4 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

a demanda de energía eléctrica conti-

núa incrementándose sin cesar, especial-

mente en los países que se encuentran en el

umbral de la industrialización. Por diversas

razones, la mejora de las redes de energía

eléctrica, y en especial, la construcción de

nuevas líneas de transmisión, no puede man-

tener el ritmo del aumento de capacidad de

las centrales eléctricas y del incremento de la

demanda de energía. Conseguir los dere-

chos de paso adecuados es especialmente

difícil en los países industrializados y obtener

los permisos necesarios requiere más tiempo

que nunca. Además, la construcción de lí-

neas de transmisión de energía implica inmo-

vilizar capitales que podrían invertirse en

otros proyectos.

Debido a esta situación, los operadores

están buscando formas de utilizar más efi-

cientemente las líneas de transmisión de

energía existentes. Hay dos campos que re-

quieren una especial atención. En primer

lugar, hay una necesidad de mejorar la estabi-

lidad de las líneas de gran longitud, tanto en

régimen transitorio como en régimen perma-

nente. Esto se debe a que algunas líneas de

transmisión de energía no pueden recibir una

carga próxima a su capacidad nominal y

mucho menos a su límite térmico nominal de-

bido a que sus límites de estabilidad son rela-

tivamente bajos. Las medidas que se han to-

mado para mejorar la estabilidad durante y

después de una avería de la línea pueden me-

jorar la fiabilidad del sistema tanto, al menos,

como añadir una o más líneas complementa-

rias. En segundo lugar, es necesario mejorar

el flujo de carga en redes estrechamente in-

terconectadas, ya que el flujo «natural» de

carga, resultante de las condiciones de carga

y de las impedancias dadas de línea, no es

necesariamente el flujo para el cual son míni-

mas las pérdidas de transmisión.

Otro aspecto es la flexibilidad: la liberaliza-

ción del mercado de la energía requiere utili-

zar sistemas de transmisión flexibles para

asegurar el cumplimiento de los contratos de

suministro de electricidad.

Los sistemas flexibles de transmisión de

corriente alterna, los llamados FACTS (Flexi-

ble AC Transmission Systems), tienen toda la

capacidad que necesitan los operadores de

redes de energía eléctrica para afrontar los

retos que trae consigo un mercado energéti-

co en rápido cambio.

Límites de la transmisión

de energía

El flujo energético a lo largo de un sistema de

transmisión está limitado por una o más de

las siguientes características de la red:

• Límites de estabilidad

• Límites térmicos

• Límites de tensión

• Flujos en bucle

Técnicamente, las limitaciones de la transmi-

sión de energía pueden eludirse siempre si se

añade más capacidad de transmisión y/o ge-

neración. Los sistemas FACTS están diseña-

dos para superar las limitaciones menciona-

das, de modo que los operadores puedan al-

canzar sus objetivos sin necesidad de añadir

nuevos sistemas. Dado el carácter de los

equipos electrónicos de alta potencia, la

adopción de las soluciones FACTS estará

justificada si la aplicación requiere uno o más

de los siguientes atributos:

• Rapidez de respuesta

• Variación frecuente de la potencia sumi-

nistrada

• Suavidad de regulación de la potencia su-

ministrada

Sistemas flexibles de transmisión

de CA (FACTS)

El término «FACTS» engloba la totalidad de

sistemas basados en la electrónica de alta

potencia que se utilizan para la transmisión

de energía de CA

Los sistemas principales son:

• Compensador estático (SVC)

FACTS, poderosossistemas para unatransmisión flexiblede la energía

Rolf Grünbaum

Mojtaba Noroozian

Björn Thorvaldsson

ABB Power Systems

El rápido proceso de transformación en que se encuentra el mercado de la

energía ha confrontado a los operadores de sistemas de transmisión de alta

tensión con nuevas oportunidades y nuevos desafíos. Estos últimos son, prin-

cipalmente, el resultado del gran crecimiento de la transferencia de energía

entre compañías de electricidad, de la liberación del mercado y de los límites

económicos y medioambientales impuestos a la construcción de nuevas insta-

laciones de transmisión. Las redes actuales de transmisión de corriente alter-

na no se concibieron en su momento para poder controlar fácilmente la tensión

y el flujo de energía en un mercado liberalizado; el resultado es que en ellas

aparecen problemas de control en régimen permanente, así como problemas

de estabilidad dinámica. El desarrollo de los sistemas FACTS (Flexible AC

Transmissions Systems), basados en la electrónica de alta potencia, ofrece un

nuevo y potente medio para afrontar con éxito los nuevos desafíos.

L

F A C T S

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 5

• Condensador en serie, fijo y controlado

por tiristores (TCSC)

• Transformador de desplazamiento de fase

(PST) y PST asistido (APST)

• Compensador estático síncrono (STAT-

COM)

• Compensador en serie estático síncrono

(SSSC)

• Controlador unificado de flujo de energía

(UPFC)

Compensador estático (SVC)

A lo largo de los años se han construido

compensadores estáticos con diseños muy

diversos. Sin embargo, la mayoría de ellos

tienen elementos controlables similares. Los

más comunes son:

• Reactancia controlada por tiristores (TCR)

• Condensador conmutado por tiristores

(TSC)

• Reactancia conmutada por tiristores (TSR)

• Condensador conmutado mecánicamen-

te (MSC)

Principio de funcionamiento:

En el caso del TCR, una bobina de reactancia

fija, habitualmente del tipo sin núcleo magné-

tico, está conectada en serie a una válvula de

tiristores bidireccional. La corriente de fre-

cuencia fundamental es variada mediante el

control de la fase de la válvula de tiristores.

Un TSC comprende un condensador en serie

con una válvula de tiristores bidireccional y

una reactancia amortiguadora. La función del

conmutador de tiristores es conectar o des-

conectar el condensador para un número en-

tero de semiciclos de la tensión aplicada. El

condensador no es de control por fase, sino

que simplemente está conectado o desco-

nectado. La reactancia del circuito del TSC

sirve para limitar la corriente en condiciones

anormales y para ajustar el circuito a la fre-

cuencia deseada.

Las impedancias de reactancias y con-

densadores y del transformador de potencia

definen la gama de funcionamiento del SVC.

El esquema V-I correspondiente tiene dos re-

giones de funcionamiento diferentes. Dentro

de la gama de control, la tensión es controla-

ble con una precisión que viene dada por la

pendiente. Fuera de la gama de control, la

característica para bajas tensiones es la de

una reactancia capacitiva y para tensiones

altas la de una corriente constante. El rendi-

miento de baja tensión puede mejorarse fá-

cilmente añadiendo una batería adicional de

TSC (que se utiliza sólo en condiciones de

baja tensión).

