ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA …bibing.us.es/proyectos/abreproy/70786/descargar_fichero/ETSI_TFM... · Inversor trifásico de seis pulsos ..... 39 7.2.1.2.2. Inversor

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Titulación:

MÁSTER UNIVERSITARIO EN SISTEMAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Título del Proyecto:

MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA EN LÍNEAS DE GRAN LONGITUD MEDIANTE

EL USO DE FACTS

Tutores:

Antonio de la Villa Jaén

Pedro L. Cruz Romero

Neel Marck Vargas Eufracio

DNI: 28985709M

Sevilla, noviembre 2016

2

ÍNDICE

ÍNDICE

Índice de ilustraciones .............................................................................................. 8

Glosario ................................................................................................................. 13

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 15

2. MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS .......................................................................... 16

3. ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................................................................... 18

3.1. CONCEPTO ....................................................................................................... 18

3.2. ANÁLISIS DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA .................................................... 19

3.3. SIMULACIONES EN EL DOMINIO DEL TIEMPO PARA ESTUDIAR LA ESTABILIDAD

TRANSITORIA............................................................................................................... 19

3.3.1. Modelo dinámico del sistema eléctrico ................................................... 19

4. EQUIVALENTE DINÁMICO ............................................................................ 21

4.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 21

4.2. TIPOS DE EQUIVALENTES ................................................................................. 21

4.3. MÉTODOS PARA DESARROLLAR EQUIVALENTES ............................................. 22

4.3.1. Simplificaciones empíricas ........................................................................ 22

4.3.2. Máquina nudo infinito .............................................................................. 23

4.3.3. Métodos modales ..................................................................................... 23

4.3.4. Basado en coherencia ............................................................................... 24

4.3.4.1. Coherencia entre generadores ......................................................... 24

4.3.5. Modal – Coherente ................................................................................... 25

5. FACTS .......................................................................................................... 26

5.1. ANTECEDENTES ................................................................................................ 26

5.2. DEFINICIÓN ...................................................................................................... 26

5.3. TIPOS DE DISPOSITIVOS FACTS ........................................................................ 26

5.3.1. La primera generación .............................................................................. 27

5.3.2. La segunda generación ............................................................................. 28

5.3.3. La tercera generación ............................................................................... 28

5.3.4. La cuarta generación ................................................................................ 29

5.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS FACTS ..................................................................... 30

3

5.5. CLASIFICACIÓN DE LOS FACTS SEGÚN EL DISPOSITIVO SEMICONDUCTOR .... 30

5.6. FACTS EN REDES INTERCONECTADAS .............................................................. 31

5.7. OBJETIVOS DE LOS FACTS ................................................................................ 31

6. SVC ............................................................................................................. 33

6.1. FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 33

6.2. CONFIGURACIÓN BÁSICA ................................................................................. 33

6.3. ELEMENTOS ..................................................................................................... 34

6.3.1. Condensadores conmutados por tiristores (TSC) ..................................... 35

6.3.2. Bobinas controladas por tiristores (TCR) .................................................. 35

6.3.3. Bobinas conmutadas por tiristores (TSR) ................................................. 36

6.4. APLICACIONES DEL SVC .................................................................................... 36

7. STATCOM .................................................................................................... 37

7.1. FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 37

7.2. COMPONENTES DE UN STATCOM ................................................................... 38

7.2.1. Inversores ................................................................................................. 38

7.2.1.1. Dispositivos semiconductores controlables ...................................... 38

7.2.1.2. Topologías: ........................................................................................ 39

7.2.1.2.1. Inversor trifásico de seis pulsos .................................................... 39

7.2.1.2.2. Inversor trifásico con tres inversores puente H monofásicos ...... 39

7.2.1.2.3. Inversor trifásico de tres niveles NPC ........................................... 40

7.2.1.3. Frecuencia de conmutación .............................................................. 41

7.2.2. Condensador del Lado DC ........................................................................ 41

7.2.2.1. Topologías ......................................................................................... 41

7.2.3. Transformador .......................................................................................... 42

7.2.3.1. Transformadores zig-zag ................................................................... 43

7.2.3.2. Transformadores estrella-triángulo .................................................. 43

7.3. APLICACIONES .................................................................................................. 44

8. UPFC ........................................................................................................... 45

8.1. ANTECEDENTES ................................................................................................ 45

8.2. CONFIGURACIÓN ............................................................................................. 45

8.3. FUNCIONAMIENTO .......................................................................................... 47

8.4. APLICACIONES .................................................................................................. 47

4

8.5. SSSC .................................................................................................................. 48

8.5.1. Concepto ................................................................................................... 48

8.5.2. Principio de operación .............................................................................. 49

8.5.3. Aplicaciones .............................................................................................. 49

9. FACTS PARA LA MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA ......................... 50

9.1. VENTAJAS DEL SVC, STATCOM y UPFC ............................................................ 51

9.1.1. Ventajas del STATCOM frente al SVC ....................................................... 52

9.1.2. Ventajas del UPFC frente al STATCOM ..................................................... 53

9.1.3. Esquema de la comparativa ..................................................................... 53

9.2. COMPARACIÓN DE COSTOS ............................................................................. 54

10. AVR y PSS .................................................................................................... 55

10.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 55

10.2. AVR ............................................................................................................... 56

10.2.1. Principio de funcionamiento................................................................. 57

10.2.2. Elementos del AVR ................................................................................ 57

10.3. PSS ................................................................................................................ 58

10.3.1. Surgimiento del PSS .............................................................................. 58

10.3.2. Principio de funcionamiento................................................................. 59

11. IMPLEMENTACIÓN EN DIGSILENT - POWER FACTORY .................................. 60

11.1. REDES QUE SE IMPLEMENTAN ..................................................................... 60

11.1.1. Red 1 ..................................................................................................... 60

11.1.2. Red 2 ..................................................................................................... 60

11.1.3. Red 3 ..................................................................................................... 61

11.1.4. Red 4 ..................................................................................................... 61

11.2. COMPONENTES DE LAS REDES ..................................................................... 62

11.2.1. Generador ............................................................................................. 62

11.2.2. Transformador ...................................................................................... 62

11.2.3. Líneas .................................................................................................... 63

11.2.4. Red externa (Nudo infinito en red 1) .................................................... 63

11.2.5. Cargas .................................................................................................... 63

11.3. UBICACIÓN DE LOS FACTS EN LAS REDES .................................................... 63

11.4. SVC ................................................................................................................ 65

5

11.4.1. Componentes y características del SVC ................................................ 65

11.4.1.1. Transformador del SVC ..................................................................... 65

11.4.1.2. Static Var System ............................................................................... 65

11.5. STATCOM ...................................................................................................... 65

11.5.1. Componentes y características del STATCOM ...................................... 65

11.5.1.1. Transformador del STATCOM ........................................................... 65

11.5.1.2. Inversor del STATCOM ...................................................................... 66

11.5.1.3. Condensador del STATCOM .............................................................. 67

11.6. UPFC ............................................................................................................. 67

11.6.1. Componentes y características del UPFC ............................................. 67

11.6.1.1. Transformador serie del UPFC .......................................................... 67

11.6.1.2. Transformador paralelo del UPFC ..................................................... 68

11.6.1.3. Inversor serie del UPFC ..................................................................... 68

11.6.1.4. Inversor paralelo del UPFC ................................................................ 69

11.6.1.5. Condensador del UPFC ...................................................................... 69

11.7. MODELOS Y CONTROLADORES .................................................................... 70

11.7.1. Definiciones .......................................................................................... 70

Composite Model (Modelo compuesto) ...................................................... 70

Composite Frame (Marco compuesto) ........................................................ 70

Common Model (Modelo general) .............................................................. 70

Composite Block Diagram (Diagrama de bloques) ...................................... 70

11.7.2. Generador ............................................................................................. 70

11.7.2.1. AVR .................................................................................................... 72

11.7.2.2. PSS ..................................................................................................... 73

11.7.3. SVC ........................................................................................................ 74

11.7.3.1. SVS ..................................................................................................... 75

11.7.4. STATCOM .............................................................................................. 76

11.7.4.1. Controlador de corriente .................................................................. 77

11.7.4.2. Controlador de tensión DC ................................................................ 78

11.7.5. UPFC ...................................................................................................... 78

11.7.5.1. Serie ................................................................................................... 79

11.7.5.1.1. Controlador de corriente ............................................................ 80

6

11.7.5.1.2. Controlador PQ ........................................................................... 81

11.7.6. Paralelo .............................................................................................. 82

11.7.6.1. Controlador de corriente ............................................................... 83

11.7.6.2. Controlador de tensión DC ............................................................ 84

12. SIMULACIÓN ............................................................................................... 85

12.1. PRIMER CASO ............................................................................................... 85

12.2. SEGUNDO CASO ........................................................................................... 85

12.3. TERCER CASO ................................................................................................ 86

12.4. CUARTO CASO .............................................................................................. 86

12.5. QUINTO CASO: SIMULACIÓN DE INTERÉS .................................................... 86

12.6. RESULTADOS: PRIMER CASO ........................................................................ 87

12.6.1. Red 1 sin FACTS ..................................................................................... 87

12.6.2. Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC ......................................................... 87

