Compensador Estático de Distribución PureWave DSTATCOM™

El Compensador Estático de Distribución PureWave DSTATCOM de S&C es una fuente de potencia reactiva de rápida compensación que se aplica en el sistema de distribución o de transmisión para reducir las variaciones de voltaje tales como los sags, las interrupciones de energía y las fluctuaciones voltaje, junto con la inestabilidad ocasionada por la demanda de potencia reactiva variable.El PureWare DSTATCOM también puede ayudar a brindar una rápida recuperación al sistema de transmisión luego de eventos de contingenica tales como la pérdida del sistema o de un equipo individual.

El PureWare DSTATCOM está muy bien adecuado para un importante objetivo del Smart Grid: la integración de fuentes de energías renovables, tales como el viento, solar concentrado y la generación de potencia de las mareas.Permite a estas fuentes de energía renovables cumplir los requerimientos de interconexión, así como el factor de potencia, la salida de voltaje y los requerimientos del corte de la red de baja tensión de diversos códigos eléctricos de las redes del mundo.

Características:

Tiempo de respuesta ultra rápido: de 3 a 6 milisegundos. Brinda un control de voltaje más rápido (o VAR, o factor de potencia) para mejorar la estabilidad de la tensión del sistema.

Sustancial capacidad de tiempo de cortocircuitos para eventos de contingencia. Cada sección del inversor puede suministrar de hasta 3.3 MVAR para 3 segundos.

El diseño modular brinda la redundancia. Cada inversor de 1.25 MVAR tiene sus propios controles e interruptores independientes, maximizando la confiabilidad y disponibilidad. Se puede realizar el mantenimiento de inversores individuales mientras que el resto del sistema está en operación. Los inversores se refrigeran por aire, no por agua, eliminando el mantenimiento, mejorando la confiabilidad.

Empaquetados en un contenedor compacto tipo ISO. Minimiza la necesidad de espacio en la subestación. Hasta cuatro contenedores se pueden colocar en paralelo para una salida total del sistema de ±40 MVAR.

Incluye una sala de control de clima controlado con aire acondicionado, si se requiere. El pasillo resistente a la intemperie mejora la confiabilidad y su utilidad.

Un sistema flexible dimensionado con el control de dispositivos externos. Hasta seis bancos de reactores o de condensadores conmutados externamente se puede controlar por PureWare DSTATCOM.

Completamente probado en la fábrica para una instalación rápida y puesta en servicio.

Aplicación de FACTS en el Sistema Eléctrico Chileno

Alumnos: Carolina Prieto - cbprieto@puc.clDiego Gallardo - dsgallar@puc.cl

Profesor: Hugh Rudnick V.

Fecha: 23 de Mayo de 2007

1. Introducción

En el presente trabajo se describirá a grandes rasgos, qué son los FACTS, para qué sirven y en qué y dónde se podrían ocupar en Chile.

La motivación para realizar este estudio, se basa principalmente en que se instalará un transformador desfasador en la línea troncal, lo cual, crea la

interrogante de saber y conocer sobre la existencia de estos dispositivos en Chile, tanto en las líneas de transmisión como en las de distribución.

Esta tecnología ha tenido un gran auge dado el actual escenario del sector, que se presenta en un constante proceso de desregulación buscando crear un mercado

realmente competitivo.

Lo anterior ha llevado a los sistemas a realizar funciones para los que no estaban originalmente diseñados, es decir, ya no sólo se requiere que los generadores muy distantes giren en sincronismo y transmitan el flujo de potencia en forma

coordinada respetando los límites físicos impuestos por la red, sino que la operación debe ser llevada a cabo de manera de mantener y mejorar la seguridad

de los sistemas de potencia durante y después del proceso de desregulación de las empresas.

Otra motivación para el acelerado uso de FACTS es el actual ambiente competitivo en las empresas eléctricas. El potencial de esta tecnología se basa en la posibilidad de controlar la ruta de flujo de potencia y la habilidad de conectar

redes que no estén adecuadamente interconectadas, dando la posibilidad de comercializar energía entre agentes distantes que antes no sería posible. No

obstante el uso masivo de los FACTS no ha fructiferazo debido a las restricciones de seguridad, disponibilidad y costo de los componentes.

En las siguientes páginas usted podrá encontrar las características principales de los FACTS, sus diferentes tipos, sus ventajas y aplicaciones en distintos

mercados eléctricos mundiales.

Por último, encontrará una proyección teórica de una futura aplicación de FACTS en el Sistema Interconectado Central de Chile.

2. ¿Qué son los FACTS? (Flexible AC Transmission System)

En los últimos años, se ha dificultado la transmisión de la energía eléctrica debido a que existen cada vez restricciones más severas para el uso de derecho de

vía.

Adicionalmente a esto, se deben construir líneas de gran longitud en ciertos casos, lo que introduce problemas de transporte de potencia a gran distancia, de

estabilidad dinámica y de voltaje y de controlabilidad del flujo.

Los sistemas de transmisión y distribución de las empresas eléctricas han comenzado un período de cambio, debido principalmente a la aplicación de la electrónica de potencia, microprocesadores y comunicaciones en general. Esto

los ha llevado a una operación más segura, controlable y eficiente.

En esta área se han llevado a cabo diversas investigaciones, las que han conducido al desarrollo de los FACTS, dispositivos que abarcan al conjunto de

equipos con capacidad de controlar el flujo de potencia o variar características de la red, empleando semiconductores de potencia para controlar el flujo de los

sistemas de corriente alterna, cuyo propósito es dar flexibilidad a la transmisión de la energía sobre la base de dos objetivos principales:

* Incrementar la capacidad de transferencia de potencia en los sistemas de transmisión.

* Mantener el flujo en las trayectorias de la red para que se establezcan de acuerdo a las distintas condiciones operativas.

Esto permite mejorar la eficiencia del sistema debido a:

* Un mayor control sobre el flujo de potencia, dirigiéndolo a través de las rutas predeterminadas.

* Operan con niveles de carga seguros (sin sobrecarga), y cercano a los límites térmicos de las líneas de transmisión.

* Mayor capacidad de transferencia de potencia entre áreas controladas con lo que el margen de reserva en generación puede reducirse considerablemente.

* Prevención de salidas de servicio en cascada, limitando el efecto de fallas en el sistema y equipos.

* Amortiguar oscilaciones de sistema de potencia, que dañan los equipos y limitan la capacidad de transmisión disponible.

