSC
5"
2 Circuitos de agua ionizada por
cada TSC y TCR
5ta, 7ma y 11va
8kV accionada por medio de luz
SYMADIN D con un sistema
modulado de control que usa
tecnología de multiprocesador a
velocidad de nivel
87
Capitulo 5
OTRAS TECNOLOGÍAS
5.1 PROYECTO DE INSTALACIÓN DE UN COMPENPENSADOR
ESTÁTICO DE VOLTS-AMPERS REACTIVOS EN 400 KV EN LA
S.E. LA PAZ
Si bien, en la actualidad LyFC7 procura conservar la calidad de la energía y la entrega oportuna del flujo eléctrico, los problemas originados principalmente por el incremento de la carga en la región centro del Sistema Eléctrico de Potencia han estado aumentando
constantemente. Este incremento se debe, entre otras cosas, al uso intensivo de energía reactiva inductiva en el Sistema Eléctrico; esta clase de cargas contribuyen de manera significativa a degradar la calidad de energía eléctrica suministrada, ya que generan armónicos de
corriente que pueden provocar distorsión en la señal de voltaje y pérdidas.
Por lo anterior y considerando la relación costo-beneficio, el uso de los Compensadores Estáticos de VArs ("SVC") es incuestionable, ya que proporcionan una mayor flexibilidad en el control de los procesos electromecánicos incrementando su viabilidad económica.
Así en el año 2008 en la Gerencia de Obras de Potencia y Subgerencia de Construcción de Subestaciones de LyFC, inició la Instalación del Compensador Estático de VoltsAmperes Reactivos (SVC) en 400 KV en S.E. LA PAZ [20]. Las funciones principales del
SVC son: Compensación de Potencia Reactiva, Control de Voltaje y Mejora en la estabilidad del Sistema Eléctrico.
Luz y Fuerza del Centro, entidad encargada de la producción y entrega de energía en el Estado de México y
D.F.
88
5.1.1 Descripción
El proyecto del SVC de la subestación La Paz se compone de una instalación de 300
MVAr Capacitivos y 300 MVAr inductivos conectados a través de un transformador de 400
a 20 KV's.
Los enlaces de Comisión Federal de Electricidad con Luz y Fuerza del Centro hacia
la Zona Metropolitana de la Ciudad de México constan de 14 líneas de 400 kV (9 del Sistema Oriental y 5 del Occidental), 6 de 230 kV y 2 de 85 kV.
Para proporcionar el soporte de voltaje requerido en la red troncal, se dispone de
SVC's ubicados en las subestaciones Texcoco, Topilejo (-90, + 300 MVAR cada uno) y
Cerro Gordo (-75, +300 MVAR), así como de compensación capacitiva en los niveles de
subtransmisión y distribución.
Así mismo la potencia que maneja el Sistema Interconectado para abastecer a la zona metropolitana de la Ciudad de México está basada en generación lejana lo que ocasiona
bajos voltajes en horas de demanda máxima.
La instalación de un SVC en S.E. La Paz (LAP) permitirá soportar contingencias,
así como soportar el voltaje en la zona comprendida entre Texcoco (TEX) y Santa Cruz
(CRU). Lo que permitirá que el SVC de Texcoco no se sature con su aportación de potencia
reactiva al sistema y gracias a su cercanía a la S.E. La Paz, los SVC's restantes del sistema
también resultan apoyados, permitiendo operar el anillo de 400kV de manera más confiable
y aún en casos de contingencias severas se podrá tener también el control de las sobretensiones que se presentan en la red de 400kV debido al efecto capacitivo de las líneas de
transmisión durante las horas de demanda máxima.
Las reactancias controladas por tiristores suministran potencia inductiva en relación
a la corriente del tiristor. Estas reactancias están conectadas en delta y divididas en dos reactancias conectadas en serie entre dos fases, estas son ensambladas en sitio con un peso
aproximado de 4 TON cada una, con 12 aisladores entre cada reactancia. Un TCR completo
consiste de seis reactancias. La válvula de tiristores se conecta entre la conexión de las reactancias en serie. Las válvulas de tiristores se protegen por medio de la inductancia de la
reactancia en caso de cortocircuito.
Reactancias limitadoras de corriente. Las reactancias limitadoras de corriente
están conectadas en serie con los TCR's para disminuir la capacitancia parásita total del
circuito. Una baja capacitancia parásita es necesaria para limitar el aumento de corriente y
energía inyectada en el tiristor durante el periodo de encendido.