12.6.2.1. Sincronismo ....................................................................................... 87

12.6.2.2. Velocidad del rotor ............................................................................ 88

12.7. RESULTADOS: SEGUNDO CASO .................................................................... 89

12.7.1. Red 2 sin FACTS ..................................................................................... 89

12.7.2. Red 2 con el SVC.................................................................................... 89

12.7.2.1. Sincronismo ....................................................................................... 89


12.7.3. Red 2 con el STATCOM.......................................................................... 90

12.7.3.1. Sincronismo ....................................................................................... 90


12.7.4. Red 2 con el UPFC ................................................................................. 91

12.7.4.1. Sincronismo ....................................................................................... 91


12.7.5. Red 2 (generador G3) con SVC vs STATCOM vs UPFC .......................... 93

12.7.5.1. Sincronismo ....................................................................................... 93


12.8. RESULTADOS: TERCER CASO ........................................................................ 94

12.8.1. Red 3 sin FACTS ..................................................................................... 94

12.8.2. Red 3 con el SVC.................................................................................... 94

12.8.2.1. Sincronismo ....................................................................................... 94

7


12.8.3. Red 3 con STATCOM ............................................................................. 96

12.8.3.1. Sincronismo ....................................................................................... 96


12.8.4. Red 3 con UPFC ..................................................................................... 97

12.8.4.1. Sincronismo ....................................................................................... 97


12.8.5. Red 3 (generador G2) con SVC, STATCOM y UPFC ............................... 98

12.8.5.1. Sincronismo ....................................................................................... 98


12.9. RESULTADOS: CUARTO CASO ....................................................................... 99

12.9.1. Red 4 sin FACTS ..................................................................................... 99

12.9.2. Red 4 con el SVC.................................................................................... 99

12.9.3. Red 4 con el STATCOM........................................................................ 100

12.9.4. Red 4 con el UPFC ............................................................................... 100

12.10. RESULTADOS: QUINTO CASO, SIMULACIÓN DE INTERÉS .......................... 102

12.10.1. Red 5 sin FACTS ................................................................................... 102

12.10.2. Red 5 con FACTS ................................................................................. 102

12.10.3. Interconexiones internacionales de España ....................................... 104

13. CONCLUSIÓN ............................................................................................. 105

14. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 107

8

Índice de ilustraciones

Ilustración 1: Ángulo del rotor tras una perturbación ................................................... 18

Ilustración 2: Clasificación de estabilidad de un SEP [4] ................................................ 20

Ilustración 3: Sistema de prueba con 9 nodos y 3 generadores .................................... 22

Ilustración 4: Sistema de prueba con corte de flujo ...................................................... 22

Ilustración 5: Sistema máquina nudo infinito ................................................................ 23

Ilustración 6: Curvas de oscilación de tres generadores ................................................ 25

Ilustración 7: FACTS primera generación paralelo ......................................................... 27

Ilustración 8: FACTS primera generación serie............................................................... 27

Ilustración 9: FACTS de segunda generación paralelo STATCOM ........................... 28

Ilustración 10: FACTS de segunda generación serie - SSSC ........................................ 28

Ilustración 11: FACTS tercera generación UPFC ............................................................. 28

Ilustración 12: FACTS cuarta generación IPFC ................................................................ 29

Ilustración 13: TABLA: Dispositivos FACTS y convencionales [11] ................................ 29

Ilustración 14: Clasificación de FACTS según dispositivo semiconductor ...................... 30

Ilustración 15: Configuración del SVC............................................................................. 34

Ilustración 16: Esquema simplificado para un SVC ........................................................ 34

Ilustración 17: Esquema de TSC...................................................................................... 35

Ilustración 18: Esquema de TCR ..................................................................................... 35

Ilustración 19: Esquema del STATCOM .......................................................................... 37

Ilustración 20: Diagrama fasorial de operación capacitiva del STATCOM ..................... 37

Ilustración 21: Diagrama fasorial de operación inductiva del STATCOM ....................... 37

Ilustración 22: Símbolo general GTO (a) e IGBT (b) ........................................................ 38

Ilustración 23: Inversor trifásico de 6 pulsos .................................................................. 39

Ilustración 24: Inversor trifásico con tres inversores puente H ..................................... 40

Ilustración 25: Inversor de tres niveles NPC ................................................................... 40

Ilustración 26: Topología de un condensador del lado DC ............................................. 42

Ilustración 27: Topología con condensador individual para cada inversor .................... 42

Ilustración 28: STATCOM de 24 pulsos utilizando transformadores zig-zag .................. 43

Ilustración 29: Diagrama de STATCOM cuasi-24 pulsos (conexión estrella -triángulo) . 44

Ilustración 30: Configuración del UPFC .......................................................................... 45

Ilustración 31: Diagrama fasorial de operación del UPFC a) Regulación de voltaje, b)

Compensación de impedancia de la línea, c) Cambiador de fase, d) Control simultáneo

de tensión, impedancia y ángulo .................................................................................... 46

Ilustración 32: Esquema del SSSC ................................................................................... 48

Ilustración 33: Diagrama fasorial de operación del SSSC a) Modo capacitiva, b) Modo

inductivo ......................................................................................................................... 48

Ilustración 34: a) Curva tensión intensidad para el SVC, b) Curva tensión intensidad para

el STATCOM c) STATCOM ocupa menos espacio que el SVC [16] .................................. 52

9

Ilustración 35: Ventajas del UPFC vs STATCOM ............................................................. 53

Ilustración 36: Aplicaciones del SVC, STATCOM y UPFC ................................................ 53

Ilustración 37: Costo para dispositivos FACTS [44] ........................................................ 54

Ilustración 38: Esquema del AVR .................................................................................... 57

Ilustración 39: Elementos del AVR ................................................................................. 58

Ilustración 40: Surgimiento del PSS ................................................................................ 59

Ilustración 41: Esquema de AVR más PSS ...................................................................... 59

Ilustración 42: Red 1 ....................................................................................................... 60

Ilustración 43: Red 2 ....................................................................................................... 61

Ilustración 44: Red 3 ....................................................................................................... 61

Ilustración 45: Red 4 ....................................................................................................... 62

Ilustración 46: Ubicación de los FACTS en la Red 1 ........................................................ 64

Ilustración 47: Ubicación de los FACTS en la Red 2 y en la Red 3 .................................. 64

Ilustración 48: Ubicación de los FACTS en la Red 4 ........................................................ 64

Ilustración 49: Datos del transformador en el SVC ....................................................... 65

Ilustración 50: Datos del Static Var System en el SVC .................................................... 65

Ilustración 51: Datos del transformador en el STATCOM .............................................. 66

Ilustración 52: Datos del inversor en el STATCOM ......................................................... 66

Ilustración 53: Datos del condensador en el STATCOM ................................................. 67

Ilustración 54: Datos de transformador serie en el UPFC .............................................. 67

Ilustración 55: Datos de transformador paralelo en el UPFC ......................................... 68

Ilustración 56: Datos del inversor serie del UPFC .......................................................... 68

Ilustración 57: Datos del inversor paralelo del UPFC ..................................................... 69

Ilustración 58: Datos del condensador para el UPFC ..................................................... 69

Ilustración 59: Composite Frame - Conexionado para el Generador ............................. 71

Ilustración 60: Composite Model – Interfaz para el generador y sus controles ............ 72

Ilustración 61: Diagrama de bloques del AVR ................................................................ 72

Ilustración 62: Common Model del AVR ........................................................................ 73

Ilustración 63: Diagrama de bloques del PPS ................................................................. 73

Ilustración 64: Common Model del PSS ......................................................................... 74

Ilustración 65: Composite Frame para el SVC ................................................................ 74

Ilustración 66: Composite Model para el SVC y para sus controladores ...................... 75

Ilustración 67: Diagrama de bloques - Controlador del SVS .......................................... 75

Ilustración 68: Common Model - Controlador del SVS.................................................. 76

Ilustración 69: Composite Frame para el STATCOM ...................................................... 76

Ilustración 70: Composite Model del STATCOM y sus Controladores ........................... 77

Ilustración 71: Common Model - Controlador de corriente del STATCOM .................. 77

Ilustración 72: Diagrama de bloques - Controlador de corriente del STATCOM .......... 77

Ilustración 73: Diagrama de bloques - Controlador de tensión DC del STATCOM ........ 78

Ilustración 74: Common Model - Controlador de tensión DC del STATCOM ............... 78

Ilustración 75: Composite Frame - SSSC del UPFC ......................................................... 79

https://d.docs.live.net/d84e9a6d7746c40e/TFM_2016/ESCUELA%20TECNICA%20SUPERIOR%20DE%20INGENIERIA%2010_11_16.docx#_Toc466497601

10

Ilustración 76: Composite Model - SSSC y sus controladores en UPFC ......................... 79

Ilustración 77: Diagrama de bloques - Controlador de corriente para el SSSC del UPFC

........................................................................................................................................ 80

Ilustración 78: Common Model - Controlador de corriente para el SSSC del UPFC ...... 80

Ilustración 79: Diagrama de bloques - Controlador PQ para SSSC del UPFC ................. 81

Ilustración 80: Common Model - Controlador PQ para SSSC del UPFC ......................... 81

Ilustración 81: Composite Frame - STATCOM del UPFC ................................................ 82

Ilustración 82: Composite Model - STATCOM y sus controladores en UPFC ................ 82

Ilustración 83: Diagrama de bloques - Controlador de corriente para el STATCOM del

UPFC ................................................................................................................................ 83

Ilustración 84: Common Model - Controlador de corriente para el STATCOM del UPFC

........................................................................................................................................ 83

Ilustración 85: Diagrama de bloques - Controlador de tensión DC para el STATCOM del

UPFC ................................................................................................................................ 84

Ilustración 86: Common Model - Controlador de tensión DC para el STATCOM del UPFC

........................................................................................................................................ 84

Ilustración 87: Cortocircuito en una línea entre los buses AT() y AT CARGA para la Red 1

........................................................................................................................................ 85

Ilustración 88: Cortocircuito en una línea entre los buses 7 () y 5 para la Red 2 ........... 85