Los sistemas de control de los FACTS están basados en la posibilidad de manejar los parámetros interrelacionados que restringen los sistemas (impedancias serie y

shunt, ángulo de fase, oscilaciones a frecuencias subsíncronas), permitiendo además operar las líneas de transmisión cerca de sus límites térmicos, lo que

anteriormente no era posible sin violar las restricciones de seguridad del sistema.

Cada sistema de las empresas posee redes de potencia eléctrica que integran sus centros de generación y cargas, las que a su vez se interconectan con los sistemas

vecinos.

Esto permite compartir potencia entre las redes de regiones alejadas, con el propósito de aprovechar la diversidad de las cargas debido a diferencias de clima y horario, disponibilidad de diversas reservas de generación en zonas geográficas

distintas, cambios en precios del combustible y en la regulación, etc.

Para facilitar gran parte de las transferencias de potencia, estas redes interconectadas ayudan a minimizar la necesidad de aumentar las plantas de

generación y permiten a empresas y regiones vecinas comprar y vender potencia entre ellas. Esto lleva a una operación segura y a más bajo costo.

En los últimos años la demanda eléctrica ha crecido y seguirá creciendo considerablemente, unido a un aumento en la competencia en el sector

generación. La gran dificultad que ha surgido es la adquisición de nuevos "derechos de vía". Los FACTS pueden aportar en este caso, permitiendo una

mejor utilización de las líneas ya existentes, aumentando su capacidad útil por medio de modificaciones de la impedancia y del ángulo de fase.

El flujo de potencia entre dos puntos a través de una línea de transmisión está dado por:

De esta expresión se desprende que la potencia que fluye por una línea no depende de los propietarios, de los contratos ni de los límites térmicos, sino más

bien de los parámetros físicos de la red: voltaje en los extremos de la línea, impedancia de la línea y ángulo de fase de voltaje y corriente que se presenta al

comienzo y al final de cada línea por el camino posible. Esto conlleva a la dificultad de transmitir flujos de potencia a través de caminos determinados.

La diferencia entre una ruta directa y la determinada por la red se denomina: "flujo de anillo", que se caracteriza por una circulación de potencia que

disminuye la capacidad disponible de la línea.

Las principales ventajas de estos dispositivos son:

* Los equipos FACTS pueden bloquear flujos en anillo indeseados. Esto permite aumentar la capacidad de las líneas en un 20-40% cuando de otra manera un

"cuello de botella" en éstas obligaría a reducir la capacidad de flujo a través de ellas.

* Otorgar la posibilidad de operar las líneas cercanas a sus límites térmicos manteniendo o mejorando la seguridad y confiabilidad en el sistema. Esto permite a las empresas ahorrar dinero mediante la mejor utilización de sus

activos (cables y quipos en general) acomodándose al aumento de demanda de energía y potencia por parte de los clientes.

* Responder rápidamente a los cambios en las condiciones de la red para proveer un control del flujo de potencia en tiempo real, el cual es necesario cuando se

produce un gran número de transacciones en un mercado eléctrico completamente desregulado.

3. Tipos de FACTS

Se puede realizar una división según sus funciones:

3.1. Características

En general, podemos dividir en cuatro grupos los diversos FACTS disponibles

3.1.1. Controladores Serie

La compensación serie se emplea para disminuir la reactancia de transferencia de una línea eléctrica a la frecuencia de la red. La instalación de un condensador en

serie genera energía reactiva, que de una forma auto regulada, compensa una parte de la reactancia de transferencia de la línea. Como resultado se obtiene un

mejor funcionamiento del sistema de transporte gracias a:

* aumento de la estabilidad angular del corredor de potencia

* mejora de la estabilidad de la tensión del corredor

* optimización de la división de potencias entre circuitos paralelos

Como su nombre lo indica, en este grupo encontramos a los controladores que se conectan en serie al elemento específico (una línea de transmisión por ejemplo) y que pueden ser impedancias variables tales como capacitores o reactores, o una

fuente variable construida en base a elementos electrónicos de potencia que entreguen una señal de voltaje a frecuencia primaria, subsíncrona o a las

frecuencias armónicas deseadas. Mientras la señal de voltaje esté en cuadratura con la corriente de línea el controlador consumirá o entregará sólo potencia reactiva. En cualquier otro caso se verá involucrado un manejo de potencia

activa. El diagrama equivalente es el siguiente:

La compensación en serie inserta energía reactiva en la línea de transmisión. Mediante esto se logra acortar virtualmente las líneas. Como consecuencia, el

ángulo de transmisión se reduce, y la transferencia de energía se puede aumentar sin la reducción de la estabilidad del sistema.

El funcionamiento de estos dispositivos puede observarse en los siguientes diagramas fasoriales:

En la siguiente tabla se muestran las diferentes opciones, dependiendo si se compensa con un condensador, un reactor o un sistema de electrónica de

potencia.

Dentro de los elementos a que encontramos en este grupo están:

* Compensadores Estáticos Síncronos Serie (SSSC)

* Controlador de Flujo de Potencia Interlíneas (IPFC)

* Capacitor Controlado por Transistores Serie (TCSC)

* Capacitor Encendido por Transistores Serie (TSSC)

* Reactor Controlado por Transistores Serie (TCSR)

* Reactor Encendido por Transistores Serie (TSSR).

Compensación Serie Controlada por Tiristores -TCSC

Los Condensadores en Serie Controlados por Tiristores (TCSC), constituyen una probada tecnología que puede aplicarse a problemas dinámicos específicos en

sistemas de transporte de energía eléctrica.

En primer lugar, es una excelente herramienta para utilizarla si se requiere una mayor amortiguación al interconectar grandes sistemas eléctricos.

En segundo lugar, puede solucionar el problema de Resonancia Sub Síncrona (SSR), un fenómeno que se produce por las interacciones entre las grandes

unidades generadoras térmicas y los sistemas de transporte con compensación serie.

En el siguiente mapa se muestra un mapa mundial de los lugares en que hay instalado Facts de este tipo:

3.1.2. Controladores Paralelo (Shunt)

Tal como los controladores serie, los elementos que se pueden conectar son los mismos, y la diferencia es que inyectan señales de corriente al sistema en el

punto de conexión. El manejo de potencia activa mediante estos elementos está condicionado por los ángulos de desfase, del mismo modo que los controladores

serie. El diagrama equivalente es el siguiente:

El funcionamiento de estos dispositivos puede observarse en los siguientes diagramas fasoriales:

En la siguiente tabla se muestran las diferentes opciones, dependiendo si se compensa con un condensador, un reactor o un sistema de electrónica de

potencia.