89
Válvulas de tiristores. La válvula de tiristores está diseñada y fabricada con discos
de tiristores de la marca Dynex, Eupec o equivalente. En el lugar de la instalación, el trabajo consiste en la conexión de las válvulas, cables de señal y tuberías de refrigeración. Los
tiristores se instalan dentro de un marco de acero y se comprimen juntos con un sistema de
arandelas con muelle cónicas para dar a los tiristores la correcta fuerza de compresión para
conseguir la suficiente conductividad eléctrica y térmica.
Las válvulas de tiristores están diseñadas para cumplir con los requerimientos de las
normas IEC relevantes. Cualesquier tiristor que falle puede ser cambiado sin abrir el circuito de refrigeración. El sistema de la válvula de tiristores consiste en tres válvulas de una
fase y una unidad de control común a las tres fases.
La refrigeración de las válvulas de tiristores consiste en una unidad de refrigeración
de las válvulas y un sistema de ventilación que son independientes entre sí. El sistema de
refrigeración es un sistema cerrado con enfriadores agua/agua en el interior. La mínima
temperatura exterior está definida de acuerdo a la especificación del cliente. Como el sistema de refrigeración está cerrado, el nivel del agua es observado por presión y no es necesario incrementar el medio de enfriamiento.
Banco de filtros. La tarea de los bancos de filtros de capacitores es proveer la cantidad necesaria de potencia capacitiva y absorber las corrientes armónicas generadas por la
carga y los TCR.
Los filtros son diseñados por banda ancha para amortiguar los armónicos generados
por las cargas. Los bancos de filtros de capacitores están diseñados para su instalación en el
exterior, constan de bancos de capacitores conectados en serie con reactancias de núcleo de
aire, los cuales son libres de mantenimiento. Al no tener acero tienen una inductancia fija y
precisa.
Por requerimiento de la Compañía de Luz y Fuerza, los bancos de capacitores se
conectan en doble estrella y con protección de desequilibrio usando transformadores de
corriente entre los neutros de las estrellas.
Los capacitores, así como el cableado se instalan en racks. Para protección de cortocircuito y de sobrecorriente, se conectan en serie con las baterías transformadores de corriente.
90
Desarrollo
•
•
•
•
La Subestación Eléctrica La Paz cuenta a nivel de transmisión con:
Cuatro líneas de 400 kV para enlazar esta instalación con la Subestación Santa Cruz
(dos circuitos) de 26.2km y con la Subestación Texcoco de Comisión Federal de
Electricidad (dos circuitos) de 38.7 km.
Tres bancos de transformación de 330 MVA formados por tres autotransformadores monofásicos de 110 MVA cada uno, más uno de reserva para totalizar 10 de 400/230 kV.
Cuatro líneas de 230 kV para enlazar esta instalación con las Subestaciones Aurora
(dos circuitos), Ayotla (un circuito) e Ixtapaluca (un circuito).
Dos transformadores de 60 MVA de 230/23 kV. Los niveles de 400kV y 230 kV
tienen un arreglo de interruptor y medio.
Instalación del C.E.V. La presente obra de ampliación de la Subestación consiste
en completar la bahía 5 de la zona de 400kV que actualmente alimenta al banco T421C. y
la instalación de un Compensador Estático de VARS de -300 MVAR (inductivos) +300
MVAR (capacitivos) a 400 KV.
En este proyecto, el proveedor proporcionará el suministro del Compensador Estático de VArs; debe incluir toda la ingeniería, fabricación, suministro, supervisión de la instalación y puesta en operación de cada uno de los equipos, accesorios y servicios, además el
personal de LyFC será quien efectúe todos los trabajos de instalación, tanto para los equipos suministrados por el proveedor como para los equipos que ella misma aporte.
El esquema básico, es el de un compensador con control a 6 pulsos, compuesto por
Reactor(es) Controlado(s) por Tiristores (TCR's), Bancos de Capacitores Conmutados por
Tiristores (TSC's), Filtros para Armónicas, y un Banco de Transformación formado por 4
unidades monofásicas (3 fases + reserva) con voltaje nominal primario de 400 kV y voltaje
para optimizar el uso de los tiristores.
Componentes Primarios del SVC:
1. 4 Transformadores de potencia 10, 400/20 kV.
2. Equipo de conmutación y seccionamiento en 400 kV. (2 Interruptores y 4 jugos cuchillas).
3. 2 Ramas de reactores controlados por tiristores (TCR).
4. 2 Ramas de bancos de capacitores conmutados por tiristores (TSC).
5. Rama de banco de capacitores conmutados mecánicamente (MSC).
6. 1 Rama de capacitores de filtros para la 5a armónica. 1 Rama de capacitores de filtros para la 7a armónica.
91
Diagrama Unifilar del C.E.V. de S.E. LA PAZ.