El TSR es un TCR sin control de fase de la

corriente, que se conecta o se desconecta

como un TSC. Frente al TRCR, este disposi-

tivo tiene la ventaja de que no se genera co-

rriente armónica alguna.

El MSC es una derivación sintonizada que

comprende una batería de condensadores y

una reactancia. Está diseñado para ser con-

mutado sólo unas pocas veces al día, ya que

la conmutación se realiza por disyuntores. La

misión del MSC es satisfacer la demanda de

potencia reactiva en régimen permanente.

Configuraciones de SVC

En los sistemas de distribución de energía

eléctrica, la compensación controlada de po-

tencia reactiva se logra normalmente con las

siguientes configuraciones de SVC, que pue-

den verse en :

Aplicaciones del SVC:

Los SVC se instalan para desempeñar las

funciones siguientes:

• Estabilización de la tensión dinámica: au-

mento de la capacidad de transferencia

de energía, reducción de la variación de

tensión

• Mejora de la estabilidad sincrónica: au-

mento de la estabilidad en régimen transi-

torio, mejor amortiguación del sistema de

transmisión de energía eléctrica

• Equilibrio dinámico de la carga

• Soporte de la tensión en régimen perma-

nente

Habitualmente, los SVC se dimensionan de

modo que puedan variar la tensión del siste-

ma ± 5% como mínimo. Esto significa que,

normalmente, la gama de funcionamiento di-

námico está entre el 10% y el 20% aproxi-

madamente de la potencia de cortocircuito

1

F A C T S

Un mercado liberalizado de la energía necesita disponer de sistemas muy flexiblespara garantizar el cumplimiento de los contratos de suministro.

(Photo: PRISMA)

6 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

en el punto de conexión común (PCC). Los

SVC pueden ubicarse en tres posiciones di-

ferentes: junto a centros de carga importan-

tes como son las grandes áreas urbanas, en

subestaciones críticas, generalmente aleja-

das de la red, y en los puntos de alimentación

de grandes cargas industriales o de tracción.

Ubicación 1:

Centros de carga importantes

La razón habitual para instalar sistemas SVC

en centros de carga es reducir el efecto de las

perturbaciones de la red sobre las cargas sen-

sibles. PueePuede tratarse de cortocircuitos

y/o de la pérdida de líneas importantes de

transmisión. Los centros de carga pueden

estar al final de una red radial o en un sistema

mallado. La característica común de ambas

ubicaciones es que las cargas están situadas

lejos de grandes centrales eléctricas. Un ejem-

plo de instalación en una red mallada es el SVC

situado en la localidad noruega de Sylling, pró-

xima a Oslo. Esta central tiene una potencia

nominal de ± 160 MVAr y está conectada a un

sistema de 420 kV en una subestación situada

al sudoeste de la ciudad .

Si se produce un cortocircuito en la red, el

SVC detecta la caída de tensión resultante en

el sistema de 420 kV y modifica su impedan-

cia para restaurar rápidamente la tensión en

la ciudad. Como resultado de la avería, los al-

ternadores del sistema comienzan también a

aumentar su potencia reactiva de salida para

restablecer la tensión en las máquinas. El

SVC asegura que este proceso tenga lugar

suavemente, de manera que el efecto del

cortocircuito no se note en la ciudad. Al re-

parar la avería, frecuentemente se produce

una sobretensión como resultado de la ac-

ción de los excitadores. El SVC contrarresta

esta sobretensión transitoria. Debido a la ac-

tuación del SVC durante y después de la ave-

ría, los cambios de la tensión son práctica-

mente imperceptibles en los puntos de carga

de la ciudad. Por consiguiente, se puede

decir que el SVC aísla la ciudad de los efec-

tos producidos por la avería en el sistema re-

moto. Una curva resultante de una prueba in

2

FiltersTCR TSCTSC

Qnet

TSR

Qnet

a b c

Filters MSC

Qnet

TCR

Configuraciones de SVC utilizadas para controlar la compensación de potencia reactiva en sistemas de transmisiónde energía eléctrica

a Configuración TSR-TSC b Flujo neto de potencia reactiva a la redb Configuración TCR-TSCc Configuración TCR-MSC

1

Instalación SVC de 420 kV en Sylling, Noruega 2

F A C T S

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 7

situ muestra el principio de funcionamiento

descrito anteriormente .

Los SVC también tienen un papel en la re-

gulación diaria de la tensión, que, de no apli-

carse medidas correctoras, variaría con la

distribución de la carga. El compensador

asegura que los clientes no perciban nunca

tal variación. Cuando aumenta la carga se

reducirá la tensión en los niveles de sub-

transmisión y distribución. La conmutación

automática de tomas, que implica un gran

número de transformadores de potencia,

contrarresta esta caída de tensión. Como

resultado de la conmutación de tomas, la

tensión en el sistema de alta tensión dismi-

nuirá aún más (un conmutador de tomas

nunca soluciona el problema causado por

una caída de tensión, tan sólo lo desplaza a

un nivel superior de tensión). La potencia re-

activa del SVC aumenta, por tanto, para im-

pedir la reducción de tensión. Ahora hay dos

posibilidades: la primera es que el SVC sea

lo bastante grande como para tratar esta va-

riación de carga diaria y todavía tenga capa-

cidad de reserva para tareas dinámicas im-

portantes; de no ser así, el centro de distri-

bución conecta las baterías de condensado-

res en el nivel de sistema cuando la potencia

de salida del SVC sobrepasa cierto valor,

con el fin de restablecer la capacidad diná-

mica del SVC.

Probablemente, la misión más importante

de un SVC es contrarrestar las posibles caí-

das de tensión que se producen, por ejem-

plo, durante los picos de carga, momentos

en que muchos puntos de carga son vulne-

rables. Estas condiciones se producen en

zonas de carga situadas relativamente lejos

de las centrales, las cuales permitirían obte-

ner un apoyo para la tensión. Al aumentar la

carga, la tensión en estos puntos comienza

a disminuir. Si una línea importante de trans-

misión de energía se avería durante una

punta de carga, el riesgo de caída es evi-

dente. Este peligro se contrarresta eficaz-

mente inyectando rápidamente una gran

cantidad de potencia reactiva en el punto de

carga. El centro de distribución debe operar

siempre el sistema de modo que este pueda

soportar una perturbación de este tipo. Sin

los SVC sería necesaria una mayor capaci-

dad de la línea de transmisión de energía

3

(potencia de cortocircuito más alta) o una

central local de generación para satisfacer

este requisito.

