Sistemas Flexibles de Corriente Alterna para Transmisión de Potencia: Aplicación en México-Edición Única

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Monterrey N.L., México a 29 de Mayo de 2009.

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY

PRESENTE.-Por medio de la presente hago constar que soy autor y titular de la obra denominada SISTEMAS FLEXIBLES DE CORRIENTE ALTERNA PARA TRANSMISIÓN DE POTENCIA: APLICACIÓN EN MÉXICO Y AMÉRICA", en los sucesivo LA OBRA, en virtud de lo cual autorizo a el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (EL INSTITUTO) para que efectúe la divulgación, publicación, comunicación pública, distribución, distribución pública y reproducción, así como la digitalización de la misma, con fines académicos o propios al objeto de EL INSTITUTO, dentro del círculo de la comunidad del Tecnológico de Monterrey.

El Instituto se compromete a respetar en todo momento mi autoría y a otorgarme el crédito correspondiente en todas las actividades mencionadas anteriormente de la obra.

De la misma manera, manifiesto que el contenido académico, literario, la edición y en general cualquier parte de LA OBRA son de mi entera responsabilidad, por lo que deslindo a EL INSTITUTO por cualquier violación a los derechos de autor y/o propiedad intelectual y/o cualquier responsabilidad relacionada con la OBRA que cometa el suscrito frente a terceros.

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Sistemas Flexibles de Corriente Alterna para Transmisión de

Potencia: Aplicación en México-Edición Única

Title Sistemas Flexibles de Corriente Alterna para Transmisión de Potencia: Aplicación en México-Edición Única

Authors Alger Sosa Errasquin

Affiliation Tecnológico de Monterrey, Campus Monterrey

Issue Date 2009-05-01

Item type Tesis

Rights Open Access

Downloaded 19-Jan-2017 00:40:01

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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:

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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

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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.

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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 profe-sionista; es la persona que quiero ser.

A mi mamá Dunia que me enseña a diario que el trabajo, dedicación y generosidad así co-mo 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 sub-estaciones con SVC's de CFE.

A todos y cada uno de mis profesores de maestría por ser un ejemplo a seguir por la dedi-cación 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.

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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 ejem-plos 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.

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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) 29

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3.1 El Sistema Eléctrico Mexicano 32 3.1.1 Compensación en Derivación 37 3.1.2 Compensación Serie 39

3.2 ABB 41

3.2.1 Compensación en Derivación 42 3.2.1.1. STATCOM 42 3.2.1.2. SVC 43

3.2.2 Compensación Serie 67 3.3 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 88

4.1 PROYECTO DE INSTALACIÓN DE UN COMPENPENSADOR ESTÁTICO DE VOLTS-AMPERS REACTIVOS EN 400 KV EN LA S.E. LA PAZ 88

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Índice de figuras

Figura 1 Circuito eléctrico básico 9 Figura 2 Voltaje y corriente senoidal 10 Figura 4 Representación de línea de transmisión en diagrama simple 11 Figura 5 Diagrama fasorial de carga 11 Figura 6 Compensación reactiva de carga 12 Figura 7 Representación de línea de transmisión sin pérdidas 14 Figura 8 Circuito de representación de una línea de transmisión simétrica 19 Figura 9 Circuito línea de transmisión compensada en serie 20 Figura 10 Representación línea de transmisión compensación en derivación 21 Figura 11 TCR trifásico junto con su representación fasorial de línea 24 Figura 12 FC-TCR con transformador reductor y curva de comportamiento V-I 25 Figura 13 Comportamiento de pérdidas en un FC-TCR 26 Figura 14 Configuraciones normales de un MSC-TCR 27 Figura 15 Circuito de un TSC en serie con una inductancia 28 Figura 16 Curva de operación de un TSC 29 Figura 17 Curva característica V-I de un TSC-TCR 30 Figura 18 Curva de corriente de un TSC-TCR 30 Figura 19 Sistema Eléctrico Nacional (7) 33 Figura 20 Evolución anual del sistema eléctrico nacional por nivel de voltaje 34 Figura 21 Evolución del sistema de transmisión y de distribución (8) 35 Figura 22 Evolución de los equipos controladores en el SEN (8) 36 Figura 23 Compensadores Estáticos de VARs en el territorio nacional 38 Figura 24 Compensación Estática de VARs futura en el territorio nacional 38 Figura 25 Compensación Serie en la geografía nacional 40 Figura 26 Evolución de la compensación serie en el SEN 40 Figura 27 Diagrama unifilar del SVC subestación Temascal 45 Figura 28 Especificaciones técnicas de SVC subestación Temascal 46 Figura 29 Subestación Durango II 48 Figura 30 Diagrama V-I del SVC Subestación Durango II 49 Figura 31 Ramas del SVC conectadas en función de la potencia reactiva necesaria 51 Figura 32 Diagrama unifilar SVC subestación Durango II 52 Figura 33 Curva de operación V-I de SVC subestación Durango II 53