Figura 60 Diagrama unifllar del SVC subestación La Paz
92
Capitulo 6
NUEVAS TENDENCIAS E INVESTIGACIONES
El continuo crecimiento de los sistemas de potencia en todo el mundo, nos lleva a
un constante nacimiento de complejidades en los problemas de transmisión de potencia.
Siempre hay una creciente necesidad de proveer energía de alta calidad de potencia, estable, segura controlada y sobre todo económica.
Por lo que el futuro de la tecnología FACTS se ve promisorio y de hecho ya segundas y hasta terceras generaciones de SVC's y TCSC's están siendo analizadas y en algunos
caso hasta instaladas en alguna parte del mundo; estos controladores incluyen Compensadores síncronos estáticos (STATCOMS) por su siglas en inglés, Transformadores de fase
controlados por tiristores (TCPST), compensadores estáticos en serie síncronos (SSSC),
controladores unificado de flujo de potencia (UPFC), controladores de potencia de interface
(IPC), limitadores de voltaje controlados por tiristores (TCVL), resistencias de quiebre controladas por tiristores (TCBR), sistemas de baterías de almacenamiento de energía y de almacenamientos magnéticos de energía por superconductores.
A continuación, presentaremos algunos de los mencionados anteriormente, basados
en controladores electrónicos de segunda generación que no tienen como base equipos tiristores normales sino transistores de compuerta apagada ("GTO's"), Gate turn-off thyristors
y transistores de compuerta bipolar aislada ("IGBT's").
6.1
El STATCOM
Ya comercializado por ABB, como se mencionó en el Capítulo anterior, el STATCOM es un dispositivo de compensación de potencia reactiva conectado en derivación que
tiene la capacidad de generar y absorber potencia reactiva. En general, es un convertidor de
conmutación de estado sólido que tiene la capacidad de absorber independientemente potencia activa o reactiva de manera controlada. Para operar necesita una fuente de energía
que puede ser un dispositivo de almacenamiento como por ejemplo un capacitor.
93
Un STATCOM puede mejorar el desempeño de un sistema de potencia en las siguientes áreas:
• Control dinámico de voltaje en sistemas de transmisión y distribución.
• La contención de oscilaciones de potencia en sistemas de transmisión de potencia.
• Estabilidad transitoria.
• Control de flickers.
• De ser necesario, el control tanto de potencia reactiva como de activa en la línea
donde esté conectado.
Además el STATCOM nos ayuda a:
1. Tener un impacto físico pequeño en su instalación, ya que reemplaza bancos pasivos de elementos de circuitos a través de convertidores electrónicos.
2. Tener una fabricación modular, junto con equipo hecho de fábrica, lo que hace que
la instalación tome poco tiempo.
3. Usa convertidores electrónicos encapsulados, lo que reduce el impacto ambiental.
El STATCOM es la analogía de una máquina sincrónica ideal, que genera un grupo
de voltajes balanceados a frecuencia fundamental y con amplitud de fase controlada.
Principio de Operación.
El STATCOM tiene la capacidad de generar y absorber potencia reactiva por medio
del procesamiento electrónico a través de un convertidor de fuente de voltaje (VSC), la
señal de voltaje y corriente. Generalmente el VSC usa como componente de conmutación
ya sea un GTO o un IGBT.
94
En la siguiente figura se muestra un diagrama unifilar de un STATCOM donde se
describe que un VSC está conectado al bus de transmisión a través de un transformador.
Además se muestra su representación como fuente de voltaje ajustable, lo que le da un diseño compacto y al ser electrónico tiene un bajo impacto de ruido electromagnético.
Figura 61 Diagrama unifilar normal de un STATCOM
El intercambio de potencia reactiva entre el convertidor y el sistema de CA se controla al variar la amplitud de la señal trifásica de voltaje (Es). Si la amplitud de voltaje generada es mayor a la amplitud del sistema, se inyecta corriente al sistema por lo que se genera energía reactiva capacitiva. Por el contrarío si la señal generada es de amplitud menor
a la del sistema entonces la corriente va del sistema hacia el convertidor por lo que se absorbe energía reactiva inductiva.
La potencia reactiva necesaria para la compensación se logra mediante el procesamiento de energía reactiva de las otras dos fases en el momento de la compensación del
mismo sistema. Aunque la potencia reactiva es generada internamente por la acción de
conmutación de los convertidores, es necesaria la instalación de un capacitor de CD en las
terminales de entrada del convertidor. La ventaja primordial de este capacitor es que provee
de camino para la corriente circulante y sirve como fuente de voltaje. La capacidad nominal
del capacitor se determina principalmente para mantener una señal de voltaje constante en
las terminales de entrada del convertidor.