En este grupo están:

* Compensadores Estáticos Síncronos (STATCOM)

* Generador Estático Síncrono (SSG)

* Sistema de Almacenaje de Energía en Baterías (BESS)

* Almacenaje de Energía en Superconductores Magnéticos (SMES)

* Compensador Estático de Reactivos (SVC)

* Reactor Controlado por Tiristores (TCR)

* Reactor Encendido por Tiristores (TSR)

* Capacitor Encendido por Tiristores (TSC)

* Generador (o Consumidor) Estático de Reactivos (SVG)

* Sistema Estático de VARs (SVS)

* Resistor de Freno Controlado por Tiristores (TCBR).

Compensación Estática (Compensador Estático de Reactivos - SVC)

Las cargas eléctricas generan y absorben energía reactiva. Dado que la carga varía considerablemente de una hora a otra, la potencia reactiva resultante en la

red también varía. Como consecuencia se pueden producir variaciones inaceptables de los niveles de tensión o incluso bajadas de tensión que pueden

llegar a convertirse en caídas totales.

El sistema de Compensación Estática (SVC) reacciona rápidamente, proporcionando la energía reactiva requerida para controlar las variaciones

dinámicas de tensión, en diferentes condiciones del sistema y así, mejorando el rendimiento del sistema eléctrico de generación y transporte.

La instalación de equipos SVC en uno o más puntos seleccionados de la red, puede aumentar la capacidad de transporte y reducir las pérdidas, a la vez que mantiene unos niveles estables de tensión en las distintas situaciones de la red.

Adicionalmente, el SVC puede reducir las oscilaciones de potencia activa por medio de la modulación de la amplitud de la tensión.

Topología y componentes principales del SVC

1. Bancos de condensadores controlados por tiristores (TSC, Thyristor Switched Capacitor), conectados a la barra de Media Tensión

2. Bancos de reactores controlados por tiristores (TCR, Thyristor Controlled Reactor), conectados a la barra de Media Tensión

3. Transformador de Poder para reducir el voltaje (barra de Media Tensión) y por ende los costos asociados a los condensadores y reactores conectados a dicha barra (MV Bus). En algunos casos el SVC se instala en el lado terciario del

transformador

4. Transformador de Potencial o transductor de voltaje para adecuar la señal de voltaje de la barra controlada (HV Bus) al nivel requerido por el sistema de

control del SVC

5. Señal de referencia de voltaje (Vref) cuya magnitud (en p.u.) sirve para definir el esquema de operación del SVC. Esta señal es establecida remotamente desde

el Centro de Despacho o por el Operador del sistema

6. Señales auxiliares para mejorar las respuesta del sistema de control del SVC

7. Banco de Condensadores adicionales controlados Mecánicamente (MSC, Mechanical Switched Capacitors) por una señal emitida desde el sistema de

control del SVC. También se pueden utilizar Reactores Controlados Mecánicamente (MSR, Mechanical Switched Reactors)

8. Sistema de Control, cerebro del SVC que comanda el disparo de los tiristores que controlan los TSC y TCR y eventualmente la conexión de los condensadores adicionales que se requieran a partir de: i) las señales de tensión real de la barra

sujeta a control, ii) la tensión de referencia establecida para dicha barra y iii) señales auxiliares para mejorar la respuesta dinámica del SVC

9. Filtros para eliminar las componentes armónicas de corriente inyectadas por el SVC a través de la operación de los TSC y TCR

10. Reactancias de de-sintonía (no mostradas en la figura) para eliminar posibles resonancias armónicas en la conexión de los bancos de condensadores

STATCOM (SVC Light)

El STATCOM (STATic COMpensator) tiene una característica similar al condensador síncrono, pero al ser un equipo electrónico no tiene inercia y supera al condensador síncrono en varios aspectos, tales como mejor comportamiento

dinámico y menores costes de inversión, operativos y de mantenimiento. El STATCOM está indicado cuando lo requiere el rendimiento técnico de una

aplicación determinada. Sin embargo, la utilización de tiristores con posibilidad de apagado (GTO o IGCT), que es frecuente en la industria, no permite obtener

todo el potencial del concepto STATCOM.

El equipo desarrollado por ABB con el concepto STATCOM tiene la marca SVC Light. Está basado en la tecnología de convertidor de fuente de tensión, equipado con IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor). SVC Light no es simplemente una

marca, sino también un medio de clarificar la diferencia entre otros suministradores de equipos STATCOM y ABB.

Con la aparición de SVC Light, se pueden conseguir aún mejores prestaciones en áreas tales como:

* control de tensión dinámica y en régimen permanente

* mejoras en la estabilidad ante transitorios

* amortiguación de las oscilaciones de potencia

* capacidad para controlar las potencias activa y reactiva

ABB es el único suministrador con capacidad y experiencia real en la tecnología más avanzada de semiconductores IGBT para aplicaciones en Alta Tensión. Es

en definitiva, la única manera de conseguir realmente las ventajas de STATCOM.

3.1.3. Controladores Combinados Serie-Serie

Podemos encontrar dos tipos de controladores. En primer lugar el control se hace por separado pero de modo coordinado en un sistema multilíneas. O, como se

muestra en la figura, el centro de control es unificado y permite entregar la compensación reactive serie requerida por cada línea, pero también permite el

flujo de potencia activa entre las líneas involucradas mediante el DC Power Link. Esta capacidad de controlar el tránsito de potencia activa se conoce como

Controlador de Flujo de Potencia Interlíneas hace posible balancear el flujo de las potencias reactivas y activas en las líneas de transmisión y mediante esto,

maximizar la utilización y capacidad de transporte de las mismas.

3.1.4. Controladores Combinados Serie-Paralelo

Del mismo modo que la combinación serie-serie, también se pueden operar de dos maneras.