Ilustración 89: Cortocircuito en una línea entre los buses 7 () y 5 para la Red 3 ........... 86

Ilustración 90: Cortocircuito en una línea entre los buses 2 y 3 para la Red 4 .............. 86

Ilustración 91: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 sin FACTS Ilustración 92: Primer

caso. Velocidad del rotor - Red 1 sin FACTS ................................................................... 87

Ilustración 93: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC (Línea

de 300 km) ...................................................................................................................... 88

Ilustración 94: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC (Línea

de 400 km) ...................................................................................................................... 88

Ilustración 95: Primer caso. Velocidad del rotor - Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC (línea

de 300 km) ...................................................................................................................... 88

Ilustración 96: Primer caso. Velocidad del rotor - Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC (línea

de 400 km) ...................................................................................................................... 88

Ilustración 97: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 sin FACTS . 89

Ilustración 98: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1 G2 y G3 en la Red 2 sin FACTS

........................................................................................................................................ 89

Ilustración 99: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el SVC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 89

Ilustración 100: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el SVC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 89

Ilustración 101: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el SVC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 90

11

Ilustración 102: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 para el

SVC (línea de 400 km) ..................................................................................................... 90

Ilustración 103: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el

STATCOM (línea de 300 km) ........................................................................................... 90

Ilustración 104: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el


Ilustración 105: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el




Ilustración 107: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el UPFC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 92

Ilustración 108: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el UPFC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 92


UPFC (línea de 300 km) .................................................................................................. 92


UPFC (línea de 400 km) .................................................................................................. 92

Ilustración 111: Segundo caso. Ángulo del rotor de G3 en la Red 2 con SVC, STATCOM y

UPFC (línea de 300 km) .................................................................................................. 93

Ilustración 112: Segundo caso. Ángulo del rotor de G3 en la Red 2 con SVC, STATCOM y

UPFC (línea de 400 km) .................................................................................................. 93

Ilustración 113: 2do Caso, velocidad del rotor de G3 en la Red 2 con SVC, STATCOM y

UPFC (línea de 300 km) .................................................................................................. 94

Ilustración 114: 2do Caso, ángulo del rotor de G3 en la Red 2 con SVC, STATCOM y UPFC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 94

Ilustración 115: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 sin FACTS ... 94

Ilustración 116: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 sin FACTS

........................................................................................................................................ 94

Ilustración 117: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el SVC (línea

de 300 km) ...................................................................................................................... 95

Ilustración 118: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el SVC (línea

de 400 km) ...................................................................................................................... 95

Ilustración 119: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el SVC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 95

Ilustración 120: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el SVC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 95

Ilustración 121: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el STATCOM

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 96

Ilustración 122: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el STATCOM

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 96

12

Ilustración 123: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el


Ilustración 124: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el


Ilustración 125: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el UPFC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 97

Ilustración 126: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el UPFC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 97

Ilustración 127: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el UPFC

(línea de 300 km) ............................................................................................................ 97

Ilustración 128: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 3 con el UPFC

(línea de 400 km) ............................................................................................................ 97

Ilustración 129: Tercer caso. Ángulo del rotor de G2 en la Red 3 con SVC, STATCOM y

UPFC (línea de 300 km) .................................................................................................. 98


UPFC (línea de 400 km) .................................................................................................. 98


UPFC (línea de 300 km) .................................................................................................. 99


UPFC (línea de 400 km) .................................................................................................. 99

Ilustración 133: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 sin

FACTS (línea de 1000 km) ............................................................................................... 99

Ilustración 134: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 con

SVC (línea de 1000 km) ................................................................................................. 100


STATCOM (línea de 1000 km) ....................................................................................... 100


UPFC (línea de 1000 km) .............................................................................................. 101

Ilustración 137: Red 5 (posición de los FACTS y de la gran perturbación) ................... 102

Ilustración 138: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito

en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 sin FACTS e intercambio de potencia entre

áreas de 3000 MW ....................................................................................................... 102


en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con SVC e intercambio de potencia entre

áreas de 3000 MW ....................................................................................................... 103


en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con STATCOM e intercambio de potencia

entre áreas de 3000 MW .............................................................................................. 103

Ilustración 141: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito en

línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con UPFC e intercambio de potencia entre

áreas de 3000 MW ....................................................................................................... 103

13

Ilustración 142: Intercambio comercial previsto para 2016 [32] ................................. 104

Glosario

AC Corriente Alterna

AVR Regulador Automático de Tensión

EPRI Instituto de Investigación de Energía y Potencia

FACTS Sistemas de Transmisión Flexible de Corriente Alterna

GTO Transistores GTO

HiGT IGBT de Alta Conductividad

HVDC Corriente Continua de Alta Tensión

IEEE Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

IEGT IGBT con Inyección Mejorada

IGBT Transistor Bipolar de Puerta Aislada

IPFC Controlador de Flujo de Potencia Interlínea

PAR Transformadores Reguladores de Ángulo

PSS Estabilizador de Sistema de Potencia

SSSC Compensador Estático Síncrono en Serie

STATCOM Compensador Estático Síncrono

SVC Compensador Estático de Potencia Reactiva

TCR Reactancia Controlada por Tiristores

TCSC Condenador Serie Controlado por Tiristores

TFM Trabajo Fin de Máster

TSC Condensador Conmutado por Tiristores

TSR Condensador Conmutados por Tiristores

TSSC Condenador Serie Conmutado por Tiristores

UPFC Controlador Unificado de Flujo de Potencia

VSC Inversor de Fuente de Tensión

14

I Introducción

15

1. INTRODUCCIÓN

Desde que se descubrió la energía eléctrica -así como sus múltiples aplicaciones

para el beneficio del hombre- ésta ha desempeñado un rol muy importante en el

desarrollo de la humanidad. Aunque se presentaron dificultades para llevarla desde las

fuentes hasta el consumidor final, la mejor definición es la que ofrece la IEEE quien fija

el sistema de potencia como la “red eléctrica de potencia que se encarga de generar,

transmitir y distribuir la energía eléctrica, hasta los consumidores”.

La continua demanda de energía tiene un crecimiento exponencial; para

producir más energía se está incorporando la generación distribuida y, principalmente,

la de las tecnologías renovables. Como resultado, tenemos que usar las líneas AC de

trasmisión en redes de sistemas de potencia existentes de una manera eficiente.

Desde el principio, la estabilidad ha sido considerada uno de los problemas más

importantes en los sistemas eléctricos de potencia [20]. La estabilidad transitoria es la

capacidad que posee el sistema de potencia para mantener el sincronismo cuando éste

se ve sometido a grandes perturbaciones como cortocircuitos trifásicos, cambios

imprevistos de generación o pérdida de grandes cargas. La respuesta del sistema

resultante implica un cambio en los ángulos del rotor de los generadores y se rige por la

relación no lineal de ángulo y de potencia [45].

El reciente desarrollo así como el uso de los FACTS en sistemas de transmisión

de potencia han generado diversas aplicaciones de éstos como, por ejemplo, mejorar la

estabilidad de las redes de potencia. Diversos equipos FACTS están bajo desarrollo e

incluso algunos ya se encuentran a disposición basándose en interruptores de estado

sólido con tiristores convencionales y fuente de tensión inversora con interruptores

GTO. Estos equipos proporcionan controlabilidad a las redes de transporte AC.

Los FACTS en serie y en derivación juegan un papel muy importante puesto que

controlan la absorción y la generación de potencia reactiva en la que la salida se puede

variar para controlar los parámetros específicos de un sistema eléctrico de potencia.

Los dispositivos FACTS han sido clasificados predominantemente en dos

categorías: el primero basado en reactancia conmutada por tiristor como el SVC y por

otro los STATCOM, los SSSC y el UPFC que emplean electrónica de potencia basada en

inversores de fuente de tensión (VSC).

II Motivación y objetivos

16

2. MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS

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

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

nuevas oportunidades y desafíos. Estos últimos son, principalmente, el resultado del

gran crecimiento de la transferencia de energía entre compañías de electricidad y la

liberación del mercado así como de los impuestos medioambientales para la

construcción de nuevas instalaciones de transporte. Las actuales redes de transporte de

corriente alterna 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 potencia ofrecen un nuevo y potente medio para

afrontar con éxito los nuevos desafíos.

La demanda de energía eléctrica continúa incrementándose sin cesar,

especialmente en los países que se encuentran en el umbral de la industrialización. Por

diversas razones, las redes de energía eléctrica -y en especial la construcción de nuevas

líneas de transporte- no pueden mantener el ritmo del aumento en la capacidad de las

centrales eléctricas ni tampoco el incremento que supone la demanda de energía.

Conseguir las servidumbres de paso adecuados es especialmente difícil en los países

industrializados y obtener los permisos necesarios requiere mayor dilación en el tiempo.

Además, la construcción de líneas de transporte de energía implica inmovilizar capitales

que podrían invertirse en otros proyectos.

Debido a esta situación, los operadores están buscando la forma de utilizar de

una manera más eficiente las líneas de transporte de energía ya existentes. Hay dos

campos que requieren una especial atención: en primer lugar, existe una necesidad de

mejorar la estabilidad de las líneas de gran longitud, tanto en régimen transitorio como

en régimen permanente. Esto se debe a que algunas líneas de transporte de energía no

pueden recibir una carga próxima a su capacidad nominal y mucho menos a su límite

térmico nominal debido a que sus límites de estabilidad son relativamente bajos. Las

medidas que se han tomado para mejorar la estabilidad -durante y después de una

avería de la línea- pueden mejorar la fiabilidad del sistema tanto como añadir una o más

líneas complementarias.