El intercambio de potencia activa se logra al cambiar la diferencia en ángulo de fase
entre el sistema y el convertidor, con ayuda de la fuente de CD del mismo convertidor; si el
ángulo de fase del convertidor se adelanta al del sistema se inyecta energía activa al sistema, si por el contrario el ángulo se encuentra en atraso se absorbe energía activa.
El convertidor tiene la misma capacidad nominal cuando trabaja con corriente reactiva como con corriente activa, por lo que al tener cierta capacidad MVA nominal le da al
STATCOM el doble del rango dinámico en MVAR.
95
Curva Característica V-I
Figura 62 Curva característica V-I de un STATCOM
Como se observa en la figura anterior el STATCOM es capaz de suministrar independientemente tanto energía inductiva como capacitiva y es capaz de controlar independientemente la corriente de salida del convertidor hasta su máximo permitido sin importar
el voltaje del sistema. Otra característica importante del STATCOM es su capacidad de
generar energía reactiva capacitiva hasta su máximo permitido independientemente del voltaje del sistema, lo que es de suma importancia cuando se requiere que el equipo de soporte
de voltaje del sistema soporte contingencias.
6.2
EL SSSC
Este dispositivo llamado también S3C, es una fuente de voltaje conectado en serie
que tiene la capacidad de variar la impedancia efectiva de una línea de transmisión al inyectar un voltaje con un ángulo de fase apropiado en relación con la corriente de la línea; en
consecuencia tiene la capacidad de intercambiar tanto energía activa como reactiva con el
sistema de transmisión.
Si el voltaje inyectado está en fase con la corriente de la línea, entonces el voltaje
intercambiará potencia activa. Por otro lado si el voltaje inyectado está en cuadratura con la
corriente de la línea, entonces se intercambia energía reactiva.
La ventaja del SSSC con respecto al TCSC es su capacidad de cambiar tanto la reactancia como la resistencia de la línea por lo que le otorga al sistema una gran capacidad de
contención de oscilaciones de potencia.
96
El SSSC está compuesto de VSC de multi-fase con un controlador de almacenamiento de energía de CD. Como se muestra en la siguiente figura. En la que se muestra un
SSSC conectado en serie con la línea de transmisión.
Absorbe P
Entrega P
(Resistencia Positiva
(Resistencia Negativa
del sistema de AC)
del sistema de AC)
Figura 63 Diagrama unifilar normal de un SSSC
Un capacitor conectado en serie con una línea de transmisión, compensa la inductancia de la misma al presentar un voltaje en retraso, así como en cuadratura con respecto a
la corriente de la línea. Este voltaje actúa en oposición al voltaje en cuadratura adelantado
que aparece en la inductancia de la línea de transmisión, lo que tiene un efecto neto de reducir la inductancia de la línea; de manera similar la operación de un SSSC también inyecta
un voltaje en cuadratura Vc, en proporción a la corriente de la línea pero retrasado en fase.
97
Un esquema de compensación serie donde se usa un SSSC se muestra en la siguiente figura y normalmente la salida de voltaje de SSSC se atrasa 90° detrás de la corriente de
la línea para compensar efectivamente. Adicionalmente el SSSC puede ser conmutado para
entregarnos una señal de voltaje en adelanto de la corriente de la línea, lo que nos da una
inductancia adicional que puede usarse para contención de oscilaciones de potencia.
Línea de Transmisión
Figura 64 Esquema de instalación normal de un SSSC
6.3
El UPFC
El principio de operación del UPFC es el más versátil de los controladores FACTS
diseñados hasta el momento, con todas las capacidades conjuntas; regulación de voltaje,
compensación serie y cambio de fase. Tiene la capacidad de controlar rápidamente y de
manera independiente tanto el flujo de potencia activa como reactiva en una línea de transmisión.
En la siguiente figura se puede observar una configuración común de un UPFC.
Figura 65 Diagrama unifilar normal de un UPFC
98
Como se observó en la figura anterior lo que se tiene básicamente es un dispositivo
con dos VSC en el cual uno de ellos está conectado en derivación y el otro está conectado
en serie. La fuente de voltaje directa es el mismo para ambos VSC, por lo que se tiene un
banco de capacitores común.
6.4
PULSE WITH MODULATED SERIES CONVERTER (PWMSC)
La función principal de un PWMSC [21] es la de controlar la potencia activa de la
línea de transmisión donde se encuentra inserto, a través de la inserción conmutada de un
capacitor serie. Con esto, finalmente lo que se puede lograr es el control de la potencia activa que fluye por la línea. La variable que permite lograr tales objetivos es el ciclo de trabajo
de los interruptores que controlan al capacitor serie. De tal modo, que el esquema está controlado por la estrategia PWM.