Ubicación 2:

Subestaciones críticas

Otra ubicación característica de los SVC está

en las barras críticas de la red. Normalmente,

estos SVC se instalan para impedir las bajas

tensiones durante las variaciones de poten-

cia activa y para evitar sobretensiones o sub-

tensiones temporales excesivas en el caso

de que se pierdan estaciones generadoras o

líneas de transmisión importantes. Otra mi-

sión importante es prestar un continuo apoyo

al suministro de tensión durante el ciclo diario

de carga para que no sea necesario tener ac-

tivadas grandes baterías de condensadores,

lo que podría generar unas condiciones de

tensión problemáticas durante, y sobre todo

después, de la reparación de averías graves

de la red. La amortiguación de las oscilacio-

nes de potencia es otra misión de los SVC. A

condición de que esté ubicado en el punto

adecuado de la red, el SVC podrá contribuir

a una amortiguación importante de las varia-

ciones de potencia. Esta aplicación de los

SVC se hace cada vez más importante a me-

dida que las compañías eléctricas aumentan

la carga de las líneas hasta niveles muy por

encima de la carga de impedancia de sobre-

tensión (SIL). De hecho, hay compañías que

hacen funcionar sus líneas a dos o tres veces

dicha carga SIL. En tales casos, se debe dar

prioridad al soporte de potencia reactiva.

Ubicación 3:

Grandes cargas industriales o de tracción

También se instalan sistemas SVC en el

punto de alimentación de industrias impor-

tantes u otros tipos de cargas comerciales.

En las acerías, por ejemplo, actúan como

compensadores en los hornos de arco eléc-

trico para asegurar que los demás clientes

conectados a la red no tengan problemas

con la calidad de la energía que reciben.

Estos compensadores, denominados SVC

industriales, se salen del campo que trata

este artículo. Sin embargo, hay un tipo de

compensador interesante diseñado para car-

gas especiales, aunque es todavía un SVC

para compañía eléctrica. Se trata del SVC de

equilibrio de la carga, utilizado en subesta-

ciones a las que están conectados moder-

5.6 5.8 6.0 6.2 s

0.4

kA

0.2

0

– 0.2

– 0.4

t

I

Intensidad en el sistema SVC de Sylling durante una avería trifásica alejadadel alternador (prueba in situ)

I Intensidad en el SVC t Tiempo

3

F A C T S

8 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

nos sistemas de tracción a 50 Hz. Un siste-

ma de ferrocarril requiere alimentación de

energía cada 50 Km. Las cargas de los siste-

mas de tracción son monofásicas y están ali-

mentadas directamente por transformadores

conectados entre dos fases de la red de

energía. Este tipo de subestaciones tiene una

carga característica de 50 MVA. Al tomar

dicha carga entre dos fases se produce un

desequilibrio en el sistema de transmisión de

energía. En general, no es fácil encontrar en

la red de distribución de energía puntos con

una potencia de cortocircuito lo bastante alta

como para tolerar una asimetría de carga en

todos los lugares en que se requieren subes-

taciones. El desequilibrio genera problemas

para otros clientes conectados a la red, que

reciben energía de peor calidad. Los SVC tie-

nen la capacidad de equilibrar perfectamen-

te estas redes.

Compensación en serie

Los condensadores en serie han venido sien-

do utilizados con éxito durante muchos años

para mejorar la estabilidad y la capacidad de

carga de las redes de transmisión de alta ten-

sión. Funcionan introduciendo tensión capa-

citiva para compensar la caída de tensión in-

ductiva en la línea, es decir, reducen la reac-

tancia eficaz de la línea de transmisión .

Principio de funcionamiento

Efecto de la compensación en serie

de un sistema de potencia

La tensión introducida por un condensador

en serie es proporcional a la intensidad de la

línea y está en cuadratura de fase ella. Por

consiguiente, la potencia reactiva generada

por el condensador es proporcional al cua-

drado de la corriente, de ahí que un conden-

sador en serie tenga un efecto autorregula-

4

dor. Cuando aumenta la carga del sistema,

también aumenta la potencia reactiva gene-

rada por el condensador en serie. A conti-

nuación se exponen los efectos de la com-

pensación en serie.

Regulación de la tensión en

régimen permanente y prevención

de la caída de tensión

Un condensador en serie es capaz de com-

pensar la caída de tensión en una línea de

transmisión causada por la inductancia en

serie. Para tensiones bajas, la caída de ten-

sión del sistema es menor y la tensión de

compensación en serie es más baja. Cuando

la carga aumenta y la caída de tensión se

hace mayor, también aumenta la contribu-

ción del compensador en serie y, en conse-

cuencia, se regula la tensión del sistema. La

compensación en serie también amplía la

zona de estabilidad de la tensión al reducir la

reactancia de línea, ayudando con ello a im-

pedir la caída de tensión. La figura mues-

tra que el límite de estabilidad de la tensión

aumenta desde P1 al nivel superior P2.

Mejora de la estabilidad del

ángulo del rotor en régimen transitorio

En el sistema de un solo alternador y una

barra de distribución infinita representado en

se aplica el criterio de igualdad de super-

ficies para mostrar cómo un condensador en

serie mejora eficazmente la estabilidad en ré-

gimen transitorio. En condiciones de régimen

permanente Pe = Pm y el ángulo del alterna-

dor es δ0. Si se produce una avería trifásica

en un punto cercano a la máquina, la poten-

cia de salida eléctrica del alternador disminu-

ye hasta el valor cero. Una vez reparada la

avería, el ángulo deberá incrementarse hasta

δC. El sistema permanecerá estable siempre

que Adec sea mayor que Aacc. En puede

verse que el margen de estabilidad aumenta

notablemente si se instala un condensador

en serie, que hace que la curva P–δ se des-

place hacia arriba.

Control del flujo de energía

En los sistemas de transmisión de energía

eléctrica puede utilizarse la compensación en

serie para controlar el flujo de energía en ré-

gimen permanente. Por consiguiente, si las lí-

6

6

5

P1 P2 P

V

Vmin

V

P withoutSC

Bus 1 Bus 3 Bus 4 Bus 2

Load

1 pu

withSC

G

Perfil de tensión para un sistema sencillo de transmisión de electricidad

P Potencia SC Condensador en serieV Tensión

5

V i∠ iV1∠ 1 V2∠ 2– jXC+ jXL1 + jXL2

I ij

V j∠ j ΘΘΘΘ

Un sistema de transmisión compensado en serie

Iij Intensidad entre barras i y j Vi, j Magnitud de tensión, barras i y jΘ1, 2 Ángulo de tensión, barras 1 y 2 XC Reactancia del condensadorΘi, j Ángulo de tensión, barras i y j en serieV1, 2 Magnitud de la tensión, barras 1 y 2 XL1, L2 Reactancias del segmento de la línea

4

F A C T S

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 9

neas de transmisión tienen suficiente capaci-

dad térmica, la compensación puede mitigar

las sobrecargas que puedan presentarse en

otras líneas paralelas.