La primera mediante una combinación de controladores serie y paralelo controlados coordinadamente como se muestra a continuación:

O mediante un Controlador de Flujo de Potencia Unificado, que tal como en el caso anterior, posee la capacidad de agregar transferencia de potencia activa entre

líneas si es necesario, mediante el DC Power Link. Para mayor claridad observemos la siguiente figura:

Dentro de los controladores serie paralelo encontramos:

* Controladores de Flujo de Potencia Unificados (UPFC)

* Transformador Cambiador de Fase Controlado por Tiristores (TCPST)

* Regulador de Ángulo de Fase Controlado por Tiristores (TCPAR)

* Controlador de Potencia de Interfase (IPC).

Existen otros controladores que no caen en los grupos descritos y que son los siguientes:

* Limitador de Voltaje Controlado por Tiristores (TCVL), que es un varistor controlado por Tiristores usado para limitar la tensión entre sus terminales

durantes condiciones transientes

* Regulador de Voltaje Controlado por Tiristores (TCVR), que corresponde a un transformador controlado por tiristores que puede proveer voltaje variable con

control continuo.

Nota: Las iniciales de los elementos están todas en inglés

3.2. Costos

Es difícil conseguir los valores exactos de estos sistemas, especialmente porque los distribuidores analizan casos específicos para realizar las cotizaciones. Nos

contactamos con el encargado de ABB en Chile, el Sr. Francisco Chiuminatto, quien nos facilitó la siguiente información:

El costo de implementación de un sistema con controladores podría variar entre 2 y 30 millones de dólares. Dependiendo del FACTS que estemos considerando,

las siguientes serán las características a analizar en el costo.

SVC

* Potencia

* Cantidad de TCR (thyristor control reactors) usualmente 1 ó 2

* Cantidad de TSC (thyristor switched capacitors) usualmente varía entre 0, 1 ó 2

* Filtros de armónicos y cantidad, dependerán de las exigencias del punto donde será instalado (solo 5ta, 5ta y 7ma, 5-11)

* Derrateos por altura, en el caso de ser instalado en minería

SC

* Potencia (capacitancia necesaria)

* Tensión del sistema

* Corriente nominal y futura (en caso de programarse futuras ampliaciones)

* Si se desea controlado por tiristores.

Los STATCOM o un SVC Light, están más relacionados con industrias que con sistemas de transmisión.

A modo de ejemplo podemos revisar el caso de un SVC instalado en Puerto Montt, de 70/40MVar (capacitivos/inductivos). El costo del proyecto fue de

alrededor 8 millones de dólares (1 TCR + 1 filtro de armónicas + 0 TSC). Al no tener TSC tiene más pérdidas, sin embargo, el costo de inversión es menor.

Agregarle un TSC costaría unos 2 millones de dólares adicionales, para la misma potencia.

3.3. Ventajas

Las ventajas posibles que ofrecen las familias de controladores descritos anteriormente son muchas y de los más variados tipos, y cada uno de los elementos estudiados presenta una o más de las siguientes características:

* Control del flujo de potencia según se requiera, lo que permite optimizar las capacidades de las líneas y moverse bajo condiciones de emergencia más

adecuadamente

* Aumentan la capacidad de carga de las líneas hasta su límite térmico, tanto en horizontes de corto plazo como estacionario

* Aumentan la seguridad del sistema en general a través del aumento del límite de estabilidad transiente, limitando corrientes de cortocircuitos y sobrecargas,

entregando la posibilidad de controlar blackouts en cascada y absorbiendo oscilaciones electromecánicas de sistemas de potencia y máquinas eléctricas

* Proveen conexiones seguras a instalaciones y regiones vecinas al mismo tiempo que reducen las exigencias generales de reservas de generación

* Entregan mayor flexibilidad en la locación de nuevas unidades generadoras

* Permiten un upgrade en los niveles de utilización de las líneas

* Reducen los flujos de potencia reactiva en las líneas de transmisión, y por lo tanto, una mayor capacidad de transporte de potencia activa

* Reducen los flujos de potencia en anillo o loop flows

* Incrementan la utilización de la generación de menor costo

De cualquier modo, éstos controladores permiten la amplia variedad de capacidades descritas anteriormente debido a que el voltaje, corriente,

impedancia, potencia activa y reactiva son variables interrelacionadas, por lo que cada controlador tiene múltiples opciones con las que operar para controlar flujos

de potencia, estabilidad, etc. tanto en lazo abierto como cerrado, por lo que las posibilidades son muchas.

3.4. Limitaciones

La gran versatilidad y la amplia gama de prestaciones que un elemento de transmisión flexible introduce a un sistema interconectado o sector cualquiera no son competitivas en precio con las soluciones más tradicionales. Claramente las mayores limitaciones estarán dadas por sus costos, que son comparativamente mayores a lo que podría salir instalar una nueva línea en el caso de requerirse más capacidad de transmisión, por ejemplo. En este caso, los FACTS trabajan

con potencia reactiva lo que les de un rango de manejo menor al que si por ejemplo se duplicara una línea de transmisión, ya que aparte de mejorar la

capacidad de potencia al doble, reduce la impedancia a la mitad del par transmisor, lo que otorga una mayor flexibilidad, a un precio menor.

Es por esto que en Chile al menos no se han instalado elementos más significativos que transformadores desfasadores o bancos de condensadores en lo

concerniente a FACTS y que representan los componentes más básicos del conjunto de controladores señalado.

A medida que la tecnología de la electrónica de potencia vaya haciéndose más accesible en cuanto a precios podremos obtener más aplicaciones factibles en un

sistema como el nuestro, pero por lo pronto hay que esperar.

4. Uso de FACTS en el mundo

4.1. Vizcarra, Perú

Problema:

* Maquinaria minera muy pesada en una red muy débil.

* Soporte de voltaje en estado estacionario y durante contingencias

* Alimentación de máquinas eléctricas de gran tamaño con conversores de frecuencia para variar la velocidad.

Solución:

* Un equipo que pueda controlar las variaciones de voltaje.

* Reducción de los costos por interrupciones no deseadas de la producción.

SVC:

* 45 Mvar inductivos a 90 Mvar capacitivos: rango dinámico de control a 220 kV

* La potencia reactiva varía de una forma continua, con un control simétrico de las tres fases para conseguir un control rápido y muy exacto.

4.2. Dafang: condensadores en serie para asegurar el suministro en la región de Beijing.

La demanda de energía de la zona cubierta por North China Power Network, región de la capital Beijing en la que viven 140 millones de personas, está

creciendo de forma constante pero no es fácil instalar una nueva central. Una alternativa interesante consiste en instalar condensadores de compensación en

serie en el corredor de transmisión existente: ABB, a la que se encargaron estos trabajaos, ha instalado recientemente dos condensadores en serie (ambos con

valores nominales 372 MVAr y 500 kV) en el centro de cada línea de un corredor de 300 km con circuitos gemelos, que une Datong y Fangshan. Los equipos

entraron en funcionamiento en junio de 2001, apenas nueve meses después de la firma del contrato.

