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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 80 81 83 83 84 84 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. 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