Esquemas de compensación en serie

La compensación de líneas de transmisión

puede conseguirse por medio de condensa-

dores en serie fijos o, para conseguir más

versatilidad, mediante condensadores en

serie controlables. En se muestran dos

esquemas característicos de compensación

en serie.

Condensador en serie controlado

por tiristores (TCSC)

Principio de funcionamiento

La configuración de los TCSC comprende

varias reactancias controladas, en paralelo,

con secciones de una batería de condensa-

dores. Esta combinación hace posible un

control uniforme de la reactancia capacitiva

de frecuencia fundamental en un amplio in-

tervalo. La batería de condensadores de

cada una de las fases está montada sobre

una plataforma para asegurar un completo

aislamiento contra tierra. La válvula incluye

una serie de tiristores de gran potencia co-

nectados en serie. El inductor es del tipo sin

núcleo magnético. Un varistor de óxido me-

tálico (MOV) está conectado a través del con-

densador para impedir que se produzcan so-

bretensiones.

La característica del circuito principal del

TCSC depende de las reactancias relativas

de la batería de condensadores,

y de la serie de tiristores, XV = ωnL donde ωn

es la velocidad angular fundamental, C es la

capacitancia de la batería de condensadores

y L es la inductancia de la reactancia en pa-

ralelo.

El TCSC puede funcionar en varios modos

diferentes con valores variables de reactancia

aparente, Xapp. En este contexto, Xapp se de-

fine simplemente como la parte imaginaria

del cociente indicado a continuación, donde

los fasores representan el valor fundamental

de la tensión de condensador, U→

C1, y la inten-

sidad de la línea, I→

L1, a la frecuencia nominal:

7

También resulta práctico definir un factor re-

forzador, KB, como el cociente entre las reac-

tancias aparente y física, XC, del TCSC:

Modo de bloqueo

Si la válvula de tiristores no está activada y los

tiristores permanecen en estado no conduc-

tivo, el TCSC funcionará en modo de blo-

queo. La corriente de la línea pasa sólo a tra-

vés de la batería de condensadores. El fasor

de tensión del condensador U→

C, se expresa

en función del fasor de intensidad de la línea,

I→

L, mediante la fórmula:

U→

C = jXCI→

L XC <0

En este modo, el TCSC actúa como un con-

densador en serie fijo con un factor reforza-

dor igual a la unidad.

Modo de by-pass

Si la válvula de tiristores está activada conti-

nuamente permanecerá en estado conducti-

vo todo el tiempo y el TSCC se comportará

como una conexión en paralelo de la batería

Dos esquemas característicos de compensación en serie con un condensadoren serie fijo y un TCSC

C Condensador en serie IV Intensidad en la válvulaL Inductor en paralelo IL Corriente de líneaIC Intensidad en el condensador VC Tensión del condensador

7

Mejora del margen de estabilidad en régimen transitorio por mediode un condensador en serie

Aacc Energía de aceleración Pm Energía mecánica suministradaAdec Energía de retardo al alternadorδ Ángulo del alternador XC Reactancia del condensador en serieδ0 Ángulo del alternador, previo a la avería XL Reactancia de la líneaδC Ángulo en el momento de eliminar la avería IS Fuente infinitaPe Energía eléctrica procedente del alternador SC Condensador en serie

6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

δ δ δ

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

XC = −1

ωnC

F A C T S

Xapp = Im

rUC1rIL1

KB =Xapp

XC

10 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

de condensadores en serie y del inductor de

la derivación de válvula de tiristores.

En este modo, la tensión de condensador

para una intensidad dada de la línea es

mucho más baja que en el modo de bloqueo.

Por consiguiente, el modo de derivación se

utiliza para reducir la solicitación en el con-

densador durante las averías.

Modo de refuerzo capacitivo

Si se suministra un impulso activador al tiris-

tor, con tensión directa, justo antes de que la

tensión del condensador atraviese la línea

cero, un impulso de corriente de descarga del

condensador circulará a través de la deriva-

ción inductiva en paralelo. El impulso de co-

rriente de descarga se suma a la corriente de

línea a través de la batería de condensadores

0° 20° 40° 60° 80°10° 30° 50° 70° 90°– 3

– 2

– 1

0

1

2

3

4

KB

β

Capacitive boost

Inductive boost

Marabá348-MVAr SC

Miracema161-MVAr SC

Colinas2 x 161-MVAr SC

Imperatriz107-MVAr TCSC161-MVAr SC

ABB 500-kV series capacitorsExisting 500-kV systemsThe new 500-kV link

Powermeasure-

ment

IL UC

XC resp

XC ref

–

+

Voltagedetection

XCmeasure-

ment

Poweroscillationdamper

XCcontrollerΣ

Factor de refuerzo KB, en función del ángulode conducción β, en un TCSC

8 Interconexión norte-sur de Brasil. ABB suministró paraeste proyecto seis condensadores en serie de 500 kV,cinco fijos (SC) y uno controlado por tiristores (TCSC).

9

Característica de impedancia-tensión del TCSCinstalado en la subestación Imperatriz de la interconexiónnorte-sur de Brasil.I Intensidad de la líneaXTCSC Reactancia del TCSCXef Nivel de refuerzo nominalXC Nivel de refuerzo unitarioXbypass Nivel de refuerzo en el by-pass de TCSC

10 Esquema de control del TCSC de lasubestación Imperatriz

IL Intensidad de la líneaUC Tensión del condensadorXC Nivel de refuerzoXC resp Respuesta de refuerzoXC ref Referencia de refuerzo

11

F A C T S

XTCSC

XefXC

Xbypass

XC

Continuous

30 min overload

10 s overload

Nominal current

Inductive

Capacitive

3.0

pu

1.21.0

0

–0.5

1500 A 36002700

I

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 11

y produce una tensión de condensador que

se suma a la tensión producida por la corrien-

te de línea . La tensión máxima del con-

densador se incrementará así en proporción a

la carga que pasa a través de la derivación de

tiristores. La tensión fundamental también se

incrementa, casi en proporción a la carga.

El TCSC dispone de los medios necesa-

rios para controlar el ángulo de conducción,

así como para sincronizar la activación de los

tiristores con la corriente de línea.

Aplicación de los TCSC para

amortiguar las oscilaciones

electromecánicas

La ecuación básica del flujo de energía ex-

presa que la modulación de la tensión y de la

reactancia influye sobre el flujo de potencia

activa a través de la línea de transmisión. En

principio, un TCSC es capaz de controlar rá-

pidamente la potencia activa a través de una

línea de transmisión. La posibilidad de con-

trolar la energía transmisible apunta a que

este dispositivo puede ser utilizado para

amortiguar las oscilaciones electromecáni-

cas en el sistema de transmisión de energía

eléctrica. Este efecto amortiguador tiene las

características siguientes:

• La eficacia del TCSC para controlar las

variaciones de potencia aumenta para los

niveles más altos de transferencia de

energía.