Un condensador en serie actúa reduciendo la reactancia de transferencia de la línea hasta la frecuencia de la red (50 Hz) y alimentando al mismo tiempo

potencia reactiva al circuito. Esto trae consigo varias ventajas:

* Mayor estabilidad angular. Para hacer posible la transmisión siempre debe haber cierta diferencia entre los ángulos de fase de tensión en cualquiera de los

extremos de la línea. Esta aumenta con la potencia y el condensador en serie mantiene la diferencia angular entre límites seguros, es decir, asegura que la

diferencia angular no aumenta tanto como para poner en peligro la estabilidad angular.

* Más estabilidad de la tensión en el corredor.

* Reparto optimizado de la potencia entre los circuitos paralelos. Sin los condensadores en serie, la línea con menor capacidad de transmisión se saturaría

en primer lugar y no se podría introducir más potencia en el sistema, a pesar de la reserva de capacidad de la otra línea. Los condensadores en serie redistribuyen la

potencia entre las líneas y mejoran la utilización del sistema.

Los condensadores en serie están plenamente integrados en el sistema de potencia, beneficiándose de la capacidad de control, de protección y de

supervisón de este.

Están totalmente aislados a tierra.

Los dispositivos principales de protección utilizados son varistores de ZnO e interruptores automáticos. Los primeros, destinados a limitar la tensión en el

condensador, están complementados por un descargador de disparo forzado para dominar el exceso de corriente durante una secuencia de fallo. Los interruptores

automáticos conectan y desconectan los condensadores en serie cuando es necesario. También son necesarios para extinguir el descargador, que no es de

auto extinción.

Los condensadores han sido dimensionados no sólo para el funcionamiento bajo condiciones estables de la red, sino también para la eventualidad de

perturbaciones graves en el sistema, como es la pérdida de una de las líneas paralelas de 500 kV. En este caso, el condensador de la línea que sigue en

servicio ha de ser capaz de dominar durante cierto tiempo la plena carga de ambas líneas. De hecho, esta ha sido una de las razones para instalar en primer lugar los condensadores en serie: para garantizar la seguridad de la transmisión

de electricidad a la región de Beijing incluso en caso de caída de una línea.

4.3. Enlace recíproco en el Paso del Águila

La tecnología SVC Light ha resuelto con éxito los problemas de calidad de la energía en varios proyectos realizados por ABB. Basada en una plataforma

común de convertidores VSC, la tecnología SVC Light también aporta soluciones a las aplicaciones de acondicionamiento de la energía eléctrica en los

sistemas de transmisión. El enlace del Paso del Águila es un buen ejemplo de proyecto en el que la plataforma VSC ha sido configurada como HVDC

recíproco (BtB, back-to-back), aunque el control de la tensión corre por cuenta, primeramente, de los sistemas dobles SVC Light.

A este respecto, lo más importante es el hecho de que la instalación de capacidad de transmisión de potencia activa, utilizando HVDC Light a lo largo de una cierta

distancia o en configuración recíproca, soporta simultáneamente la transmisión de potencia activa bidireccional y la potencia reactiva dinámica. Por lo tanto, se

dispone sin problemas de un robusto soporte para la tensión conjuntamente con la transmisión de potencia en estado estacionario.

La subestación del Paso del Águila (operada por AEP, American Electric Power), situada en una zona remota de Texas cercana a la frontera con México, está

conectada al sistema de transmisión de Texas por dos líneas de transmisión de 138 kV. La central de generación más cercada de cierta importancia (150 MW)

está situada a 145 km, de modo que proporciona un escaso soporte de tensión a la zona del Paso del Águila.

El Paso del Águila también dispone de una línea de transmisión de 138 kV que une la subestación de Piedras Negras (operada por CFE, Comisión Federal Eléctrica) en el lado mexicano. Ésta es utilizada principalmente en casos de

emergencia para transferir cargas entre sistemas eléctricos, aunque dicha transferencia implica la interrupción de la corriente eléctrica, ya que los sistemas de CFE y de AEP son asíncronos (a pesar de tener ambos una frecuencia de 60 Hz). Se ha buscado una solución mejor para superar esta desventaja y además

resolver los problemas resultantes del aumento de la demanda.

Los estudios de flujo de cargas demostraron que la instalación de un convertidor de fuente de tensión (VSC) de 36 MVAr directamente en la subestación de Paso

del Águila proporcionaría unos años de respiro. La instalación de un VSC es ideal en el caso de sistemas débiles, ya que el soporte reactivo alternativo,

proporcionado por condensadores en paralelo, disminuye rápidamente cuando se reduce la tensión. Ampliando este escenario, dos VSC conectados de forma

recíproca (BtB) no solamente suministrarían la potencia reactiva necesaria sino que también permitirían transferir potencia activa entre los dos sistemas

eléctricos. Un esquema recíproco permitiría mantener permanentemente activada la línea de 138 kV que une el Paso del Águila y Piedras Negras y además

transferir instantáneamente potencia activa desde cualquiera de los sistemas.

La capacidad de controlar dinámicamente, y al mismo tiempo, tanto la potencia activa como la potencia reactiva no tiene precedentes antes de la existencia de las

interconexiones recíprocas basadas en convertidores VSC, ya que esta característica es inherente a los mismos.

Dado que la conmutación es activada por circuitos internos, un VSC no depende para su funcionamiento del sistema de corriente alterna conectado. Se consigue

flexibilidad total de control utilizando una modulación de achura de impulso (PWM) para controlar los puentes basados en IGTB. Además, la modulación

PWM permite controlar sin restricciones tanto las tensiones de secuencia positiva como las tensiones negativas. Esto garantiza un funcionamiento fiable del enlace

recíproco (BtB) incluso si los sistemas de corriente alterna conectados están desequilibrados. Además, el enlace puede activar, alimentar y proporcionar

soporte a una carga aislada. En el caso del Paso del Águila esto hará posible el suministro ininterrumpido de energía eléctrica para las cargas locales, aunque se hayan disparado las conexiones a una de las redes colindantes. Ambos lados del

enlace pueden ser activados también desde el otro lado de la frontera sin necesidad de realizar conmutaciones que pueden provocar la interrupción del

suministro a los consumidores.