6.4.1 Concepto del PWMSC
El dispositivo pulse width modulated series converter (PWMSC) ha sido propuesto
como una alternativa de compensador serie del tipo capacitor serie mecánicamente conmutado ó del capacitor serie controlado por tiristores (TCSC) que están basados en elementos
físicos (capacitores, reactores) de grandes dimensiones. Los autores consideran que las modernas tecnologías están migrando hacia la utilización de dispositivos basados en convertidores CA/CA, que no requieren enlaces de CD ni de grandes elementos pasivos.
99
6.4.2 Principio de Operación
Un esquema del compensador serie se muestra en la siguiente figura:
Figura 66 Esquema básico del compensador estático
As - Bs - Cs y Ar - Br - Cr son las terminales trifásicas del lado de envío y recepción de la
línea de transmisión.
El dispositivo consiste de:
•
•
•
Un transformador de acoplamiento en serie con la línea Ta, Tb y Tc.
Compensación Capacitiva, Ca, Cb y Cc.
Interruptores controlados por PWM Sa - Sb - Sc y S'a - S'b - S'c.
Los interruptores Sa, Sb, y Se están cerrados cuando S'a, S'b, y S'c están abiertos y
viceversa.
Los interruptores que se muestran en el convertidor pueden ser GTOs, IGCTs o
IGBTs.
Durante el periodo en el cual los interruptores Sa, Sb, y Sc están cerrados, se inserta
una reactancia capacitiva en serie que modifica los parámetros de la línea realizando una
compensación capacitiva reflejada a través del transformador de acoplamiento.
100
Durante el periodo complementario, las terminales del lado secundario del transformador de acoplamiento son conectados en corto circuito por los interruptores S'a, S'b, y
S'c, de este modo permite aislar la compensación capacitiva cuando no es requerida.
Con propósitos explicativos la siguiente figura exhibe el circuito equivalente de una
fase para las dos condiciones de operación mencionadas.
Figura 67 Circuito equivalente monofásico de un PWMSC
La cantidad de compensación reactiva neta insertada en la línea es determinada por
la duración del periodo cuando los capacitores se conectan en serie con la línea con relación
al periodo total de conmutación.
El periodo de conmutación se realiza a altas frecuencias, el cual es del orden de los
4-5 kHz. El ciclo de trabajo (Ds) del convertidor se define como el periodo de encendido de
los interruptores S'a, S'b, y S'c con respecto al periodo total de conmutación.
101
Capitulo 7
CONCLUSIONES
Tal y como se explicó en "Oportunidades para FACTS" del Capitulo 1 de esta tesis;
la tecnología FACTS ha tenido y mantendrá un crecimiento constante en toda la industria
de la potencia eléctrica en el mundo y muy especialmente en México debido a sus grandes
beneficios y a la constante demanda de sistemas eléctricos de potencia con alta calidad de
suministro que solamente puede lograrse a través de esta tecnología.
Con el desarrollo de nuevos dispositivos electrónicos que puedan ser capaces de
manejar mayores voltajes y corrientes veremos un desarrollo significativo en la diversificación de compensadores. Esto ayudará a que se puedan adecuar las señales eléctricas que
nos permitan manejar con mayor éxito el constante aumento en la complejidad de los sistemas eléctricos de potencia.
En México, como se pudo observar a través de esta Tesis en el Capitulo 3, los sistemas FACTS han encontrado un mercado excelente debido a la falta de capacidad de capitalización de la CFE pero con la continua necesidad que tiene el mercado regulado Mexicano de mejorar su infraestructura, por lo que realizar grandes inversiones en nueva capacidad de generación y/o en nuevas líneas de transmisión suele ser un proceso largo, que generalmente, tiene un costo muy alto. Por lo tanto los tiempos de ejecución y el bajo costo relativo de las instalaciones FACTS hacen que su futuro en México se vea seguro y promisorio.
Tal como se observo en los Capítulos 3 y 4 la CFE no solamente está usando la tecnología FACTS en la actualización de su red, sino que también, está usando nuevas tecnologías FACTS para la construcción de nueva infraestructura.
En paralelo al desarrollo de FACTS en México, se genera la oportunidad para que
empresas mexicanas eléctricas tanto de ingeniería y proyectos como de construcción puedan generar riqueza y conocimiento por medio de asociaciones y trabajando para las empresas especializadas en esta tecnología con la consecuente generación de experiencia, ya
que por la naturaleza del sector energético mexicano tienen que ser contratadas por su localidad y reducción de costos en los proyectos. Esto abre una oportunidad de desarrollo local
tanto en adoptar la tecnología como en el desarrollo de partes para su fabricación en México y así complementar la tecnología FACTS.
102
7.1 Líneas Futuras de Investigación
Dentro de las más importantes líneas de investigación futuras que tiene la tecnología
FACTS se encuentra la referente a la capacidad de sustituir fuentes de generación como
fuentes de voltaje para evitar la pérdida de calidad de suministro en los puntos de la red
donde se dejó de tener generación.