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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 predeci-ble.

Si a esto agregamos que aunque la electricidad es un producto que necesita de inge-niería de alto grado para su obtención, actualmente es considerada más bien como una ma-teria 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 caracte-riza 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 infraestruc-turas 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 expe-riencia de la década pasada, el proceso para permitir la servidumbre de paso y la construc-ción 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 numero-sos 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

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gran variedad de poderosos semiconductores no solamente ofrecen la ventaja de un funcio-namiento 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 para-lelos 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 empe-zaron a emerger. El sistema de generación y transmisión de corriente directa (CD), fuerte-mente 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 implementa-ción del proyecto de generaimplementa-ción 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 vol-taje". 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.

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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 varia-bles 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 comple-jos 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 des-pués 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 conver-tidores 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 com-plementaria 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 as-pectos 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 se-guirán 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 re-quieren 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 necesi-dades 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 con-sumo de energía de usos propios mediante la aplicación de variadores de frecuencia.

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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 econó-micamente viable y logra la interconexión de áreas que tienen diferentes frecuencias o in-compatibilidad 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 innu-merables proyectos están en operación, con voltajes hasta 1000 KV.

En general FACTS, una tecnología relativamente nueva, tiene como principal obje-tivo el aumentar el control y la capacidad de transferencia de bloques de energía en los sis-temas 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.

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área de la electrónica de potencia encontramos los sistemas no interrumpibles y los regula-dores 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 perci-be un futuro brillante para los involucrados. Así mismo el potencial de la simetría y las po-sibles sinergias de tecnología aplicadas en sistemas de generación, transmisión y distribu-ción 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 es-tandarizados para las aplicaciones actuales y futuras.

El objeto de la presente tesis, es realizar una investigación enunciativa de las tec-nologías 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 genera-ción, 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 ingenie-ros 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 inter-conexión 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 volta-je de la ciudad de Eagle Pass, a través de una interconexión de corriente directa de alto vol-taje, back to back, usando Voltage Source Converters ("VSC"), habilitando además la im-portación de energía inmediata sin la necesidad de construcción de líneas nuevas.

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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 gene-ración 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 confia-bilidad 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 genera-ción, pero con un sistema de transmisión limitado se tiene que invertir en una mayor canti-dad 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 ópti-ma 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 transmi-sión/generación. El costo de la transmisión y las pérdidas junto con las dificultades de cons-trucción de nuevas líneas de transmisión es lo que generalmente limita la capacidad dispo-nible 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.

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demasia-Los sistemas de potencia actuales en México, generalmente basan su control a través de sistemas mecánicos; aunque se tiene un uso general de microelectrónica, compu-tadoras y de sistemas de comunicación de alta velocidad para control y protección del sis-tema, 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 funcionamien-to 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 miti-gado 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 selec-ción 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 competi-tivo. 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 siste-mas 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 res-pecto 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 co-mo 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.

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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 sis-temas 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 co-lección de controladores que pueden ser individualmente aplicados o conjuntamente coor-dinados junto con otros controladores para influir en uno o más de los parámetros interrela-cionados del sistema. Un controlador FACTS bien seleccionado, puede superar limitacio-nes 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 ven-taja 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 tran-sistor 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 combina-ción de equipo mecánico y FACTS.