En la figura se muestra un diagrama unifilar simplificado del enlace recíproco del Paso de Águila.

El esquema recíproco (BtB) consta de dos VSC de 36 MVA acoplados a un bus común de condensadores de corriente continua. Los VSC son del tipo NPC

(punto neutro fijo), también conocidos con el nombre de convertidores de tras niveles. Cada uno de los VASC está conectado a un conjunto trifásico de

reactancias de fase, cada una de las cuales está conectada a un transformador elevador de tensión convencional situado en el lado correspondiente del enlace

recíproco.

Los dos VSC del enlace recíproco (BtB) pueden ser configurados para una gran variedad de funciones, En el Paso del Águila, las principales configuraciones

operativas del enlace recíproco son las siguientes:

* Control de tensión.

En este modo, tanto el sistema de AEP como el de CFE tienen capacidad para controlar independientemente la tensión. El enlace recíproco proporciona en

ambos lados la potencia reactiva requerida para mantener una tensión prefijada. Se puede transferir potencia activa desde cualquiera de los lados manteniendo

constante al mismo tiempo la tensión del sistema en ambos lados. Si es necesario, toda transferencia prevista de potencia activa es reducida automática e

instantáneamente por el sistema de control para suministrar la potencia reactiva necesaria para mantener la tensión en un valor constante.

* Control de potencia activa.

En este modo es posible transferir potencia activa entre el sistema de AEP y el sistema de CFE. La transferencia de potencia es posible cuando la tensión está

dentro de una banda inactiva. Si la tensión está fuera de ella, el enlace recíproco cambia automáticamente al modo de control de tensión. A continuación, el

enlace recíproco reduce, automática e instantáneamente, el flujo de potencia

activa para suministrar la potencia reactiva necesaria. La banda inactiva ha sido diseñada de forma que la conmutación de los condensadores locales o los

cambios de a generación remota, que producen ligeras oscilaciones de la tensión, no provoque que el enlace recíproco cambie al modo de control de tensión.

* Funcionamiento independiente de los dos VSC.

Si fuera necesario realizar operaciones de mantenimiento en uno de los lados del enlace recíproco (BtB), el otro lado seguirá siendo capaz de controlar la tensión a ambos lados del enlace. Esto se lleva a cabo abriendo el bus de corriente continua

con el fin de dividirlo en dos mitades.

Cuando el enlace de corriente continua está abierto, no puede transferirse potencia activa entre los dos lados del enlace recíproco. Cada VSC será entonces

capaz de suministrar al otro lado hasta +/- 36 MVAr de potencia reactiva.

* Funcionamiento del enlace recíproco en caso de imprevistos.

Si se pierde una de las líneas de 138 kV en la subestación del Paso del Águila, la línea de 138 kV restante puede soportar sólo 50 MW de carga en la subestación. En este caso, la tensión cae por debajo de 0.98 p.u. y el enlace recíproco cambia

al modo de control de tensión. La potencia activa se reduce automática e instantáneamente con el fin de asegurar el mantenimiento del nivel de carga de 50 MW en la subestación (carga de AEP más exportación a CFE). EL enlace

recíproco suministra la potencia reactiva necesaria para mantener una tensión de 1 p.u. Estudios del flujo de cargas han demostrado que un imprevisto en la línea

de transmisión del lado de AEP afectará poco a la transferencia de energía eléctrica de CFE a AEP. Las gráficas que se pueden observar a continuación

muestran claramente el carácter dinámico del funcionamiento de las instalaciones BtB Light en el Paso del Águila. Las curvas 1-7 muestran la respuesta del enlace recíproco a los rayos en una zona remota, en la que se había producido una caída

de tensión en la red de AEP. Durante el fallo, la corriente (capacitiva) en el enlace recíproco se elevó hasta casi 1 p.u. con el fin de mantener la tensión en el

bus del Paso del Águila.

4.4. Enlace ferroviario en el Túnel del Canal de la Mancha

En 2007 se terminará la línea férrea electrificada del tren de alta velocidad que une Londres y Francia a través del Túnel del Canal. Entonces se podrá viajar de

Londres a París en sólo dos horas, a una velocidad máxima de 300 km/h. El sistema de alimentación eléctrica ha sido proyectado para cargas elevadas

(potencias nominales del orden del orden de 10 MW) y fluctuantes (aceleración y desaceleración rápidas). El sistema seleccionado para alimentación de la tracción

es un moderno sistema eléctrico de 2 x 25 kV y 50 Hz, con sistema de autotransformador integrado para garantizar que la caída de tensión a lo largo de las líneas de tracción sea baja. La reducción de la tensión desde la tensión de red

se hace con transformadores conectados entre dos fases.

Una importante característica de este sistema de energía es el compensador estático de var (SVC), cuya principal función es compensar la asimetría de carga y mantener la tensión del ferrocarril en la eventualidad de disparo de una estación

de alimentación, caso en el que dos secciones estarán alimentadas desde una estación.

La segunda tarea de los SVC es mantener el factor unitario de potencia durante el funcionamiento normal. Esto asegura que la tarifa de la potencia activa sea baja.

Tercero, los SVC mitigan la contaminación de armónicos filtrando los armónicos generados por la carga de tracción. Esto es importante, ya que el nivel de

armónicos generados por el sistema de tracción en los puntos de conexión de la super-red tiene límites estrictos.

Los SVC para mantenimiento de la tensión se conectan al lado de tracción de los transformadores de potencia. Los transformadores de la super-red de

alimentación de la energía de tracción tienen dos arrollamientos de Media Tensión en serie, ambos conectados a tierra en su punto medio. Esto da lugar a dos tensiones, desfasadas 180°, entre los terminales del arrollamiento y tierra.

Los SVC se conectan a través de dichos arrollamientos. Como consecuencia de ello existen dos SVC monofásicos idénticos que conectan con tierra la

alimentación y la catenaria.

La carga de tracción, de hasta 120 MW, se conecta entre dos fases. Sin compensación, esto daría lugar a aproximadamente un 2% de tensión de

secuencia de fase negativa. Para contrarrestar el desequilibrio de la carga, en la subestación de Sellindge se ha instalado un equilibrador de carga (un SVC

controlado asimétricamente). La subestación está conectada trifásicamente a la red.