En segundo lugar, es necesario mejorar el flujo de carga en redes estrechamente

interconectadas 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 que son

mínimas las pérdidas de transporte.

II Motivación y objetivos

17

Otro aspecto importante es la flexibilidad: la liberalización del mercado de la

energía requiere utilizar 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, tienen toda la capacidad que necesitan los

operadores de redes de energía eléctrica para afrontar los retos que trae consigo un

mercado energético en rápido cambio.

El estudio y desarrollo de equipos para mejorar la estabilidad transitoria en redes

de transporte y distribución van de la mano con el desarrollo de la electrónica de

potencia ya que este último ayudó a desarrollar el equipamiento que otorga mayor

flexibilidad al control de los sistemas eléctricos. El gran potencial de beneficios, así como

la flexibilidad que brindan los FACTS, son ampliamente reconocidos por la ingeniería de

sistemas de potencia [21].

En la actualidad, uno de los FACTS más utilizados para fenómenos de estabilidad

transitoria es el STATCOM [10] aunque también hay estudios que utilizan otros tipos de

FACTS como son SVC (Static Var Compensator), UPFC (Unified Power Flow Controller),

SSSC (Static Synchronous Series Compensator), HVDC (Hight Voltage DC), etcétera.

Entre todos los dispositivos FACTS, el UPFC es uno de los más versátiles ya que

puede controlar de manera simultánea la impedancia de la red, la tensión y el ángulo en

el bus y el flujo de potencia a través de la línea de transmisión con el fin de lograr el

rendimiento óptimo de sistema de potencia [46].

Teniendo en consideración todo lo mencionado anteriormente se plantean los

siguientes objetivos:

Conocer a grandes rasgos el origen y desarrollo de los FACTS.

Describir el SVC, STATCOM y UPFC.

Simular y comparar (como objetivos primordiales del TFM) la respuesta

transitoria de dos áreas interconectadas a través de una línea de gran longitud

al ser sometida a una gran perturbación (cortocircuito trifásico) y haciendo uso

o no de los FACTS (STATCOM o SVC o UPFC) mediante el programa Digsilent -

Power Factory.

III ESTABILIDAD TRANSITORIA

18

3. ESTABILIDAD TRANSITORIA

3.1. CONCEPTO

La estabilidad transitoria es la capacidad del sistema eléctrico para mantener el

sincronismo cuando es sometido a una gran perturbación [1], por ejemplo, una falta en

la red de transporte, una pérdida de generación o una pérdida de una cantidad

importante de carga.

El sistema eléctrico responde a una perturbación de estas características

mediante grandes variaciones de los ángulos de los generadores síncronos y grandes

oscilaciones de los flujos de potencia, de las tensiones y de otras variables del sistema.

Si la separación angular entre generadores síncronos permanece acotada, entonces, el

sistema mantiene el sincronismo. En el caso contrario, pierde el sincronismo, lo cual

suele hacerse evidente transcurridos dos o tres segundos desde la perturbación.

En la ilustración 1 se tiene tres ejemplos:

a: El ángulo del rotor pierde el sincronismo.

b: El ángulo del rotor oscila cada vez con más amplitud y pierde el sincronismo.

c: El ángulo del rotor oscila cada vez con menor amplitud y mantiene el sincronismo.

Ilustración 1: Ángulo del rotor tras una perturbación


19

3.2. ANÁLISIS DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA

Para analizar la estabilidad transitoria, usualmente, se calcula la evolución del

ángulo del rotor de cada máquina mediante una integración paso a paso de las

ecuaciones diferenciales no lineales del sistema [2]. Se diagnostica que el sistema es

estable si los ángulos de todas las máquinas convergen en un momento dado. La

evolución del sistema eléctrico de potencia en el tiempo queda enteramente definida

por la condición inicial, los parámetros eléctricos de la red, los parámetros eléctricos y

mecánicos de las máquinas así como la condición relativa de éstos (ángulos y

velocidades) en el instante en que se elimina la perturbación. Esto ha llevado

a la búsqueda de modelos matemáticos para diagnosticar la estabilidad del sistema.

3.3. SIMULACIONES EN EL DOMINIO DEL TIEMPO PARA ESTUDIAR

LA ESTABILIDAD TRANSITORIA

El estudio de la estabilidad transitoria del sistema debe hacerse en función de las

diferencias de ángulos de cada máquina respecto a una elegida como referencia. Lo que

en realidad interesa es el movimiento estable del conjunto de máquinas antes de que

comiencen a actuar los reguladores de velocidad que, finalmente, ubican al sistema en

su nivel de operación permanente a frecuencia nominal. Este movimiento estable

se logra si las diferencias de los ángulos se mantienen constantes o casi constantes, aun

cuando las velocidades sean diferentes a la velocidad sincrónica y las aceleraciones sean

distintas de cero [2].

En la práctica, el método más útil para analizar la estabilidad transitoria de los

sistemas eléctricos consiste en representar las ecuaciones diferenciales que rigen el

comportamiento dinámico de los distintos elementos e integrarlas numéricamente con

la ayuda de una herramienta informática.

3.3.1. Modelo dinámico del sistema eléctrico

En los programas de simulación de sistemas eléctricos para estudios de

estabilidad transitoria el esfuerzo de computación suele ser elevado. Para saber si los

generadores síncronos de un sistema permanecen en sincronismo después de una

perturbación se simulan, normalmente, entre 10 y 30 segundos. Teniendo en cuenta

que el tamaño de las redes de transporte simuladas asciende frecuentemente a varios

miles de nudos es natural que los modelos utilizados traten de preservar tan solo

aquellos fenómenos relevantes para la estabilidad del sistema y que desprecien aquellos

fenómenos cuyo efecto sobre la estabilidad es muy pequeño. En particular, despreciar


20

fenómenos muy rápidos ayuda a reducir el esfuerzo de computación puesto que permite

emplear pasos de integración mayores.

Con el fin de reducir los tiempos de simulación así como la ocupación de memoria

-dado que su influencia sobre la estabilidad del sistema es muy pequeña- los programas

informáticos de simulación dinámica para estudios de estabilidad desprecian los

transitorios electromagnéticos en las reactancias y capacidades de la red [3]. Esto quiere

decir que los transitorios en estos elementos ocurren infinitamente rápidos o, dicho de

otro modo, que las corrientes en las bobinas y las tensiones en los condensadores

alcanzan inmediatamente su régimen permanente.

En resumen, las siguientes afirmaciones respecto a los programas para estudios

de estabilidad transitoria son equivalentes aunque a primera vista parezcan distintas:

Desprecian los transitorios electromagnéticos en la Red.

Solo representan la componente fundamental de 50 Hz de las variables

eléctricas.

Representan la Red mediante fasores.

Ilustración 2: Clasificación de estabilidad de un SEP [4]

IV EQUIVALENTE DINÁMICO

21

4. EQUIVALENTE DINÁMICO

4.1. INTRODUCCIÓN

El principal problema en los estudios de estabilidad es lidiar con una gran

cantidad de datos para sistemas altamente interconectados y muy extensos [5] por lo

que obtener una reducción del tamaño del sistema externo aporta grandes ventajas al

realizar dichos estudios. La reducción de esta parte del sistema, además de presentar

una diminución en la cantidad de datos, debe mostrar el impacto del comportamiento

entre las áreas externa e interna que se dan con el sistema completo. Una vez que se ha

obtenido un sistema reducido del área externa debe ser posible simular fallos o cambios

de configuración de la red así como pérdidas de generación o de carga en el área de

estudio obteniendo resultados que se asemejen lo más posible a los que se obtendrían

realizando estos cambios en el sistema original.

Un equivalente dinámico es un modelo simplificado de orden reducido del

sistema externo. En él se maneja un número menor tanto de ecuaciones algebraicas

como de diferenciales para representar el área externa y por lo tanto comprende uno o

más generadores equivalentes y una red equivalente.

El equivalente dinámico tiene la estructura de un sistema de potencia real por lo

que puede ser representado físicamente. También pueden ser de ayuda en todos

aquellos fenómenos donde interviene de forma importante la dinámica de los

generadores síncronos conectados a una Red como los son problemas de estabilidad,

sincronismo, control carga-frecuencia, entre otros. Otro de los puntos importantes de

un equivalente dinámico es que éste es válido para un punto de operación específico,

por lo que se pueden obtener diferentes equivalentes para distintos puntos de

operación.

4.2. TIPOS DE EQUIVALENTES

Uno de los pasos más importantes en la formación de equivalentes dinámicos es la

división del sistema en dos: el área de estudio y el área externa. La obtención del

equivalente dinámico se centra en el área externa, la cual es la parte del sistema a

reducir. Los métodos mediante los cuales se pueden producir un equivalente del área

externa pueden dividirse ampliamente en dos grupos dependiendo de si se requiere o

no del conocimiento tanto de la configuración como de los parámetros del área externa.

Los métodos que no requieren ningún conocimiento del área externa son usados

para realizar evaluación de seguridad; ellos se encargan de tomar mediciones de

cantidades eléctricas de elementos que se encuentran en el área de estudio y en los

nodos frontera de éste con el área externa.


22

Los métodos que requieren conocimiento del área externa son los llamados

métodos de modelos reducidos y se utilizan, principalmente, para análisis sin conexión

(off line) del sistema.

4.3. MÉTODOS PARA DESARROLLAR EQUIVALENTES

4.3.1. Simplificaciones empíricas

La construcción de equivalentes dinámicos se ha basado en aproximaciones

empíricas, las cuales involucran la modificación de equivalentes estáticos para, así,

poder aproximar los efectos dinámicos de los generadores.