(20)

1.3.3 Control de sistemas eléctricos de transmisión de potencia

me-diante potencia reactiva

Es importante el poder entender cómo la potencia reactiva está asociada a los siste-mas de transmisión de potencia y cómo con la ayuda del control de potencia reactiva lo-gramos 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 energ-ía (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 - $):

= 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.

(1.1)

(1.2)

(21)

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 prome-dio 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).

(22)

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 con-vención 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 con-trol de potencia, consideraremos un caso simple de una línea de transmisión de tamaño cor-to 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:

(23)

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 vol-taje 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 Compensa-ción 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

magni-tud al valor de Vs.

Aún cuando el factor de potencia sea unitario en la carga, no se elimina por comple-to 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 si-guiente 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

(24)

Casi todas las líneas de transmisión se caracterizan por tener parámetros distribui-dos, 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 paráme-tros 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 para-lelas.

Las ecuaciones fundamentales que gobiernan la propagación de energía a través de una línea [6] son las siguientes5:

5 Ver (6) pág. 19

(1.4a)

(1.4b)

Donde zy = (R + j w L ) ( 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 capa-citancia en derivación de la línea en faradios por kilómetro (F/km), y es la veloci-dad 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

(25)

Por lo tanto, la potencia en la terminal de envío es:

(1.6)

(1.7)

Así mismo, la potencia en la terminal receptora esta dado por:

Sr=Pr+JQr = - (1.8)

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.

entonces:

(26)

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 simpli-ficación 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, es-to 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:

(1.10)

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 transmi-sión, dependerá de la potencia que se transmita. En una línea simétrica en donde los volta-jes 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 recep-ción en términos del voltaje del punto medio se tiene:

P

s

= -

P

r

=

Qs = Qr =

(1.12)

(27)

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 me-dio de la línea por lo que la ecuación 1.12 se simplifica, haciendo las consideraciones si-guientes:

Y además de dividir la ecuación 1.12 entre el cuadrado de voltaje nominal, el volta-je 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.

(28)

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 per-der 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 ob-jetivos 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 conecta-dos, así como para minimizar los costos de aislamiento de la línea.

Ya que la compensación a través de potencia reactiva tiene influencia en la capaci-dad de transmisión de potencia de la línea, el control de dicha compensación puede ser usa-da para mejorar la estabiliusa-dad del sistema (mediante el cambio de la capaciusa-dad máxima de transmisión) y nos provee de supresión positiva. Al igual que otros componentes del siste-ma, 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 inducto-res y capacitoinducto-res 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 sobre-voltaje cuando se manejan cargas pequeñas o sin carga en las líneas, son generalmente co-nectadas 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 interrup-tores que conectan a estos capaciinterrup-tores deben soportar grandes corrientes de carga de irrup-ción (in-rush) y además al hacer la desconexión deben soportar sobrevoltajes de hasta 2 p.u.

(29)

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

siste-ma.

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 condi-ciones 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 po-tencia. 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 mien-tras la compensación en derivación hace que la línea sea resonante eléctricamente a cuencias superiores a las sincrónicas, la compensación en serie hace lo mismo pero a fre-cuencias 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 aco-pladas elásticamente que nos entregan varios tipos de resonancias de torsión de baja fre-cuencia 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 inter-conexión de una capacitancia en serie se deben considerar los siguientes factores:

1. La magnitud del voltaje a través del banco de capacitores (aislamiento).

(30)

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:

(31)

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 ca-pacitor en serie y los voltajes en las terminales de esta línea se mantienen constantes, en-tonces 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 transferi-da será:

(1.17)

forma: Usando ecuaciones 1.15 y 1.16, la ecuación 1.17 se puede escribir de la siguiente

(32)

(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)

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:

(33)

(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 en-tonces el incremento de la compensación en derivación en VArs será: = ó en su caso:

Si comparamos las ecuaciones 1.22 y 1.18 podemos deducir que para una transfe-rencia 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 capaci-tiva en serie no sólo se consigue con una cantidad más pequeña de MVAR, sino que tam-bién 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.

(34)

Capitulo 2

Principales compensadores de Reactivos

Antes de ver los diferentes dispositivos compensadores, es importante conocer al-gunas 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 eléc-trico 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 absor-ber potencia reactiva.