El equilibrador de carga transfiere potencia activa entre las fases con el fin de crear una carga equilibrada (según se observa desde la super-red). A continuación

se describirá brevemente el funcionamiento del equilibrado de la carga.

Cuando la carga se conecta solo entre dos fases (B y C), la corriente de tracción puede expresarse mediante dos vectores de fase que representan la secuencia positiva y la secuencia negativa. La suma de los dos vectores es la corriente

resultante (la corriente en la fase A es cero y las corrientes en las fases B y C son de la misma magnitud, pero de fase opuesta). Obsérvese que las amplitudes de

los vectores no son verdaderamente representativas.

Para compensar la secuencia negativa y por lo tanto equilibrar la corriente que va a ser generada por los sistemas de fuerza, el equilibrador de carga genera una corriente de secuencia de fase negativa (pura), (Ilb), tal como se muestra en la

siguiente figura.

Esta corriente equilibra exactamente la corriente de secuencia de fase negativa procedente de la carga.

El equilibrador de carga de la subestación de Sellindge ha sido optimizado para hacerse cargo de una carga conectada entre fases C y A. La teoría dice que, para equilibrar una carga puramente activa, debe conectarse un condensador entre las fases A y B y una reactancia entre las fases B y C. La carga de tracción también

tiene una parte reactiva, que debe ser equilibrada de la misma forma. En esta subestación no sólo se compensa la asimetría sino también el factor de potencia.

Esto se consigue insertando un condensador entre las fases C y A.

Es fundamental contar con una alta disponibilidad, de modo que todos los componentes críticos son redundantes: al circuito principal se le ha añadido una

cuarta fase redundante completa. Todas las fases deben ser lo más independientes posible de las otras.

Estos requisitos han dado lugar a una disposición exclusiva de la instalación y a un diseño especial del control y de la protección. Existen cuatro "entrefases" (conjunto de componentes conectados entre fases) totalmente independientes.

Cada una de las entrefases incorpora un conjunto independiente de filtros, resistencias, válvulas de tiristores, circuitos lógicos activados por tiristores,

transformadores de medición, dispositivos de protección por relés y un sistema de refrigeración. En cada una de las conexiones a las barras de la subestación se han integrado un interruptor y un seccionador. Los filtros pueden ser conectados

y desconectados a la cuarta entrefase para convertir esta en una derivación inductiva o capacitiva.

En el sistema trifásico actúan dos sistemas de control independientes, mientras que los sistemas activados por tiristores y los circuitos lógicos actúan

directamente sobre cada una de las entrefases. Los sistemas de control están totalmente separados, igual que los circuitos lógicos activados por tiristores y la totalidad del sistema de protección. En caso de fallo en una de las entrefases, el

sistema de control hace que se dispare el sistema de protección, y empiece a funcionar la unidad de reserva.

Las válvulas de tiristores utilizan un nuevo tipo de tiristor, un dispositivo bidireccional con dos tiristores antiparalelos en una oblea común de silicio. Esto reduce a la mitad el número de unidades necesarias en las válvulas. El tiristor es

un dispositivo de 5 pulgadas con una capacidad de corriente de aproximadamente 2000 A (eficaces).

5. Principales Proveedores

* ABB

o Compensación Serie SC

o Compensación Serie controlada con Tiristores TCSC

o Compensación Estática SVC

o STATCOM - SVC Light

* Siemens

o Compensación en Serie

o Compensación en Paralelo

o Limitadores de Corriente SCCL

o Compensadotes estáticos

SVC y SVC Light en la Industria

Tanto las industrias como los usuarios comerciales y domésticos, demandan un suministro eléctrico de calidad. Ya no se acepta que las lámparas parpadeen, ni

las bajadas de tensión o las interrupciones en los procesos industriales, a causa de la calidad insuficiente del suministro.

ABB en la industria del acero

La compensación de energía reactiva es una solución rentable para la industria del acero a causa de las demandas de una producción creciente, las limitaciones

de interferencias en la red y el coste creciente de la energía. Los procesos modernos de fusión del acero requieren, para ser eficientes en coste, un suministro de tensión estable y regular en el Horno de Arco Eléctrico.

Con la compensación dinámica de energía reactiva, se minimizan las variaciones aleatorias de tensión, características de un horno de arco. Las variaciones de

tensión se minimizan gracias a la compensación continua de la energía reactiva consumida por el horno de arco.

El resultado es una mejora global del funcionamiento del horno, lo que conlleva una mejora en el proceso y en el coste de producción.

Las contribuciones de ABB a la industria del acero con la Compensación estática se remontan a los primeros años de la década de los setenta.

Una tendencia común entre los fabricantes de acero es el aumento de potencia del Horno de Arco Eléctrico. A menudo el suministro eléctrico es de baja calidad e

insuficiente. Para posibilitar la inversión, ABB ofrece compensar la energía reactiva, especialmente en los casos de redes con grandes caídas de tensión. El

concepto se denomina SVC Light (R), que hoy en día es una tecnología sobradamente probada.

El equipo SVC Light puede conectarse directamente al horno, sin necesidad de un transformador intermedio.

6. Proyección de aplicación en Chile

Los dos puntos anteriores serán evaluados más adelante contando con los valores de costos comparativos entre por ejemplo la factibilidad de instalar un FACTS

frente a una ampliación de una línea, por ejemplo. Analizamos los datos del informe de flujos de potencia entregados por don Osvin Martínez de la empresa

Transelec S.A. en el sistema de transmisión del Sistema Interconectado Central y hemos podido encontrar las siguientes particularidades:

Dado que los compensadores estáticos de reactivos son los más utilizados en el mundo, haremos un análisis basándonos en éstos componentes. Así lograremos:

* Mejorar el nivel de voltaje en un nodo o barra: El control de voltaje es la principal función del SVC dado que éste controla el nivel de potencia reactiva

que se absorbe o genera en el nodo. Por ejemplo, en los sistemas de baja potencia de corto circuito o que contienen líneas de transmisión largas (exactamente el

caso del SIC), el voltaje es afectado de manera significativa por la variación de carga y por la desconexión de elementos de la red (para cargas importantes el

nivel puede caer hasta niveles de colapso). Entonces, las barras que posean alta variabilidad en la carga conectada a ellas podrían ser buenos elementos para

estudiar la aplicación de un SVC.