Aquí en México se puede observar en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico que en los siguientes años habrá un gran número de plantas de generación obsoletas que tendrán que ser cerradas. Así cualquier investigación que involucre informes o
estudios en el desarrollo de tecnología FACTS para cubrir esta necesidad son primordiales
para el buen entendimiento y todavía aún para la mejor aceptación de esta tecnología.
Las Futuras investigaciones en producción nacional de equipos electrónicos de potencia son importantes para ver cual parte del mercado FACTS puede complementarse con
tecnología nacional y cuales servicios se pueden ofrecer a la CFE en unión con empresas
transnacionales extranjeras que puedan aportar experiencia y nombre al desarrollo nacional.
La aplicación de tecnologías Custom Power para mejorar la calidad del suministro a
nivel distribución y permitir la cooperación del usuario en la calidad del suministro es la
meta a mediano plazo, pudiendo crear con esto un mercado de energía reactiva sumamente
importante para que el mercado mexicano de electricidad sea capaz de madurar y posteriormente enfocarse en los Smart Grids.
Entre las metas a largo plazo se encuentran, el desarrollo de las Smart Grids mediante la implementación de sistemas digitales de medición, comunicación y control; la
integración de la generación distribuida tanto renovable como no renovable; el desarrollo
de estándares para la aplicación de sistemas Smart Grid; la integración de almacenamiento
de energía; aplicaciones de control de demanda; así como el almacenamiento térmico y la
interconexión de vehículos eléctricos.
Las Smart Grids funcionarían como motores de mejora para nuestra economía,
nuestro ambiente y nuestro futuro. La industria eléctrica ya se está comprometiendo en realizar la transformación a una red menos centralizada y con un enfoque dirigido más hacia el
cliente. La implementación de una red más inteligente trae consigo la promesa de un cambio en todo el modelo de negocio de la industria y la relación con sus accionistas incluyendo y afectando a las compañías generadoras, los reguladores, los proveedores de servicios
energéticos, los proveedores de automatización y tecnología y por último los consumidores.
Las Smart grids hacen esto posible al trabajar bajo la misma filosofía, conceptos y tecnologías que tiene el internet pero aplicado a las compañías productoras y a la red.
A pesar que algunas aplicaciones de los Smart Grids ya están en operación en países
desarrollados, solamente se puede ejemplificar su capacidad, su beneficio sin precedente y
su funcionamiento, cuando se hace a través de comunicaciones digitales de doble vía y con
capacidades de conéctese y opere ("plug-and-play"8) y así lograr su multiplicación.
Termino usado comúnmente para los equipos que funcionan con protocolo abierto listos para usarse sin
necesidad de cumplir con requisitos de instalación.
103
Una red altamente distribuida y automatizada como una Smart Grid estará caracterizada por contar con flujo de energía e información de doble vía y por tener la capacidad de
monitorear tanto las necesidades de los usuarios como las de las plantas de generación; incorporará a la red los beneficios del análisis de datos y comunicaciones distribuidos para
entregar información en tiempo real y permitir el balance casi instantáneo de energía y demanda.
La Smart Grid nos permite tener una respuesta a periodos picos, al ser efectivos
gracias a la medición en tiempo real, lo que permite reducir los altos costos que implica el
tener equipos preparados en línea para cumplir con demandas que no tenemos certeza si se
van a presentar.
Es importante aclarar que Smart Grid no solamente es medición en tiempo real aunque esta, sin embargo, es una más de los cientos de posibles aplicaciones que la constituyen. Cabe mencionar que los equipos como turbinas de viento, vehículos eléctricos que se
conectan a la red y arreglos de equipos solares no son parte de una Smart Grid, ésta última
contiene la tecnología para permitirnos hacer uso de aquellos y de otros más dispositivos a
través de control inteligente.
En términos generales la visión de una Smart Grid es:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Inteligente: Con capacidad de detectar sobrecargas y re-direccionar la potencia para
prevenir o minimizar apagones potenciales; ser capaz de trabajar autónomamente
cuando las condiciones de resolución de problemas necesiten una respuesta más
rápida que la que puede tener con la interface humana y además ser capaz de alinear
cooperativamente los objetivos de los consumidores, reguladores y productores.
Eficiente: Que nos permita cumplir con la creciente demanda sin la necesidad de
agregar infraestructura.
Inclusión: Que acepte energía prácticamente de cualquier fuente de combustible,
incluyendo, solar y viento, tan fácil y transparente como del carbón y gas natural;
integrando cualquier tecnología o innovación como el almacenamiento una vez que
se comprueba su factibilidad en el mercado y su capacidad de estar en sincronía.