SVC (Static Var Compensator): Es un generador o consumidor estático de po-tencia 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 coordi-nadas. 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 tiris-tores).

• 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 con-lleva una reducción substancial en el soporte de potencia reactiva a voltajes bajos.

(35)

2.1 Reactor controlado por Tiristores (TCR)

El TCR es uno de los SVC's más importantes, aunque puede usarse solo, general-mente 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 seleccio-nado.

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.

(36)

2.2 Capacitor Fijo - Reactor controlado por Tiristores (FC-TCR)

El TCR nos da la capacidad de controlar continuamente la potencia reactiva única-mente en el rango de atraso. Para aumentar el rango de control dinámico al dominio de ade-lanto, 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 can-celar 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,

de-pendiendo del ángulo de disparo desde 180° hasta 90°.

(37)

Una de las desventajas de un FC-TCR [6] es que como consecuencia de tener co-rrientes 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 relativa-mente altas, aun cuando el SVC no intercambie potencia reactiva con el sistema. En la si-guiente 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

y en el Filtro Potencia reactiva en el SVC

(38)

2.3 Capacitores conmutados mecánicamente - reactores controlados

por tiristores

En ciertas aplicaciones, especialmente en aquellas que involucran pocas conmuta-ciones 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

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

(39)

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 antipa-ralelo que actúan como conmutadores bidireccionales conectados en serie con el banco de capacitores y con el reactor limitador.

(40)

El TSC [6] tiene una operación discreta en su curva característica de voltaje corrien-te como se muestra en la siguiencorrien-te figura y su forma es dependiencorrien-te 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

tiristo-res (TSC-TCR)

El TSC-TCR es un compensador que generalmente comprende "n" cantidad de ban-cos 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 for-ma discreta mientras se for-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 flexibili-dad operacional al tener una mejor y más rápida respuesta a las oscilaciones de potencia y también para reducir las pérdidas de estado estable.

(41)

TCR

A continuación se pueden observar las principales curvas de operación de un

TSC-Figura 16 Curva característica V-I de un TSC-TCR

(42)

E n l a siguient e tabl a [6 ] s e observ a u n resume n d e la s principale s característica s d e cad a compensado r d e reactivos . CARACTERÍSTI-CA

Rango de control

Naturaleza

Tiempo de respuesta

Capacidad de control de voltaje

Señales auxiliares de estabilización

Control individual de control

Generación de armó-nicas

Limitación de sobre voltajes

Pérdidas

CONDENSADOR SINCRÓNICO

Inductiva y capacitiva

Continua, activa Lenta buena Limitada Limitada Ninguna Muy bueno Moderada SR/FC (SERIES REACTOR/FIXED CAPACITOR

Inductiva y capacitiva

Continua

Rápida, en el sistema dependiendo de la pen-diente del capacitor y de

los filtros

limitada

No

Limitada

Muy baja (>17th)

Muy buena limitada por la pendiente de corrección

del capacitor

Moderada (tiende a in-crementar con comentes

FC-TCR/FC-TCT (FIXED CAPACITOR -THYRISTOR CONTROLLED REACTOR/FIXED CAPACITOR-THYRISTOR CONTROLLED inductiva

Continua y activa

Rápida en el sistema dependiendo del control

Buena

Buena

Buena

Filtros de baja frecuen-cia

moderada

Moderada (tiende a incrementar con

co-TSC (THYRISTOR SWITCH

CAPACI-TOR)

capacitiva

Discreta y activa

Rápida dependiendo del control limitada No Limitada Ninguna Ninguna

Pequeñas (se incremen-ta con comentes en

TSC-TCR (THYRISTOR SWITCH CAPACITOR-THYRISTOR CONTROLLED REACTOR

Inductiva y capacitiva

Continua y activa

Rápida dependiendo del control

Buena

Limitada

Buena

Filtros de baja frecuen-cia

Limitada

(43)

Capitulo 3

El Sistema Eléctrico Mexicano

Antes de revisar las diferentes tecnologías disponibles en el país a través de las em-presas privadas desarrolladoras de sistemas electrónicos de potencia, es importante enten-der como está compuesto el Sistema Eléctrico Nacional ("SEN").