• El efecto amortiguador de un TCSC sobre

una interconexión no resulta afectado por

la situación del TCSC.

• El efecto amortiguador es insensible a la

característica de la carga.

• Cuando un TCSC está diseñado para

amortiguar modos interzonas, no activará

ningún modo local.

Brasil, interconexión norte-sur

Actualmente podemos ver en Brasil un ejem-

plo de interconexión de sistemas de transmi-

sión de energía eléctrica independientes en

un mismo país. Brasil dispone de sistemas

principales de transmisión de energía eléctri-

ca –el sistema Norte y el sistema Sur–, que

anteriormente no estaban interconectados.

Los sistemas, que transmiten principalmente

8

energía de origen hidroeléctrico, transportan

más del 95% de la energía total generada en

la nación. En primer lugar se estudió la viabi-

lidad de interconectar los dos sistemas y a

continuación se decidió construir el corredor

de transmisión. Se evaluaron los sistemas de

CA y CC antes de decidir en favor de la op-

ción CA. Esta consiste en un único circuito

compacto de 500 kV (que se duplicará en

una fase posterior), de más de 1.000 km de

longitud, compensado en serie en varios

puntos de la línea. El nuevo sistema ha esta-

do en funcionamiento desde el principio de

1999 .9

La opción de CA tiene gran atractivo, ya

que pone energía hidroeléctrica barata a dis-

posición del sistema económico federal, que

está en rápido crecimiento, favoreciendo el

desarrollo futuro de un área inmensa con

gran potencial económico. Para las próximos

20 años se ha previsto construir a lo largo de

esta ruta varias centrales hidroeléctricas y

conectarlas a la red nacional de distribución

de electricidad.

ABB ha suministrado para este proyecto

un total de seis condensadores en serie de

500 kV, cinco fijos y uno controlado por tiris-

tores. En total se han suministrado conden-

sadores en serie con una potencia nominal

aproximada de 1.100 MVAr.

El TCSC está situado en la subestación

Imperatriz, en el extremo norte de la interco-

nexión. Su misión es amortiguar las oscila-

ciones de potencia interzonas de baja fre-

cuencia entre los sistemas de transmisión

de uno y otro lado de la interconexión. De

no hacerse la amortiguación, estas oscila-

ciones (0,2 Hz) supondrían un riesgo para la

estabilidad del sistema de transmisión de

electricidad.

TCSC de la subestación Imperatriz

Las características del TCSC de la subesta-

ción Imperatriz aparecen indicadas en .

Un factor fundamental es el nivel de refuerzo,

10

Vista del TCSC de la subestación Imperatriz 12

Reactancia aparente ideal delTCSC funcionando en modo deinversión de tensión sincrónica(frecuencia nominal: 50 Hz)

XC Reactancia física del condensadorXapp Reactancia aparente del condensadorf Frecuencia

13

f

5

4

3

2

1

00 10 20 30 40 Hz50

Xapp

–XC

F A C T S

12 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

que es una medida de la posibilidad de au-

mentar artificialmente la reactancia del con-

densador en serie para contrarrestar las os-

cilaciones de potencia del sistema. El nivel de

refuerzo puede ser variado continuamente

entre 1 y 3, lo que equivale a un intervalo del

5% al 15% de compensación de la línea.

Para la intensidad nominal de la línea, el nivel

nominal de refuerzo ha sido establecido en

1,20. El esquema de control aparece repre-

sentado en .

La válvula de tiristores está montada en el

nivel de la plataforma . Está refrigerada

por agua y utiliza tiristores activados por luz

indirecta.

La válvula ha sido proyectada para una in-

tensidad nominal continua de 1.500 A y de

3.000 A durante 10 segundos. Además, de-

bido a que la válvula debe proporcionar una

protección auxiliar al TCSC en situaciones

extremas, en las que la protección principal

contra sobretensiones de ZnO alcanza su lí-

mite térmico nominal, es necesario que

pueda soportar intensidades de fallo máxi-

mas de hasta 40 kA durante unos 60 ms, que

es el tiempo que tarda el disyuntor en by-

pass en cerrarse y comenzar a transportar la

corriente de pérdida.

12

11

Reducción de la resonancia

subsincrónica con el TCSC

Aplicar la compensación en serie mejora el

comportamiento del sistema de transmisión,

tanto en términos de estabilidad de la tensión

como de estabilidad angular. Sin embargo, al

mismo tiempo podría introducirse en el siste-

ma una resonancia eléctrica. La experiencia

ha demostrado que, en ciertas circunstancias,

una resonancia eléctrica podría interactuar

con las resonancias torsionales mecánicas de

los sistemas de ejes de los turboalternadores

en las centrales térmicas. Este fenómeno es

una forma de resonancia subsincrónica (SSR).

Actualmente, el problema de la SSR se com-

prende bien y se tiene en cuenta cuando se di-

señan equipos de compensación en serie. Al-

gunas veces, las condiciones de la SSR po-

drán limitar el grado de compensación nece-

saria para mejorar el rendimiento del sistema

de transmisión de energía. La utilización de un

TCSC reduciría dichas limitaciones.

Impedancia aparente de los TCSC

Las condiciones para que se produzca una

resonancia subsincrónica (SSR) dependen

de la impedancia de la red, según se obser-

va desde la máquina sincrónica a las fre-

cuencias subsincrónicas y supersincrónicas

correspondientes a su frecuencia de reso-

nancia torsional m.

La reactancia de un condensador en serie fijo

varía inversamente a la frecuencia; una vez

seleccionada su reactancia a la frecuencia

nominal, ésta determina su reactancia a

todas las frecuencias. Esto, sin embargo, no

ocurre así en un TCSC, ya que su nivel refor-

zador depende de las acciones de control

que pueden cambiar la activación de los tiris-

tores durante cada semiciclo de la intensidad

de la línea.

La impedancia aparente, Zapp, del TCSC

puede definirse entonces como un cociente

complejo:

Debe tenerse en cuenta que la impedancia

aparente es una propiedad del circuito princi-

pal del TCSC y de su sistema de control. En

general, la impedancia aparente de un TCSC

concreto en una red concreta debe ser de-

terminada mediante simulación o medición.