Motivadora: Que Permita la comunicación en tiempo real entre los consumidores y
los productores, para que los primeros puedan modificar su consumo basado en preferencia individual, como lo relacionado con precio y medio ambiente.
Oportuna: Que pueda crear oportunidades y mercado mediante la habilidad de capitalización de cualquier tecnología innovadora mediante la conexión y operación
cuando pueda ser permitido.
Enfocada a la calidad: Capaz de mantener y mejorar la calidad de la energía necesaria. Libre de muescas o picos, interrupciones o disturbios. Que siga proveyendo de
energía a las economías digitales crecientes así como a todo el mercado electrónico
y computacional necesario para el trabajo de la Smart Grid.
Resistente: Constantemente incrementando su resistencia a ataques o desastres naturales al ser cada vez más descentralizada y tener protocolos de seguridad basados
en Smart Grids.
104
8.
Verde: Reducir el avance del cambio climático global y ofreciendo un camino real
hacia la mejora del medio ambiente.
Para que una Smart Grid beneficie a la sociedad, debe de ser capaz de reducir los
gastos operativos y de capital de las compañías productoras, o en su caso, reducir los costos
en el futuro. Se estima que la mejora obtenida por una Smart Grid puede aliviar el congestionamiento e incrementar la utilización de la capacidad total instalada, enviando de 50 a
300% más electricidad a través de los corredores existentes.
Si tomamos en cuenta la creciente necesidad de electricidad en el mundo debido
principalmente al crecimiento exponencial de componentes digitales en la economía mundial, la Smart Grid sobresale como la alternativa más asequible al permitirnos el ahorro de
energía sin la construcción, ó en su caso, con la mínima construcción de nueva infraestructura de generación, no siendo óbice señalar que para que esto suceda se requerirán inversiones no típicas para los productores, sin embargo los beneficios que traería consigo superaría con creces el costo que genere su construcción.
De acuerdo con la DOE9 las cinco tecnologías que fundamentalmente nos permitirán el tener una Smart Grid son:
a) Comunicación integrada, mediante la conexión de componentes en una arquitectura abierta para un control e información en tiempo real, lo que nos permitirá que cada parte de la red pueda hablar y ser escuchada.
b) Tecnologías de sensibilidad y medición, para soportar respuestas cada vez más
rápidas y acertadas como el monitoreo remoto y el uso de herramientas de administración de precio y demanda en el tiempo.
c) Componente avanzados, que puedan ser aplicados en la investigación de superconductores, almacenamiento, electrónica de potencia y diagnostico.
d) Métodos avanzados de control, para monitorear los componentes esenciales,
permitiendo un diagnostico rápido y preciso de la solución adecuada en cualquier evento.
e) La mejora de interfaces y el soporte en la toma de decisiones, para amplificar la
toma de decisiones en la interface humana, transformando literalmente a los
operadores y administradores de la red en visionarios cuando se trate de ver dentro de los sistemas.
9
Department of Energy de los Estados unidos de Norte América
105
A continuación se muestra una tabla con las características principales de la red actual y como se verá con las Smart Grids.
Característica:
Red Actual
Smart Grid
Permitir la participación activa Los consumidores son informade los consumidores
dos y no participan con el sistema de potencia
Acomodar toda la generación y Dominado por generación cenopciones de almacenamiento
tral, existen muchas limitaciones
para la interconexión de energía
distribuida
Permitir nuevos productos,
servicios y mercados
Mercados eléctricos de mayoreo
limitados, no bien integrados y
eón oportunidades limitadas para
los consumidores
Proveer de calidad en el sumi- Enfocado en los apagones y con
nistro eléctrico para la ecorespuesta lenta a problemas de
nomía digital
calidad de suministro
P
Optimizar el capital y operar
más eficientemente
Poca integración de los datos
operacionales con la administración de los bienes
Anticipar y responder a los
disturbios del sistema (autosaneo)
Responde para prevenir daños
futuros y está enfocada en proteger los bienes una vez que la
falla ocurrió
Operar robustamente ante
ataque y desastres naturales
Vulnerable en actos terroristas y
desastres naturales
•
106
Informativa, inclusiva y enfocada
al cliente. Respuesta a la demanda y a las fuentes de generación
distribuidas
Muchas fuentes de generación
distribuidas a través de la mentalidad conéctese y opere y enfocada principalmente a la energía
renovable
Madura, con integración de mercados de mayoreo de energía,
crecimiento de nuevos mercados
de energía para los consumidores
La calidad del suministro eléctrico es una prioridad y se obtiene
gracias a la disponibilidad de una
variedad de opciones de calidad
y precio junto con la rápida resolución de problemas
Gran expansión de la adquisición
de datos de los parámetros de la
red, enfocada en la prevención y
minimización del impacto en los
consumidores
Detectando y respondiendo autemáticamente a los problemas y
enfocada en la prevención y
minimizando el impacto en los
consumidores
Resistente a los ataques terroristas y desastres naturales con un
rápido restablecimiento de las
capacidades de la red
Trabajos citados
[1] John J. Paserba, Fellow IEEE. How FACTS Controllers Benefit AC transmission systems. 2004.