Como ya se mencionó con anterioridad, en México existe un monopolio en los ser-vicios de transmisión y distribución de energía así como en los serser-vicios 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 Pro-gramación 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

(44)
(45)

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 volta-jes bajos y medios es bastante irregular. Por el contrario, se observa un crecimiento estan-cado 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.

(46)

te Felipe Calderón Hinojosa decreto un descuento adicional en los consumos de tarifas pun-ta 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 instala-da que había tenido un crecimiento constante no estuviera subutilizainstala-da en dichos periodos.

140

GVA-185 GVA

Figura 20 Evolución del sistema de transmisión y de distribución [8]

(47)

Figura 21 Evolución de los equipos controladores en el SEN [8]

(48)

3.1 Compensación en Derivación

Actualmente en el país existen 20 Compensadores Estáticos de VArs como los de-nomina 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 si-guiente nos muestra el listado de estos SVC's junto con sus características principales. [7]

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 ID-Voltaje STA-230 TMT-400 ATN-400 CNN-230 CUT-230 XUL-115 NIZ-115 ESA-230 GUE-400 TOP-400 TEX-400 SPI-230 CGO-230 DGO-230 CGD-230 PIC-230 MCZ-400 CDO-400 CÑA-400 NOP-400 Subestación Santa Ana Temascal Acatlán Cananea Culiacán III Xul-ha Nizuc Escarcega Güemez Topilejo Texcoco La Pila Cerro Gordo Jerónimo Ortíz Camargo II Pie de la Cuesta Moctezuma Cerro de Oro Cañada Nopala

Lugar

Santa Ana, Son. Temascal, Ver. Acatlán, Jal. Cananea, Son. Culiacán, Sin. Xul-ha, Q. Roo Cancún, Q. Roo Escarcega, Campeche Cd. Victoria, Tamps. Estado de México Texcoco, Edo Mex. Villa de Reyes S.L.P Valle de Bravo, Edo Mex. Durango, Dgo.

Camargo, Chih. Acapulco, Gro. Cd. Juárez, Chih. Cerro de Oro, Ver. Huehuetoca, Edo Mex. Naucalpan, Edo Mex.

(49)

Figura 22 Compensadores Estáticos de VArs en el territorio nacional

(50)

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 modifi-ca 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 princi-palmente 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.

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Voltaje (kV) 400 400 400 400 400 230 400 400 400 400 400 Línea

OJO DE AGUA POTENCIA - PUEBLA U

TEMASCAL U - PUEBLA U

TECALI - YUATEPEC POT MINATITLÁN II - TEMASCAL

CHINAMECA POTENCIA - TEMASCAL II ANDALUCÍA - PAILA SALTILLO

PITIRERA - DONATO GUERRA L1,L2

LÁZARO CÁRDENAS POTENCIA - DONATO GUERRA MANUEL MORENO TORRES - JTLE L l, L 2, L 3

CERRO DE ORO - TECALI L1,L2 TEMASCAL - TECALI Ll

(51)

En la Siguiente figura se muestra [7] la localización geográfica de cada compensa-ción 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 com-pensación en serie así como los circuitos que se pretenden compensar:

(52)

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 representa-ción en el país; la principal razón de esto es que gracias a su larga trayectoria en el desarro-llo de sistemas de potencia a su gran tamaño y su larga trayectoria de investigación y desa-rrollo, 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;

• SIEMENS

4.1 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 am-biente con tiempos de ejecución cortos y por tanto con menores inversiones en costos com-paradas con la instalación de nuevas líneas.

En ABB las tecnologías FACTS se dividen básicamente en dos:

1. Compensación en derivación (Shunt). 2. Compensación Serie.

(53)

4.1.1 Compensación en Derivación

La compensación shunt, mediante tecnología FACTS en los sistemas de transmi-sión, involucra equipos dinámicos dentro de los ya conocidos SVC o STATCOM (Static Compensator). En ambos casos se usan semiconductores de potencia para controlar el in-tercambio 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 vol-taje de acuerdo a unas condiciones óptimas.