Los informes existentes sobre diferentes es-

quemas de control muestran que, en la gama

de frecuencias subsíncronas, la impedancia

aparente es de tipo resistiva-inductiva. Un

cálculo simplificado, suponiendo que las in-

versiones de tensión del condensador son

instantáneas y equidistantes al doble de la

∆VaVai

Vai Vao

Vao

V bc

V biV ci

φ

Vbi Vbo

Vci Vco

3

1

2

Un sistema de desplazamiento de fase con inyección de tensiónen cuadratura de fase

1 Transformador magnetizante2 Transformador en serie3 Red de conmutación

Va Tensión a través del transformador en serieVai, bi, ci Tensiones entre la línea y tierraVao, bo, co Tensiones entre la línea y tierra

14

PST

L

L lk+ –

φ

Topología de un transformadorasistido (APST) de desplazamientode fase

φ Desplazamiento de faseL Inductancia en paraleloLlk Inductancia del PST

PST Transformador de desplazamientode fase

15

F A C T S

φ Desplazamiento de fase

Zapp (ωm ) = Rapp (ωm ) + jX app (ωm ) =

∆rUC

∆rIL

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 13

frecuencia nominal, y sin tener en cuenta las

pérdidas, revela que la impedancia aparente

del TCSC es:

La función, positiva en todo el intervalo de

frecuencia subsincrónica, muestra que la re-

actancia aparente es inductiva . Para fre-

cuencias próximas a la frecuencia nominal, el

control de la impedancia aparente hará que

esta se convierta en capacitiva. En [6] se in-

dica un caso real de reducción de la SSR.

Transformador de desplazamiento

de fase (PST)

Los transformadores de regulación del ángu-

lo de fase (desplazamiento de fase) se utilizan

para controlar el flujo de energía eléctrica a lo

largo de las líneas de transmisión. Tanto la

magnitud como la dirección del flujo de ener-

gía pueden ser controladas variando el des-

plazamiento de fase mediante el transforma-

dor en serie .

Principio de funcionamiento

El desplazamiento de fase se consigue extra-

yendo una tensión línea-tierra de una de las

fases e inyectando una parte de ella en serie

con otra fase. Esto se lleva a cabo utilizando

dos transformadores: el transformador regu-

lador o magnetizante, en derivación, y el

transformador en serie . Las conexiones

usadas, estrella-estrella y estrella-triángulo,

hacen que la tensión en serie inyectada esté

en cuadratura de fase con la tensión entre la

línea y tierra.

Una parte de la tensión de la línea es selec-

cionada por la red de conmutación e introdu-

cida en serie con la tensión de línea. La tensión

añadida está en cuadratura de fase con la ten-

sión de la línea ya que, por ejemplo, la tensión

añadida en la fase «a» es proporcional a Vbc.

El ángulo de desplazamiento de la fase es

ajustado normalmente por dispositivos de

conmutación de tomas en carga (LTC). La

tensión en serie puede ser variada por el LTC

según incrementos determinados por las

tomas del devanado de regulación. Los

14

14

13

avances en el campo de la electrónica de alta

potencia han hecho posible que los tiristores

se utilicen en la red de conmutación.

Transformador asistido de

desplazamiento de fase (APST)

En puede verse la topología de un APST.

La naturaleza del elemento reactivo en para-

lelo con el PST depende del cuadrante en el

que debe operar el PST. Las dos derivacio-

nes funcionan al unísono, permitiendo que el

APST fuerce una transferencia de potencia

mayor a través de un circuito que la que se

obtiene con un PST solo. La susceptancia

del elemento reactivo se selecciona de forma

15

que sea muy inferior a la del PST. Por consi-

guiente, el comportamiento del APST viene

dictado principalmente por el PST, lo que sig-

nifica que la capacidad de control de este se

mantiene en aquel.

Interconexión NYPA-VELCO

En EE UU, el sistema de la compañía New

York Power Authority (NYPA) está unido al

sistema de la Vermont Electric Company

(VELCO) por medio de una interconexión a

115 kV. Este enlace crítico es necesario para

asegurar la fiabilidad del servicio local y per-

mitir una transferencia masiva de energía

entre los dos sistemas. Para optimizar el fun-

cionamiento se utiliza un PST con una capa-

PST115-kV tie

2 x 25 MVAr

75 Ω

Esquema monofilar del APST de Plattsburgh, utilizado para controlar lainterconexión NYPA-VELCO de 115 kV en EE UU

Negro Equipamiento existente Verde Equipamiento complementario

16

El APST de Plattsburgh 17

F A C T S

Xapp (ωm ) = – XC

ωn

ωm

1– cosωm

ωn

π

2

cosωm

ωn

π

2

14 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

cidad nominal de 115 kV y 175 MVA, situado

en Plattsburgh NY, que controla la conexión.

Durante los meses de verano, este PST

constituye el equipo de limitación térmica de

la interconexión, limitando a 105 MW la carga

de preemergencia durante este tiempo.

Se observó que incrementar la transferen-

cia estival admisible de energía a través de la

interconexión redunda en beneficio tanto de

NYPA como de VELCO. La solución APST se

consideró la más atractiva, puesto que cum-

plía todos los objetivos del sistema. Poner un

inductor de alta impedancia en paralelo con

el PST existente reduciría el flujo de energía a

través de él, manteniendo esencialmente al

mismo tiempo toda la capacidad de control

de la interconexión . Además se precisa-

ban baterías de condensadores en deriva-

ción para la distribución local de la potencia

reactiva consumida por el inductor.

El APST de Plattsburgh entró en servicio

en junio de 1998 . Con él en funciona-

miento, la transferencia estival admisible de

energía a través de la interconexión en cues-

tión pasó de 35 MW a 140 MW, lo que supo-

ne un aumento del 33%. Se ha estimado que

el APST cuesta solo la mitad que la sustitu-

ción del PST existente por uno nuevo, espe-

cificado apropiadamente para la mayor

transferencia de energía durante el verano

[7].

Compensador sincrónico estático

(STATCOM)

El compensador estático está basado en una

fuente de tensión sincrónica de estado sóli-

do, similar a una máquina síncrona, que ge-

nera un conjunto equilibrado de (tres) tensio-

nes sinusoidales a la frecuencia fundamental,

con amplitud y ángulo de desplazamiento de

fase controlables. Sin embargo, este disposi-

tivo no tiene ninguna inercia.

Principio de funcionamiento

Un compensador estático consiste en un

convertidor de fuente de tensión, un transfor-

mador de acoplamiento y controles. En esta

aplicación, el dispositivo de fuente de energía

de CC puede ser sustituido por un conden-

sador de CC, de forma que el intercambio de

17

16

energía en régimen permanente entre el

compensador estático y el sistema de CA

pueda ser solo reactivo, según se muestra en

. Iq es la intensidad de salida del converti-

dor, perpendicular a la tensión del converti-

dor Vi. Es posible controlar la magnitud de la

tensión del convertidor, y por tanto la poten-

cia de salida reactiva del mismo. Si Vi es

mayor que la tensión entre terminales, VTU, el

compensador estático suministrará potencia

reactiva al sistema de CA. Si Vi es menor que

VT, el compensador estático absorberá po-

tencia reactiva.