El método consiste en realizar un estudio de flujos y obtener las potencias que

fluyen entre nodos por las líneas del sistema, localizar las líneas que interconectan las

áreas de estudio y el área externa para luego sustituirlas por cargas con un valor de

potencia activa y reactiva igual a la obtenida en el estudio de flujos [5].

Ilustración 3: Sistema de prueba con 9 nodos y 3 generadores

Ilustración 4: Sistema de prueba con corte de flujo


23

4.3.2. Máquina nudo infinito

Otra de las formas en que se puede construir un equivalente dinámico es

mediante el uso de un sistema máquina nudo infinito (ilustración 5) ya que los

generadores sincrónicos se usan en muy raras ocasiones para alimentar cargas

individuales y, comúnmente, se conectan a un sistema de potencia. El nudo infinito es

la idealización de un sistema de potencia tan grande que su voltaje y su frecuencia no

sufren cambios. Además, puede consumir o suministrar la cantidad de potencia activa y

reactiva que la máquina requiera. El nudo infinito puede verse como una gran máquina

equivalente de dimensiones elevadas a la que ningún fallo produce efecto considerable

en ella.

Así, Zeq es una impedancia equivalente del sistema de potencia donde se

incluyen varias líneas de transporte, transformadores y cargas. Por su parte, G es una o

más máquinas síncronas conectadas al nudo infinito y Vt y Vbinf son respectivamente

los voltajes terminales de la máquina síncrona y la magnitud del nudo infinito.

Ilustración 5: Sistema máquina nudo infinito

4.3.3. Métodos modales

La aplicación de los métodos modales tiene como base el principio general de

dividir el sistema en dos áreas: una de estudio y una externa. Una vez realizado esto, el

sistema externo se modela mediante ecuaciones algebraicas que describen el

comportamiento de la red y un conjunto de ecuaciones diferenciales que modelan los

efectos electromecánicos y dinámicos de los generadores, así como sus controles, los

cuales están interconectados a la Red.

La construcción del equivalente involucra tres pasos principales: la construcción

de un conjunto general de ecuaciones algebraicas y diferenciales del sistema externo, la

separación de los modos naturales mediante transformaciones de este conjunto general


24

de ecuaciones en su forma canónica y, por último, la reducción del orden de las

ecuaciones en su forma canónica.

El atractivo de los métodos modales es que tienen una base matemática rigurosa

y muestran los modos de oscilación presentes en el sistema. Además, los métodos

modales tiene la posibilidad de controlar el tamaño del equivalente de una forma

sistemática. Una desventaja de las técnicas modales es que para la simulación del

sistema completo se debe hacer una interfaz para el modelo no lineal del sistema de

estudio con el equivalente obtenido para el área externa. Asimismo, el equivalente es

de naturaleza abstracta y tiene limitaciones debido a la linealidad del modelo.

4.3.4. Basado en coherencia

Los métodos basados en coherencia utilizan reducciones físicas y topológicas que

aprovechan la redundancia de las ecuaciones del sistema para reducirlo, y

particularmente, se valen de la existencia de grupos de generadores coherentes para

sustituirlos por un solo generador equivalente.

La coherencia es un término utilizado para describir el comportamiento que

pueden tener nodos y máquinas interconectadas. Los generadores tienden a oscilar en

fase mientras que los nodos tienden a mantener una magnitud de voltaje constante,

aunque ambos casos deben darse para el estado estable y transitorio.

4.3.4.1. Coherencia entre generadores

La coherencia está basada en el comportamiento angular de la máquina por lo

que es importante el entendimiento de la misma. El ángulo de carga es una de la

variables tomadas para determinar la estabilidad angular transitoria de un sistema y está

ligada al rotor de la máquina ya que gira a la misma velocidad que éste, definido como

la diferencia angular formada entre el campo del rotor y el campo del estator medido

con respecto a una referencia que gira a la velocidad síncrona.

En general, el concepto de coherencia es aplicado solamente a los nodos de

generación en un sistema y se dice que dos máquinas son coherentes si la diferencia

angular entre ellas permanece constante o igual a una tolerancia.

En la ilustración 6 pueden observarse las curvas de oscilación de tres

generadores. Los generadores 𝑖, 𝑗 son electromecánicamente coherentes debido a que

la diferencia angular entre ellos es casi constante. El generador 𝑘 no es coherente

respecto a los otros dos generadores debido a que la variación en sus ángulos de rotor

es diferente a las otras.


25

Ilustración 6: Curvas de oscilación de tres generadores

4.3.5. Modal – Coherente

Investigaciones recientes han demostrado que muchas de las características más

importantes de los equivalentes dinámicos obtenidos mediante métodos

convencionales -tanto modal como coherente- pueden combinarse en un simple

equivalente cuando una medición RMS de coherencia y una perturbación aleatoria en

el sistema son usados para determinar grupos coherentes. Un equivalente modal-

coherente puede ser construido preservando no solo los grupos coherentes sino

también los modos de éstos.

En general, el método modifica la forma en la que los grupos coherentes son

encontrados ya que en lugar de aplicar una pequeña perturbación en el sistema éste es

sometido a una serie de perturbaciones probabilísticas modales para realizar

mediciones RMS de coherencia. Aunque no es necesario modificar el algoritmo que se

usa para realizar la agrupación de generadores coherentes, en algunos trabajos se ha

utilizado un nuevo algoritmo, el cual se sirve de dichas mediciones para indicar el

incremento del error cuando se reduce el modelo. Así, se controla el proceso de

obtención del equivalente hasta obtener uno con un grado de exactitud razonable.

V FACTS

26

5. FACTS

5.1. ANTECEDENTES

Los equipamientos que se encuentran bajo el concepto de sistemas de

transmisión AC flexible (FACTS) comenzaron a ser implementados a finales de la década

de los sesenta por diversos grupos y bajo el nombre de FACTS (Flexible Alternating

Current Transmission System) empezaron a existir, a partir de 1988, cuando Hingorani

publicó “High Power Electronics and flexible AC Transmission System” (IEEE) [6]. En esta

época, Hingorani vicepresidente del EPRI (Energy Power Research Institute) dirigía un

grupo de trabajo que investigaba sobre el empleo de la electrónica de potencia en los

sistemas de potencia.

5.2. DEFINICIÓN

Según el IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers), la definición de

los sistemas FACTS es la siguiente: “Sistemas de transmisión de corriente alterna que

incorporan controladores estáticos y otros basados en electrónica de potencia para

mejorar el control e incrementar la capacidad de transferir potencia” [7].

El término de la industria eléctrica, FACTS, cubre un número de tecnologías que

optimizan la seguridad, la capacidad y la flexibilidad de los sistemas de transmisión de

energía. Las soluciones FACTS permiten incrementar la capacidad de las Redes de

transporte existentes mientras mantienen o mejoran los márgenes de operación

necesarios para la estabilidad de la red. Al utilizar los sistemas de transmisión flexible

(FACTS) es posible hacer llegar más energía a los consumidores con un mínimo impacto

en el ambiente y a menor costo de inversión si lo comparamos con la alternativa de

construir nuevas líneas de transporte o plantas generadoras que llevan más tiempo e

inversión. La tecnología de los FACTS provee soluciones a los problemas de estabilidad

y permite a los sistemas de transmisión operar más eficientemente.

El concepto de FACTS agrupa a un conjunto de nuevos equipos de electrónica de

potencia que permiten mayor flexibilidad al control de los sistemas eléctricos. En este

caso, entiéndase flexibilidad como la capacidad de alteración rápida y continua de los

parámetros que controlan la dinámica de funcionamiento de los sistemas eléctricos.

5.3. TIPOS DE DISPOSITIVOS FACTS

Los dispositivos FACTS se dividen en dos grandes grupos: los compensadores

conectados en paralelo y los compensadores conectados en serie. A través de su

historia, los dispositivos FACTS se han clasificado por generaciones [8].

V FACTS

27

5.3.1. La primera generación

Son dispositivos FACTS que emplean tiristores y elementos semiconductores.

Ejemplos de dispositivos conectados en paralelo con la Red del sistema de

potencia pertenecientes a la primera generación son: el TCR (Thyristor Controlled

Reactor), el TSC (Thyristor Switched Condensador) y el SVC (Static Var Compensator). El

diagrama de estos dispositivo es el que se muestra a continuación.

Ilustración 7: FACTS primera generación paralelo

Ejemplos de dispositivos conectados en serie con la Red y pertenecientes a la

primera generación son: el TSSC (Thyristor Switched Series Condensador) y el TCSC

(Thyristor Controlled Series Condensador) cuyos esquemas se muestran en la ilustración

8.

Ilustración 8: FACTS primera generación serie

V FACTS

28

5.3.2. La segunda generación

Está compuesta por dispositivos que utilizan elementos semiconductores tales

como el transistor bipolar de puerta aislada (IGBT - Insulated Gate Bipolar Transistor) y

transistores GTO (GTO - Gate Turn Off Thyristor), los cuales se describen en [49].

Dispositivos FACTS que utilizan estos elementos de conmutación como ejemplos

de compensadores paralelos son el STATCOM (Static Synchronous Shunt Compensator),

cuyo esquema está mostrado en la ilustración 9, y compensadores conectados en serie

como el SSSC (Static Synchronous Series Compensator) cuyo esquema es el que aparece

en la ilustración 10.

Ilustración 9: FACTS de segunda generación paralelo STATCOM

Ilustración 10: FACTS de segunda generación serie - SSSC

5.3.3. La tercera generación

Está compuesta por la integración de dos dispositivos serie y paralelo en una

misma línea de transmisión. Un resultado de esto es el UPFC (Unified Power Flow

Controller), el cual, es un dispositivo combinado de un SSSC y un STATCOM conforme es

mostrado en la ilustración 11.