Los beneficios para el operador de la red son que el límite de estabilidad que el sis-tema 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, au-mentando 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 in-crementado 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

Figure

Figura 1-3 Triangulo de potencia

Figura 1-3

Triangulo de potencia p.21
Figura 9 Representación línea de transmisión compensación en derivación

Figura 9

Representación línea de transmisión compensación en derivación p.32
Figura 10 TCR trifásico junto con su representación fasorial de línea

Figura 10

TCR trifásico junto con su representación fasorial de línea p.35
Figura 20 Evolución del sistema de transmisión y de distribución [8]

Figura 20

Evolución del sistema de transmisión y de distribución [8] p.46
Figura 21 Evolución de los equipos controladores en el SEN [8]

Figura 21

Evolución de los equipos controladores en el SEN [8] p.47
Figura 22 Compensadores Estáticos de VArs en el territorio nacional

Figura 22

Compensadores Estáticos de VArs en el territorio nacional p.49
Figura 23 Compensación Estática de VArs futura en el territorio nacional

Figura 23

Compensación Estática de VArs futura en el territorio nacional p.49
Figura 24 Compensación Serie en la geografía nacional

Figura 24

Compensación Serie en la geografía nacional p.51
Figura 28 Subestación Durango II

Figura 28

Subestación Durango II p.59
Figura 29 Diagrama V-I del SVC Subestación Durango II

Figura 29

Diagrama V-I del SVC Subestación Durango II p.60
Figura 30 Ramas del SVC conectadas en función de la potencia reactiva necesaria

Figura 30

Ramas del SVC conectadas en función de la potencia reactiva necesaria p.62
Figura 31 Diagrama unifilar SVC subestación Durango II

Figura 31

Diagrama unifilar SVC subestación Durango II p.63
Figura 32 Curva de operación V-I de SVC subestación Durango II

Figura 32

Curva de operación V-I de SVC subestación Durango II p.64
Figura 33 Curva característica V-Q del SVC subestación Durango II

Figura 33

Curva característica V-Q del SVC subestación Durango II p.64
Figura 34 Curva de pérdidas de SVC subestación Durango II

Figura 34

Curva de pérdidas de SVC subestación Durango II p.70
Figura 35 Subestación Camargo

Figura 35

Subestación Camargo p.71
Figura 36 Curva V-I de la Subestación Camargo II

Figura 36

Curva V-I de la Subestación Camargo II p.73
Figura 37 Ramas del SVC conectadas en función de la energía reactiva Camargo II

Figura 37

Ramas del SVC conectadas en función de la energía reactiva Camargo II p.74
Figura 38 Diagrama unifllar SVC subestación Camargo II

Figura 38

Diagrama unifllar SVC subestación Camargo II p.75
Figura 39 Curva característica V-Q del SVC subestación Camargo II

Figura 39

Curva característica V-Q del SVC subestación Camargo II p.76
Figura 40 Característica V-I del SVC Camargo II

Figura 40

Característica V-I del SVC Camargo II p.76
Figura 41 Curva de pérdidas SVC Camargo II

Figura 41

Curva de pérdidas SVC Camargo II p.77
Figura 43 Diagrama esquemático del TCSC y SC de la interconexión Norte-Sur Brasil

Figura 43

Diagrama esquemático del TCSC y SC de la interconexión Norte-Sur Brasil p.80
Figura 46 TCSC Serra da Mesa, Brasil

Figura 46

TCSC Serra da Mesa, Brasil p.85
Figura 51 Diagrama unifilar básico de un SVC de SIEMENS

Figura 51

Diagrama unifilar básico de un SVC de SIEMENS p.91
Figura 52 Diagrama unifilar SVC subestación La Pila, México

Figura 52

Diagrama unifilar SVC subestación La Pila, México p.92
Figura 53 Diagrama unifilar subestación Nopala, México

Figura 53

Diagrama unifilar subestación Nopala, México p.94
Figura 60 Diagrama unifllar del SVC subestación La Paz

Figura 60

Diagrama unifllar del SVC subestación La Paz p.103
Figura 63 Diagrama unifilar normal de un SSSC

Figura 63

Diagrama unifilar normal de un SSSC p.108
Figura 66 Esquema básico del compensador estático

Figura 66

Esquema básico del compensador estático p.111