Power Engineer Society General Meeting, IEEE. págs. 1257-1262.
[2] T., Yong Hua Song and Alian. Flexible ac transmission systems (FACTS). Londres : London:
Institution of electrical engineers, 1999.
[3] Narain G. Hingorani, Laslo Gyugyi, Mohamed E. El-Hawary, Consulting editor. Understanding
FACTS: concepts and technology of flexible AC transmission systems. Nueva York : IEEE press,
2000.
[4] ABB. Eagle Pass/Piedras Negras BtB Light. [Eagle Pass A02-0174E-pdf] s.l.: ABB Power
Systems, 2002. www.abb.com/industries/es/
[5] J. Duncan Glover, Mulukutla S. Sarma. Sistemas de Potencia, Análisis y Diseño 3ra edición. s.l.:
THOMSON, 2002.
[6] Varma, R. Mohán Mathur y Rajiv K. Thyristor-Based FACTS Controllers for electrical
Transmission Systems. New York, NY : John Wiley & Sons, Inc; ieee press series on power
engineering, 2002.
[7] Estrada, Ing. Cesar Fuentes. Interconexión Eléctrica del Continente. [CFE] México, DF :
Subdirección de proyectos y contrucción de la coordinación de proyectos de transmisisón y
transformación, 2008.
[8] cfe.gob.mx. [En línea] 2008.
http://www.cfe.gob.mx/es/LaEmpresa/queescfe/informelabores/POISE/poise2008-2017/.
[9] Palomino, Ricardo Mota. [En línea] 12 de agosto de 2008.
http://www.upme.gov.co/Eventos/IEEE/tydl2aug.pdf.
[10] Rendon, Manuel. CONAE. [En línea] 27 de Septiembre de 2006.
http://www.conae.gob.mx/work/sites/CONAE/resources/LocalContent/4287/2/manuelrendo
n.pdf.
[11] ABB. ABB Industries. [En línea]
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IX
[12] SVC to Increase the transmission capacity and stability of the Méxicon 400 kV system.
Vasteras: s.n. www.abb.com/industries/es/
[13] IFAI. Proyecto SE Compensación Norte otorgado a ABB mediante contrato PIF-004/2002.
México, D.F.: s.n., 2002.
[14] ABB. North-South 500 kV AC power interconnection: transmission stability improvement by
means od TCSC and SC. s.l.: ABB. www.abb.com/industries/es/
[15] SIEMENS. SIEMENS Power. [En línea] https://www.energyportal.siemens.com/irj/portal/ptd/public/en/global-04/home?prodname=KN030112.
[16] FURNAS, Serra da Mesa North South interconecction. s.l.: SIEMENS Power, www.energyportal.siemens.com/irj/portal/ptd/public/en/global-04/home?prodname=KN030112
[17] Midway #1 and #3 TPSC. s.l.: SIEMENS, www.energyportal.siemens.com/irj/portal/ptd/public/en/global-04/home?prodname=KN030112
[18] FACTS- Flexible AC Transmission Systems (Static Var Compensators). www.siemens.com/facts
[19] IFAI. Compensación Dinámica Area Central otorgado a Consorcio SIEMENS S.A. de C.V.
mediante contrato PIF-028/2005. México, D.F.: s.n., 2005.
[20] Proyecto de Instalación de un Compensador Estático de Volts-Ampers Reactivos en 400 KV en
la S.E. La Paz. Ing. Juan Carlos Fragoso Laguna, Ing. Oscar Martínez Cruz, Ing. José Luis
González Gómez, M.C. Pedro Francisco Huerta González, M.C. Ivone Cecilia Torres Rodríguez.
México, D.F.: Reunión de Verano de Potencia, RVP-AI 2008, IEEE Sección México, 2008.
[21] Prototipo de dispositivo serie basado en PWM. Jesús Davila Villarreal, Juan M. Ramirez, IEEE
Member, Julio C. Rosas, IEEE Student Member, Juan M. González. Guadalajara : Reunión de
verano de potencia, RVP-AI 2008, IEEE Sección México, 2008.
[22] SIEMENS. Kayenta. www.energy-portal.siemens.com/irj/portal/ptd/public/en/global04/home?prodname=KN030112
X