Ilustración 11: FACTS tercera generación UPFC

V FACTS

29

5.3.4. La cuarta generación

Está conformada por la integración de dispositivos serie y paralelo pero en

diferentes líneas de transporte que dan lugar al nombre Controlador de flujo de potencia

interlínea (IPFC - Interline Power Flow Controller), tal y como se muestra en la ilustración

12.

Ilustración 12: FACTS cuarta generación IPFC

Ilustración 13: TABLA: Dispositivos FACTS y convencionales [11]

V FACTS

30

5.4. CARACTERÍSTICAS DE LOS FACTS

Los FACTS controlan el flujo de potencia en una línea de transmisión. Esto

permite utilizar las líneas cerca de sus límites térmicos y/o forzar los flujos de potencia

por rutas determinadas. Estos dispositivos también pueden ser utilizados para controlar

problemas dinámicos del sistema y para compartir potencia entre las Redes de regiones

alejadas teniendo como fin utilizar las cargas debido a la diferencia de clima y horario, a

la disponibilidad de diversas reservas de generación en zonas geográficas distintas, a los

cambios en los precios del combustible así como en su regulación, etcétera.

Es por todo que a día de hoy el número de estas instalaciones está en aumento

en el sistema interconectado debido a que entregan nodos de tensión

aproximadamente constante en estado estacionario que aumentan, asimismo, la

estabilidad transitoria del sistema.

Los sistemas de control de los FACTS están basados en la posibilidad de manejar

los parámetros interrelacionados que restringen los sistemas (impedancias serie y

paralelo, ángulo de fase, oscilaciones a frecuencias subsíncronas) permitiendo, además,

operar las líneas de transporte cerca de sus límites térmicos, lo que anteriormente era

imposible sin violar las restricciones de seguridad del sistema. Los FACTS son sistemas

de transmisión de corriente alterna que incorporan controladores estáticos basados en

electrónica de potencia para mejorar la controlabilidad e incrementar la capacidad de

transferencia de potencia.

5.5. CLASIFICACIÓN DE LOS FACTS SEGÚN EL DISPOSITIVO

SEMICONDUCTOR

A continuación, se puede ver una clasificación de los equipamientos FACTS en función del tipo de dispositivo semiconductor que generalmente se utiliza:

Ilustración 14: Clasificación de FACTS según dispositivo semiconductor

SEMICONDUCTOR FACTS

Cambiadores de Tap

Regualción del Ángulo de Fase

Compesador Estatico de Reactiva (SVC)

Compesador Serie Controlado por Tiristores (TCSC)

Compensador Estático Sincrono (STATCOM)

Compesador Estático Síncrono en Serie (SSSC)

Controlador de Fujo de Potencia Unificado (UPFC)

Compensador Estático Sincrono (STATCOM)

Alta Tensión en Corriente Continua (HVDC)

Tiristor

GTO

IGBT

V FACTS

31

5.6. FACTS EN REDES INTERCONECTADAS

Los beneficios de la interconexión en los sistemas eléctricos son indiscutibles. La

interconexión permite a las partes compartir los beneficios de los grandes sistemas

eléctricos como son la optimización de la generación de la energía, la utilización de las

diferencias en los perfiles de carga y la puesta en común de la capacidad de reserva. Ello

supone no solo ventajas técnicas y económicas, sino también ventajas

medioambientales. Por ejemplo, el exceso de recursos hídricos en una región se puede

utilizar en otra región para sustituir a la generación de electricidad en centrales térmicas

y así evitar los perjuicios para el medioambiente.

Sin embargo, para que las interconexiones cumplan su cometido, las líneas de

transporte disponibles deben ser lo suficientemente potentes como para transmitir las

cantidades de energía deseadas. Si no es así, desde un punto de vista estrictamente

técnico, siempre se podrá recurrir a la construcción de líneas adicionales paralelas a las

ya existentes o mejorar los sistemas aumentando su voltaje. No obstante, esta solución

es cara, lleva mucho tiempo y requiere complicados trámites para conseguir los

permisos necesarios. Por otra parte, en muchos casos, las consideraciones

medioambientales, la opinión popular y otros impedimentos hacen imposible, en la

práctica, la construcción de nuevas líneas o la construcción de sistemas de voltaje ultra-

altos. Ahí es donde, precisamente, entran en juego las soluciones FACTS.

5.7. OBJETIVOS DE LOS FACTS

Los objetivos de los FACTS son, por una parte, aumentar la capacidad de

transmitir potencia en los sistemas eléctricos de potencia y, por otro lado, aumentar el

margen de estabilidad controlando el flujo de potencia activa y reactiva.

Los principales beneficios de usar dispositivos FACTS son [9]:

Mejor control sobre el flujo de potencia guiándola a través de determinados

caminos (menos cargados).

Posibilidad de operación con niveles de carga seguros (sin sobrecarga) y cercanos

a los límites térmicos de las líneas de transporte.

Mayor capacidad de transferencia de potencia en áreas controladas con la

consiguiente reducción del margen de reserva en generación.

Aumento de la seguridad del sistema y su consiguiente crecida del límite de

estabilidad transitoria restringiendo las corrientes de cortocircuito y las de

sobrecarga.

Atenuación de las oscilaciones de potencia del sistema, las cuales son dañinas

para los sistemas y para los equipamientos conectados a la Red.

V FACTS

32

Actuación rápida ante cambio en las condiciones de la red proporcionando un

control del flujo de la potencia real y efectiva.

Mayor seguridad en las conexiones entre líneas de distintas compañías y

diferentes áreas.

VI SVC

33

6. SVC

6.1. FUNCIONAMIENTO

El principio de funcionamiento del SVC (Static Var Compensator) es el de aportar

una inyección de potencia reactiva a la red eléctrica mediante el control de reactancias

y/o capacidades.

El SVC reacciona rápidamente proporcionando la energía reactiva requerida para

controlar las variaciones dinámicas de tensión en diferentes condiciones del sistema. Su

funcionamiento se basa principalmente en el control entregado por los componentes

activos; es posible controlar la amplitud del componente fundamental de la corriente

cuya naturaleza es inductiva. Al tener control sobre esta corriente se tiene control sobre

la corriente del SVC, con lo cual se obliga al compensador a absorber una corriente del

tipo inductiva o capacitiva dependiendo de la compensación requerida. El ángulo de

disparo en los tiristores se determina por medio de la medición de la tensión en donde

se encuentra conectado el SVC a la línea de transmisión, es decir, el punto de

compensación de reactivas. Este punto es el máximo de la tensión de cada semiciclo

que, comparado con la tensión de referencia, genera órdenes de disparo para los

tiristores produciendo un control de tensión para cada semiciclo.

6.2. CONFIGURACIÓN BÁSICA

El SVC posee un comportamiento característico basado en su composición de

elementos reactivos como reactancias y bancos de condensadores, los cuales están

controlados por elementos activos como tiristores. Así, el SVC está compuesto por un

TCR y un banco de condensadores en paralelo en donde el TCR está constituido por un

inductor de reactancia fija y un convertidor CA-CA (conformado por tiristores en

antiparalelo). Dependiendo del valor adquirido por el ángulo de disparo de este par de

tiristores, el SVC se puede ver como una reactancia equivalente variable, ya sea

inductiva o capacitiva, que dependerá de la compensación requerida por el sistema en

ese instante.

VI SVC

34

Ilustración 15: Configuración del SVC

6.3. ELEMENTOS

Los elementos más característicos de un SVC son los condensadores conmutados

por tiristores (TSC - Thyristor Switched Condensador) y las bobinas conmutadas por

tiristores (TSR - Thyristor Switched Reactor) o las bobinas controladas por tiristores (TCR

- Thyristor Controlled Reactor) ya que estos dispositivos son los que incluyen la

electrónica de potencia. En la ilustración 16 se muestra un esquema simplificado para

un SVC con los elementos anteriormente citados [11].

Ilustración 16: Esquema simplificado para un SVC

El SVC posee un comportamiento característico fundado en su composición de

elementos reactivos como reactancias y en bancos de condensadores, los cuales están

controlados por elementos activos como tiristores. De este modo, el SVC está

compuesto por un TCR y un banco de condensadores en paralelo en donde el TCR está

constituido por un inductor de reactancia fija y un convertidor AC-AC (conformado por

tiristores en antiparalelo). Dependiendo del valor adquirido por el ángulo de disparo de

VI SVC

35

este par de tiristores, el SVC se puede ver como una reactancia equivalente variable -ya

sea inductiva o capacitiva- que dependerá de la compensación requerida por el sistema

en ese instante.

6.3.1. Condensadores conmutados por tiristores (TSC)

El esquema del condensador conmutado por tiristor (TSC) representa la

configuración más sencilla de la utilización de dispositivos electrónicos de potencia en

el control de reactiva. Este elemento está formado por un interruptor de estado sólido

en serie con un condensador o batería de condensadores (ver ilustración 17).

Ilustración 17: Esquema de TSC

6.3.2. Bobinas controladas por tiristores (TCR)

Otro elemento característico en los SVC es la bobina controlada por tiristores o

(TCR). La principal misión de este elemento es la de conseguir una regulación continua

y rápida de la potencia reactiva consumida por una bobina. El esquema de un TCR (ver

ilustración 18) está formado por una bobina (R+L) y un convertidor CA/CA compuesto

por dos tiristores en antiparalelo. En este caso, a la electrónica de potencia se le aplica

un control de fase de forma que se regula el valor eficaz de la corriente que circula a

través de la reactancia.