Convertidor de fuente de tensión (VSC)

En se muestra una configuración básica

del circuito trifásico de un convertidor de

fuente de tensión de tres niveles. Consiste en

doce conmutadores de semiconductores de

tipo autoconmutable, cada uno de los cuales

es puesto en derivación por un diodo de tipo

19

18

inversión conectado en paralelo, y seis deri-

vaciones de diodo conectadas entre el punto

medio del condensador y el punto medio de

cada par de conmutadores. Conectando la

fuente de CC secuencialmente a los termina-

les de salida, el inversor puede producir un

conjunto de tres formas de tensión cuasicua-

dradas de una frecuencia determinada.

La frecuencia, amplitud y fase de la ten-

sión de CA puede ser variada mediante un

control adecuado. Por consiguiente, el con-

vertidor de fuente de tensión puede ser con-

siderado como una fuente de tensión contro-

lable.

Las válvulas de un convertidor de fuente

de tensión actúan como conmutadores. Los

potenciales de fase con respecto al punto

medio del condensador pueden tener tres

valores diferentes:

1. V = +Vdc

2. V = 0

3. V = -Vdc

Este esquema recibe el nombre de converti-

dor de fuente de tensión de tres niveles.

Debe tenerse en cuenta que, por cada

una de las fases, sólo uno de los dos con-

mutadores puede estar activado en un mo-

mento dado, ya que de lo contrario el enlace

de CC sufriría un cortocircuito. La tensión de

salida puede ser controlada en términos de

fase y amplitud. La frecuencia fundamental

de la tensión de CA depende de la tensión de

CC, por consiguiente:

Va,b,c = KuVdc

El factor de dependencia, Ku, es controlado

por la forma de conmutación de la válvula.

Este procedimiento es denominado general-

mente modulación por impulsos de duración

variable (PWM). En se muestra un ejem-

plo de dos tensiones neutras entre línea y

convertidor y las formas de onda de la ten-

sión entre fases, resultantes en el caso de

PWM.

Utilizando la modulación por impulsos de

duración variable es posible variar el valor de

Ku. Este coeficiente, denominado índice de

modulación, puede variar entre cero y un

valor máximo.

20

V i

V i>Vt

V i<Vt

V t

VDC

VDC

Iq

Iq

T

Suppliesreactive power

Absorbsreactive power

–+

VSC

Compensador estático con un VSC,un transformador de acoplamiento Ty sistema de control

Iq Intensidad de salida del convertidorVi Tensión del convertidorVt Tensión entre terminales

18

F A C T S

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 15

Aplicaciones

Los sistemas STATCOM cumplen las si-

guientes funciones:

• Estabilización de la tensión dinámica: au-

mento de la transmisión de energía, me-

nores variaciones de tensión

• Mejora de la estabilidad sincrónica: mejor

estabilidad en régimen transitorio, mejor

amortiguamiento del sistema de transmi-

sión, amortiguamiento de SSR

• Equilibrio dinámico de carga

• Mejora de la calidad de la energía

• Soporte de tensión en régimen perma-

nente

SVC Light

SVC Light es la denominación de producto

para un STATCOM de ABB basado en IGBT

[8]. La tecnología del sistema SVC Light se

basa en el principio de que la topología de la

instalación debería ser sencilla, con un míni-

mo de aparatos convencionales. Los equi-

pos convencionales son sustituidos por dis-

positivos de alta tecnología, tales como vál-

vulas IGBT y sistemas informáticos de alto

rendimiento. La utilización de PWM de con-

mutación de alta frecuencia (aproximada-

mente 2 kHz) ha hecho posible utilizar un

único convertidor conectado a un transfor-

mador de potencia estándar por medio de

reactancias de conmutación sin núcleo mag-

nético. Los principales componentes de la

instalación –las válvulas IGBT, los condensa-

dores de CC, el sistema de control y el siste-

ma de refrigeración de las válvulas– están si-

tuados dentro de un contenedor. El equipa-

+VDC

–VDC

Va

C

C

D6

D1 D2S4 S5 D3S6

D4 D5S7 S8 S9

S12S11S10

S1 S3S2

VbVc

8kV

kV

kV

0

–8

8

0

–8

20

0

–20100 120 140

t160 ms180 200

a

b

c

Convertidor básico de fuente de tensión de tres niveles

S1–12 Grupos de IGBT C Condensador de CCD1–6 Grupos de diodos

19 Formas de la onda de tensión entre terminalesdel convertidor con modulación por impulsosde duración variable

a, b Tensión entre línea y punto medioc Tensión entre línea y línea

20

Instalación típica del SVC Light en aplicaciones para compañías eléctricas 21

F A C T S

16 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9

miento exterior es limitado: intercambiadores

de calor, reactancias de conmutación y el

transformador de potencia. Actualmente se

dispone de una capacidad de ± 100 MVAr

por convertidor. Para conseguir un intervalo

más amplio se pueden utilizar condensado-

res fijos adicionales, condensadores conmu-

tados por tiristores o un conjunto de conver-

tidores múltiples.

Características de tensión y corriente

El intervalo de funcionamiento del SVC de

nueva generación está definido por la tensión

máxima que se puede establecer en los ter-

minales del convertidor y por la intensidad

máxima del mismo. En condiciones de sub-

tensión se puede mantener una intensidad

constante, igual a la intensidad máxima del

convertidor. Esto muestra que la producción

de MVARr disminuye linealmente con la ten-

sión. En condiciones de sobretensión, la in-

tensidad máxima puede ser mantenida hasta

en el límite superior de la tensión entre termi-

nales del convertidor.

Tiempo de respuesta

Las válvulas de semiconductores de un sis-

tema SVC Light responden casi instantánea-

mente a una orden de conmutación. Por

consiguiente, el factor que limita la velocidad

de respuesta de la instalación viene determi-

nado por el tiempo necesario para realizar las

mediciones de tensión y procesar los datos

del sistema de control. Si se utiliza un contro-

lador de alta ganancia, el tiempo de respues-

ta será inferior a un cuarto de ciclo.

Interacción de armónicos con la red

En la mayoría de los casos, la instalación

puede estar diseñada por completo sin filtros

de armónicos. En otros casos, cuando los re-

quisitos impuestos a los armónicos de orden

superior son muy estrictos, puede ser nece-

sario un pequeño enlace de paso alto. Por

consiguiente es muy bajo el riesgo de que se

produzcan las condiciones para la resonan-

cia. Debido a esta propiedad, el sistema SVC

Light puede ser reubicado en otra posición

cuando varían los requisitos impuestos a la

red.