* Aumentar la capacidad de transporte de potencia activa de la red: Cuando un SVC de alta potencia reactiva se instala en el punto medio de una línea larga, la

capacidad de transporte aumenta a

y para un SVC con potencia reactiva limitada (Qc) la potencia total transmisible aumenta a

con Pm la potencia nominal (ver figuras, circuito simplificado y gráfico comparativo)

* Aumentar el margen de estabilidad transitoria: Subproducto del efecto anterior, ya que cuando el sistema es perturbado, este aumento en la capacidad permite mayor robustez en la existencia de fallas (aumento de áreas compensatorias)

* Aumentar el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas: las grandes perturbaciones de un sistema de potencia provocan fuertes oscilaciones

electromecánicas que, generalmente, son amortiguados por los circuitos de amortiguamiento de los generadores y los PSS (Power System Stabilyzer)

asociados al control de sus sistemas de excitación de voltaje. Sin embargo, las oscilaciones que no son bien amortiguadas provocan efectos similares en el

voltaje que pueden ser compensadas por una compensación rápida de potencia reactiva, tal como el control de los SVC

* Reducción de sobretensiones transitorias: Éstas son producidas por la conexión y desconexión de elementos de la red, tales como largas líneas de transmisión.

Un SVC provoca una absorción de potencia reactiva que contribuye a disminuir dichas sobretensiones

* Ventaja comparativa: velocidad de respuesta: dado que el SVC no tiene elementos giratorios (inercias), su tiempo de respuesta es más rápido que el de las máquinas eléctricas (condensadores síncronos). Una acción rápida del control de voltaje evita el aumento de generación de potencia reactiva en los generadores, evitando al mismo tiempo que las corrientes de los generadores aumenten hasta

que los sistemas de sobre excitación saquen las máquinas de funcionamiento. Por el lado de la carga, una respuesta rápida evita que cargas dinámicas (motores de inducción) aumente la carga total del sistema o que éstas dejen de funcionar al

caer la tensión a los niveles mínimos de funcionamiento de las mismas

* Regulación de susceptancia: otra función típica de la aplicación de SVC es la regulación de la susceptancia para el control de la potencia reactiva inyectada

(extraída) de una barra, sujeta a las restricciones de voltaje de ésta. Esta capacidad es un proceso de integración lento, del orden de minutos.

7. Conclusiones

El término FACTS (Flexible AC Transmission Systems), aplicado a los sistemas eléctricos, engloba distintas tecnologías que mejoran la seguridad, capacidad y

seguridad de las redes existentes de transporte, a la vez que mantienen o mejoran los márgenes operativos necesarios para la estabilidad de la red. Como

consecuencia, puede llegar más energía a los consumidores con un impacto mínimo en el medio ambiente, con plazos de ejecución de los proyectos

sustancialmente inferiores y con inversiones más reducidas.

Todo ello en comparación con la alternativa de construir nuevas líneas de transporte o nuevas plantas generadoras.

Las dos razones principales para incorporar equipos FACTS a los sistemas eléctricos son:

* elevar los límites de estabilidad dinámica

* mejorar el control de flujo de energía

La mejora del funcionamiento de las redes eléctricas es cada día más importante por razones económicas y medioambientales. Los dispositivos FACTS son la

solución mejor establecida en el mercado para mejorar la utilización de las líneas de transmisión.

El caso de China es un ejemplo clásico de cómo la actualización de la capacidad de transmisión de la línea existente podría suministrar a la región de Beijing la electricidad que tanto necesita. Esta solución podría ser llevada a la práctica en

muy poco tiempo, en sólo 9 meses, para hacer disponible la electricidad generada a gran distancia allí donde se necesite.

Con el caso del Paso del Águila hemos ilustrado las posibilidades de las nuevas tecnologías que combinan las características avanzadas de FACTS con la

capacidad de interconexión de redes eléctricas. Esta multiplicidad de uso es posible gracias a los últimos desarrollos de la tecnología de semiconductores y de

control. Esta instalación ha aumentado enormemente la utilización de los recursos disponibles para la transmisión.

El enlace ferroviario del Túnel del Canal muestra la flexibilidad de los dispositivos FACTS, que también pueden ser utilizados para resolver los

problemas creados por cargas de nuevo tipo. El desequilibrio provocado por las

nuevas cargas ferroviarias puede ser mitigado con soluciones robustas que evitan la degradación del suministro eléctrico para los usuarios.

En un futuro próximo veremos que los dispositivos FACTS encuentran usos más amplios cuando previamente se ha mejorado el funcionamiento de la red. El grado en que es posible controlar la red reducirá las inversiones en las líneas

físicas de transmisión. Actualmente la empresa ABB está estudiando la posibilidad de combinar los dispositivos FACTS con la información en tiempo real y las tecnologías de la información, llevando así a estos dispositivos más

cerca de sus límites físicos.

Hay más de mil instalaciones FACTS en todo el mundo. Muchas de ellas han estado en servicio durante décadas.

El fin de la vida útil de los equipos no es la única razón para aplicar mejoras. Otras razones pueden ser las siguientes:

* Cambios en el sistema eléctrico, como por ejemplo si la potencia de cortocircuito ha cambiado o es necesario cambiarla, si surge la necesidad de

aumentar la capacidad de la línea, etc.

* Para beneficiarse de las mejoras tecnológicas que se han producido desde que se puso en servicio la instalación original. Un problema típico es la dificultad de

conseguir repuestos o la necesidad de mejorar el mantenimiento.

* Mejorar la funcionalidad de la instalación, por ejemplo con nuevas funciones de control o protección, comunicaciones remotas, diagnósticos, etc.

* Requisitos medioambientales más severos, como por ejemplo: emisión de ruidos, resistencia sísmica, estética, reducción de superficie en planta, etc.

8. Bibliografía

* "Understanding FACTS: Concepts and Technology of Flexible AC Transmission System", Narain G. Hingorani & Laszlo Gyugyi

* "Power System Stability and Control", Prabha Kundur

* "Power System Control and Stability", P. M. Anderson & A. A. Fouad

* Apuntes del ramo "Seminario de Sistemas de Potencia", Segundo semestre 2006, profesor Sebastián Ríos

* www.abb.com

* www.siemens.com

* www.cdec-sic.cl

* www.transpower.co.nz

* www.wikipedia.org

* www.transelec.cl

* Datos aportados por don Osvin Martínez, de Transelec S.A.