Ilustración 18: Esquema de TCR

VI SVC

36

6.3.3. Bobinas conmutadas por tiristores (TSR)

Un TSR tiene el equipo muy similar a un TCR. La principal diferencia radica en que

es usado solo en ángulos fijos para la conducción completa o nula. Por tanto, la corriente

reactiva será proporcional al voltaje aplicado ya que la reactancia es variada en una

forma gradual.

6.4. APLICACIONES DEL SVC

Los SVC se instalan para desempeñar las siguientes funciones:

Estabilización de la tensión dinámica: aumento de la capacidad de transferencia

de energía y reducción de la variación de tensión.

Mejora de la estabilidad sincrónica: aumento de la estabilidad en régimen

transitorio y mejor amortiguación del sistema de transmisión de energía

eléctrica.

Reducir las oscilaciones de potencia activa por medio de la modulación de la

amplitud de la tensión.

VII STATCOM

37

7. STATCOM

7.1. FUNCIONAMIENTO

El principio de funcionamiento de un STATCOM (compensador estático síncrono)

se basa en un inversor de voltaje que genera un voltaje de AC controlable desde atrás

de la reactancia de dispersión del transformador logrando, de este modo, que la

diferencia de tensión a través de la reactancia produzca intercambio de potencia activa

y reactiva con la Red de transmisión [11].

Ilustración 19: Esquema del STATCOM

Si la amplitud Ec del fasor de tensión de salida se aumenta por encima de la amplitud U del fasor de tensión del sistema, entonces el fasor de corriente adelanta al fasor de tensión y la corriente fluye desde el convertidor hacia el sistema de alterna, y el convertidor entrega potencia reactiva (capacitiva) al sistema.[46]

Ilustración 20: Diagrama fasorial de operación capacitiva del STATCOM

Si la amplitud Ec del fasor de tensión de salida se disminuye por debajo de la amplitud U del fasor de tensión del sistema, entonces la corriente reactiva fluye desde el sistema de alterna hacia el convertidor, y el convertidor absorbe potencia reactiva (inductiva) al sistema.[46]

Ilustración 21: Diagrama fasorial de operación inductiva del STATCOM

VII STATCOM

38

7.2. COMPONENTES DE UN STATCOM

El STATCOM es una fuente de tensión controlada en amplitud y fase e

implementada a través de inversores. Estos inversores poseen en su lado de corriente

continua condensadores para simular una fuente de tensión DC. El condensador en el

lado de corriente continua sirve también como sistema almacenador de energía. Los

transformadores son utilizados para compatibilizar los niveles de impedancia del

compensador así como del sistema de potencia AC. En la mayoría de los casos, los

transformadores son utilizados para minimizar el contenido de armónicos de tensión del

inversor.

Asimismo, el STATCOM está compuesto por cuatro partes básicas: inversores,

transformadores, condensadores en el lado de corriente continua y un sistema de

control. Aunque existen variaciones de las topologías utilizadas, para el esquema

discutido anteriormente, el STATCOM continúa con el mismo funcionamiento, sin

alteraciones.

Las partes integrantes del STATCOM se discuten a continuación identificando sus

funciones y variaciones dentro de las topologías investigadas.

7.2.1. Inversores

Los inversores son un conjunto de tiristores con capacidad de corte y conducción

controlados y su función en el STATCOM supone la generación de la tensión alterna a

partir de la tensión de corriente continua en el lado de corriente continua del

condensador.

7.2.1.1. Dispositivos semiconductores controlables

Los dispositivos semiconductores empleados en este tipo de convertidores

electrónicos de potencia -o inversores- tienen un control total puesto que basan su

construcción en dispositivos controlables tales como el transistor bipolar con compuerta

aislada (IGBT) y el Tiristor con compuerta de apagado (GTO). A continuación se muestra

el símbolo para el GTO y para IGBT respectivamente.

Ilustración 22: Símbolo general GTO (a) e IGBT (b)

VII STATCOM

39

En la actualidad, con mayores capacidades de tensión de bloqueo (6,5 kV) y

corriente de corte (6 kA), están siendo fabricados los HiGT (High-Conductivity IGBT) e

IEGT (Injection enhanced IGBT). A pesar de que la capacidad de bloqueo y corte de los

IGBT son un poco menores que los IEGT y HiGT pueden soportar frecuencias de

conmutación más altas y es por ello por lo que se han convertido en los más utilizados.

7.2.1.2. Topologías:

7.2.1.2.1. Inversor trifásico de seis pulsos

Tiene la ventaja de utilizar menos válvulas que los otros ejemplos que se

muestran a continuación. Idealmente, se utilizan dos válvulas por cada fase hasta un

total de seis. Los armónicos presentes en la tensión fase-fase del inversor de seis pulsos

están en el orden de 6n ± 1 donde n= 0,1,2..., eliminando los armónicos múltiplos de

tres existentes en la tensión fase neutro.

Ilustración 23: Inversor trifásico de 6 pulsos

7.2.1.2.2. Inversor trifásico con tres inversores puente H monofásicos

Los inversores monofásicos se pueden conectar formando una estructura

trifásica. Comparándolo con el inversor de seis pulsos, la estructura compuesta por

inversores monofásicos utiliza mucho más válvulas (12 válvulas), es decir, el doble de lo

que necesita el inversor de seis pulsos, el cual supone una limitante importante cuando

se desean implementar inversores de más pulsos como ocurre con la implementación

del STATCOM.

VII STATCOM

40

Ilustración 24: Inversor trifásico con tres inversores puente H

7.2.1.2.3. Inversor trifásico de tres niveles NPC

Los inversores trifásicos de tres niveles han sido estudiados y recomendados

como los más recientes en el desarrollo del STATCOM. La topología del neutral point

clamped solo utiliza 12 válvulas, siendo cuatro por cada fase además de seis diodos. El

resultado obtenido de la tensión fase-fase es parecido al obtenido por la topología

trifásica compuesta por inversores monofásicos.

Ilustración 25: Inversor de tres niveles NPC

VII STATCOM

41

7.2.1.3. Frecuencia de conmutación

Los accionamientos dados en bajas frecuencias son aquellos que utilizan

frecuencias próximas a la frecuencia de la red y se caracterizan por las formas de onda

cuadradas y por las técnicas PAM (Pulse Amplitud Modulation [Rashid, 2004]). Cuando

se utiliza bajo número de pulsos, el contenido armónico en órdenes bajos puede ser

alto. Una ventaja de esta técnica está ligada a menores pérdidas de energía en los

elementos de conmutación.

Los accionamientos a altas frecuencias, caracterizadas por las técnicas PWM,

utilizan frecuencias de conmutación mucho mayores que la de la red del orden de

algunos kHz. Los armónicos producidos por estas técnicas tienen órdenes más altas que

pueden ser filtradas más fácilmente. También, se ha verificado que estas técnicas

permiten respuestas dinámicas más rápidas. No obstante, con el aumento de los

equipamientos, las pérdidas de los dispositivos de conmutación aumentan

inviabilizando, en muchos casos, este tipo de modulación.

7.2.2. Condensador del Lado DC

La principal función del lado de corriente continua del STATCOM es servir de

fuente de tensión DC posibilitando la actuación del inversor. Además, un condensador

del lado de corriente continua sirve como acumulador temporal de energía permitiendo

su intercambio entre el sistema eléctrico y el STATCOM.

7.2.2.1. Topologías

El arreglo de condensadores más empleado en el STATCOM se muestra en la

ilustración 24 donde solo un condensador se conecta al lado de corriente continua de

los inversores. Existen otros ejemplos como el mostrado en la ilustración 25 donde para

cada conversor hay un condensador independiente. En dicha ilustración se aprecia una

sola fase perteneciente a una configuración trifásica.

VII STATCOM

42

Ilustración 26: Topología de un condensador del lado DC

Ilustración 27: Topología con condensador individual para cada inversor

7.2.3. Transformador

En el STATCOM son utilizados dos grupos de transformadores para sus dos

funciones principales: el transformador de acoplamiento -cuya función es la conexión

del STATCOM con el sistema eléctrico de potencia a fin de atender las limitaciones de

tensión de los dispositivos de conmutación de los inversores- y los transformadores de

estructura magnética de reducción de armónicos los cuales, a través de formas

especiales de conexión, eliminan algunos de los armónicos generados por los inversores

reduciendo su contenido de inyección a la Red. Existe la posibilidad de hacer

transformadores que posean ambas funciones aunque este tipo de arreglo no es común.

Por su parte, el transformador de acoplamiento posee relaciones simples de

conexión entre primario y secundario con conexiones de tipo estrella-estrella o estrella-

delta. Cuando los transformadores se utilizan para reducir el contenido de armónicos

existen dos tipos de arreglos básicos: las topologías zig-zag y estrella-delta.

VII STATCOM

43

7.2.3.1. Transformadores zig-zag

El arreglo de transformadores llamados zig-zag está compuesto por

transformadores especiales montados de tal forma que puedan generar desfasajes en

las tensiones. En la ilustración 26 se muestra un ejemplo de utilización de estos

transformadores en un STATCOM de 24 pulsos.

Ilustración 28: STATCOM de 24 pulsos utilizando transformadores zig-zag

7.2.3.2. Transformadores estrella-triángulo

Unas de la ventajas existentes en la utilización de este tipo de transformadores

es que serán iguales de dos en dos para el STATCOM de 24 pulsos y de cuatro en cuatro

para el STATCOM de 48 pulsos (mientras que para el esquema zig-zag se necesitan

respectivamente 4 y 8 transformadores diferentes) además de que no existen complejas

relaciones de los arrollamientos de sus devanados.

VII STATCOM

44

Ilustración 29: Diagrama de STATCOM cuasi-24 pulsos (conexión estrella -triángulo)

7.3. APLICACIONES

Estabilización de tensión en sistemas débiles.