La alta frecuencia de conmutación utiliza-

da en el concepto SVC Light da como resul-

tado una capacidad intrínseca para producir

tensiones a frecuencias muy por encima de la

frecuencia fundamental. Esta propiedad

puede aprovecharse para el filtrado activo de

armónicos ya presentes en la red. El SVC

Light inyecta a continuación en la red una co-

rriente armónica, con la fase y amplitud co-

rrectas, para contrarrestar las tensiones ar-

mónicas.

Superficie ocupada e implantación

Se puede construir un sistema SVC Light

muy compacto para diversas aplicaciones de

producción de energía eléctrica . La su-

perficie necesaria no es superior a un rectán-

gulo de 10 por 20 metros.

Compensador en serie sincrónico

estático (SSSC)

En un sistema de transmisión se puede utili-

zar un convertidor de fuente de tensión co-

nectado en serie. Este dispositivo recibe el

nombre de compensador en serie sincrónico

estático.

Principio de funcionamiento

La figura muestra un convertidor de fuen-

te de tensión conectado en serie a una línea

de transmisión por medio de un transforma-

dor. Es necesaria una fuente de energía para

suministrar la tensión de CC a través del con-

densador y compensar las pérdidas del VSC.

En principio, un SSSC es capaz de inter-

cambiar potencia activa y reactiva con el sis-

tema de transmisión de energía eléctrica. Sin

embargo, si sólo se pretende compensar la

potencia reactiva, la fuente de energía podría

ser bastante pequeña. La tensión inyectada

puede controlarse, en cuanto a magnitud y

fase, si se dispone de una fuente de energía

suficientemente grande. Con compensación

de potencia reactiva sólo es controlable la

magnitud de la tensión, puesto que el vector

de la tensión inyectada es perpendicular a la

intensidad de la línea. En este caso, la tensión

inyectada en serie puede adelantar o retrasar

90 grados la intensidad de la línea. Esto signi-

fica que el SSSC puede ser controlado unifor-

memente en cualquier valor, de adelanto o de

retardo, dentro del intervalo de funcionamien-

to del VSC. Por consiguiente, un SSSC puede

comportarse como un condensador en serie y

una reactancia en serie controlables. La dife-

rencia fundamental es que la tensión inyecta-

da por un SSSC no está relacionada con la in-

tensidad de la línea y puede ser controlada in-

dependientemente. Esta importante caracte-

rística implica que el SSSC puede ser utilizado

con excelentes resultados tanto con cargas

bajas como con cargas altas.

22

21

Energy source

I ij

VSC

V i∠ iV1∠ 1 V2∠ 2+ VC–+ jXL1 + jXL2V j∠ j ΘΘΘΘ

Configuración básica de un compensador en serie sincrónico estático (SSSC)

+VC– Tensión a través del transformador en serie del SSSC

Otras notaciones, véase figura 4

22

F A C T S

R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 17

Aplicaciones

La aplicación general de un condensador en

serie controlable es también válida en el caso

del SSSC: control dinámico del flujo de ener-

gía y mejora de la estabilidad de la tensión y

del ángulo. El hecho de que un SSSC pueda

inducir tensión capacitiva y tensión inductiva

en una línea amplía el campo de operación

del dispositivo. Para controlar el flujo de ener-

gía se puede utilizar un SSSC, tanto para au-

mentar como para reducir el flujo. Dentro del

intervalo de estabilidad ofrece más potencial

para amortiguar oscilaciones eletromecáni-

cas. Sin embargo, la inclusión de un transfor-

mador de alta tensión en el esquema da lugar

a una desventaja de costes en comparación

con los condensadores en serie controlables.

El transformador también reduce el rendi-

miento del SSSC, debido a que se introduce

una reactancia adicional. Este defecto podrá

ser eliminado en el futuro mediante la utiliza-

ción de dispositivos SSSC sin transformador.

El esquema también exige un aparato de

protección que ponga en derivación el SSSC

en caso de que en la línea existan altas inten-

sidades de fallo.

Controlador unificado de flujo

de energía (UPFC)

El controlador unificado de flujo energético

consiste en dos convertidores de conmuta-

ción operados desde un enlace común de

CC .

Principio de funcionamiento

En , el convertidor 2 realiza la función prin-

cipal del UPFC inyectando en la línea de

transmisión una tensión de CA, con magnitud

y ángulo de desplazamiento de fase controla-

bles en serie, por medio de un transformador

en serie. La función básica del convertidor 1

es entregar o absorber la potencia real de-

mandada por el convertidor 2 en el enlace

común de CC. También puede generar o ab-

sorber potencia reactiva controlable y propor-

cionar una compensación reactiva en deriva-

ción para la línea. El convertidor 2 entrega o

absorbe localmente la potencia reactiva re-

querida e intercambia la potencia activa como

resultado de la tensión inyectada en serie.

23

23

Aplicaciones

Un sistema UPFC puede regular al mismo

tiempo la potencia activa y reactiva. En gene-

ral tiene tres variables de control y puede ope-

rar en diferentes modos. El convertidor co-

nectado en derivación regula la tensión de la

barra de distribución i en y el convertidor

conectado en serie regula la potencia activa y

reactiva, o la potencia activa y la tensión, en el

nodo conectado en serie. En principio, un

UPFC puede desempeñar las funciones de

los otros dispositivos FACTS descritos, a

saber, soporte de tensión, control del flujo de

energía y mejora de la estabilidad.

Bibliografía

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Force 38-01-02, 1986.

[2] Static var compensator models for power

flow and dynamic performance simulation.

IEEE Special Stability Controls Working

Group.

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sation. ABB Power Systems.

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trollable components. IEEE Transactions on

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(FACTS). Technical Report, EPRI EL-6943,

vol 2, part 1, Sept 1991.

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[6] D. Holmberg, et al: The Stode thyristor

controlled series capacitor. Cigré 14–105,

1998.

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hase power controller. T&D Conference and

Exposition, New Orleans, April, 1999.

[8] B. Bijlenga, R. Grünbaum, T. Johans-

son: SVC Light, poderoso instrumento para

mejorar la calidad de la energía. Revista ABB

6/98, 21–30.

Autores

Rolf Grünbaum

Mojtaba Noroozian

Björn Thorvaldsson

ABB Power Systems AB

SE-721 64 Västerås, Suecia

Fax: +46 21 18 31 43

E-mail:

rolf.grunbaum@se.abb.com

mojtaba.noroozian@se.abb.com

bjorn.thorvaldsson@se.abb.com

P,Q

Bus i Bus j

Converter1

Converter2

Seriestransformer

Shunttransformer

V j∠ jΘV i∠ iΘ

Disposición básica del circuito del controlador unificadode flujo de energía (UPFC)

P Potencia activa de la línea Vi, j Magnitudes de tensión, barras i y jQ Potencia reactiva de la línea Θi, j Ángulos de tensión, barras i y j

23

F A C T S