Reduce pérdidas de transmisión.

Mejora la capacidad de transmisión y permite que la Red existente rinda con la

más alta eficiencia.

VIII UPFC

45

8. UPFC

8.1. ANTECEDENTES

Los equipos basados en fuentes de voltaje como el STATCOM y el SSSC tienen la

capacidad inherente de intercambiar potencia activa y reactiva con el sistema. Estos

equipos generan o absorben automáticamente la potencia reactiva requerida y, por

tanto, pueden realizar compensación de reactivos sin necesidad de condensadores o

reactancias en corriente alterna.

Como respuesta a la necesidad de controlar simultánea e independientemente

los flujos de potencia activa y reactiva surge la idea de utilizar un dispositivo que

combine las distintas capacidades de compensación que será el Controlador unificado

de flujo de potencia (Unified Power Flow Controller, UPFC).

8.2. CONFIGURACIÓN

El UPFC se compone de dos puentes convertidores controlados, uno conectado

a través de un transformador en serie con la línea de transmisión mediante un SSSC

(Static Synchronous Series Compensator) y el otro conectado al sistema en paralelo

mediante un STATCOM (Static Sinchronous Compensator). Ambos convertidores se

interconectan en el lado DC, en general, a través de un banco de condensadores.

Dependiendo de la tecnología y de la potencia, los puentes pueden ser de IGBT o GTO .

La configuración clásica se muestra a continuación [13].

Ilustración 30: Configuración del UPFC

VIII UPFC

46

Ilustración 31: Diagrama fasorial de operación del UPFC a) Regulación de voltaje, b) Compensación de impedancia de la línea, c) Cambiador de fase, d) Control simultáneo de tensión, impedancia y ángulo

a) Regulación de voltage. Se logra con inyección en fase y en contra‐fase de un

voltaje variable continuamente. En la figura 31.a se observa como el voltaje

resultante siempre está en fase con el voltaje original ya que el ángulo del

voltaje inyectado VB=ΔV es siempre cero en este caso. Funcionalmente, esto

es similar al efecto obtenido con un cambia tomas que tuviese pasos

infinitamente pequeños [47].

b) Compensación de la impedancia de la línea. Se logra haciendo compensación

reactiva serie mediante la adición del voltaje VB=Vq en cuadratura con la

corriente de la línea como se indica en la figura 31.b. Funcionalmente, esto

es similar a la compensación serie capacitiva e inductiva lograda mediante el

dispositivo SSSC [47].

c) Regulación de ángulo de fase. Se logra mediante la inyección del voltaje

VB=Vθ con una relación angular con respecto a VS que logra el desfase

deseado θ (en adelanto o en atraso), sin ningún cambio en magnitud como

se indica en el diagrama fasorial de la figura 31.c. Así, el UPFC funcionaría

como un regulador de ángulo de fase perfecto [47].

d) Control de flujo de potencia multifuncional. El UPFC permite un manejo

simultáneo sobre la regulación del voltaje terminal, la compensación serie

capacitiva en la línea, y el cambio del ángulo de fase. En este caso se

combinan las tres capacidades de control anteriores y el voltaje inyectado

será VB= ΔV+ Vq+ Vθ. En la figura 31.d. se indica el diagrama fasorial donde

se muestra la combinación de los tres efectos [47].

VIII UPFC

47

8.3. FUNCIONAMIENTO

El funcionamiento es posible al tener dos conversores AC/DC bidireccionales

basados en fuente de voltaje -ambos conectados entre sí mediante un condensador en

corriente continua- conectados al sistema a través de sendos transformadores de

acoplamiento, uno en paralelo con la línea de transmisión y el otro en serie con ella. El

condensador en el acoplamiento provee soporte de voltaje DC para la operación de los

conversores y funciona como elemento de almacenamiento de energía. La potencia

activa fluye entre los terminales AC serie y paralelo del UPFC a través del enlace común

en DC. La potencia reactiva es generada o absorbida localmente por los conversores del

UPFC. Cada conversor genera o absorbe reactivos independientemente, es decir, la

potencia reactiva no fluye a través del condensador DC.

La principal función del UPFC es realizada por el conversor serie inyectando un

voltaje en la frecuencia fundamental -de magnitud y ángulo controlables- a través del

transformador de acoplamiento en serie con la línea de transmisión. La potencia activa

intercambiada con la línea es suministrada por el mismo sistema a través del conversor

shunt y el link DC.

El lado AC del conversor paralelo está conectado en derivación con la línea de

transmisión a través de un transformador donde una corriente de magnitud y un ángulo

controlables son inyectados o absorbidos desde el sistema. La función básica de este

conversor es suministrar o absorber la potencia activa demandada por el lado DC del

conversor serie. Puede también generar o absorber reactivos proporcionando, así,

compensación en paralelo, independientemente del conversor serie que otorga un

control local de voltaje.

8.4. APLICACIONES

Control de flujo.

Mejora de la estabilidad transitoria.

Mejora del amortiguamiento de las oscilaciones de potencia.

Control de la potencia que se obtiene de un sistema de HVDC sin necesidad de

operación asíncrona.

Prevención de un colapso de tensión mediante el control rápido de tensión.

Modulación de la impedancia de la línea.

Control independiente de flujos de potencia activa y reactiva.

VIII UPFC

48

8.5. SSSC

8.5.1. Concepto

El SSSC (Static Synchronous Series Compensator - Compensador estático

síncrono en serie) es un tipo de FACTS conformado por un inversor de estado sólido que

inyecta un voltaje controlable en cuadratura con la corriente de línea emulando un

efecto de reactancia inductiva o capacitiva con el fin de influenciar el flujo de potencia

en la línea de transmisión permitiendo, de esta manera, ampliar los límites de

estabilidad del sistema y a la vez mejorar algunos de los parámetros de operación [11].

Ilustración 32: Esquema del SSSC

Ilustración 33: Diagrama fasorial de operación del SSSC a) Modo capacitiva, b) Modo inductivo

Generalmente la reactancia de la línea es constante pero este puede ser

controlado a través de una inyección de voltaje, por ejemplo en la ilustración anterior.

a) Cuando Vq es capacitiva la reactancia efectiva de la línea disminuye, entonces el

flujo potencia activa y reactiva aumentan.

b) Cuando Vq es inductiva la reactancia efectiva de la línea aumenta, entonces el flujo

de potencia activa y reactiva disminuyen.

VIII UPFC

49

8.5.2. Principio de operación

El SSSC puede generar o absorber potencia reactiva del sistema y cuenta con un

dispositivo de almacenamiento de energía. Cuando el SSSC solo intercambia potencia

reactiva el desfase entre el voltaje inyectado y la corriente de la línea es -90o. Su efecto

es capacitivo y se produce un incremento en la caída de voltaje y en la línea de

transmisión, lo cual resulta un incremento de corriente y del flujo de potencia. No

obstante, si el voltaje inyectado se encuentra desfasado +90° con respecto a la corriente

de línea se reduce la caída de voltaje en la línea de transmisión y el efecto es inductivo.

La compensación realizada por este dispositivo FACTS puede modelarse mediante una

fuente de voltaje independiente de la corriente y conectada en serie con la línea de

transmisión.

8.5.3. Aplicaciones

Control dinámico del flujo de energía.

Mejora la estabilidad de la tensión y del ángulo [25].

Reduce la impedancia de la línea.

IX FACTS PARA LA MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA

50

9. FACTS PARA LA MEJORA DE LA ESTABILIDAD TRANSITORIA

Se sabe que un sistema de potencia es una Red compleja compuesta por

numerosos generadores, líneas de transporte, cargas y transformadores, pero se puede

dar el caso en el que un incremento en la demanda de potencia produzcan que algunas

líneas de transporte están más cargadas de lo que estaban cuando fueron construidas.

Con el aumento de carga en las líneas de gran longitud, el problema de estabilidad

transitoria -después de una gran falta- puede llegar a ser un factor limitante para la

transmisión [33].

La estabilidad transitoria se basa en la capacidad de un sistema para mantener

sincronismo después de ser sometido a una gran perturbación, por ejemplo, un

cortocircuito trifásico [34]. La respuesta del sistema resultante implica grandes

oscilaciones del ángulo del generador del rotor y está influenciada por su carácter no

lineal. La estabilidad depende, sobre todo, de las condiciones iniciales de operación y de

la magnitud de la perturbación.

El desarrollo de la electrónica de potencia introduce el uso de los sistemas

flexibles de transmisión AC (FACTS) en sistemas de potencia. Los FACTS son capaces de

controlar el estado de la red de manera rápida y esa característica puede ser

aprovechada para mejorar la estabilidad transitoria de complejos sistemas de potencia

[35]. Introduciendo fuentes de potencia reactiva y/o activa en ubicaciones apropiadas

se obtendrían las soluciones más efectivas para mejorar la estabilidad del sistema.

El desarrollo reciente y el uso de FACTS en sistemas de transmisión de potencia

dan lugar a un número elevado de aplicaciones no solo mejorando la estabilidad

transitoria en el existente Sistema de Potencia sino también dándole flexibilidad.

Son cinco los dispositivos FACTS utilizados por las grandes compañías para este

propósito:

Static Var Compensator (SVC)

Static Synchronous Compensator (STATCOM)

Thyristor-Controlled Series Condensador (TCSC)

Static Synchronous Series Compensator (SSSC)

Unified Power Flow Controller (UPFC)

Cada una de ellas presenta sus propias características y limitaciones:

El Compensador estático de potencia reactiva (SVC) pertenece a la primera

generación de los dispositivos FACTS que puede controlar la tensión en el bus

requerido. De este modo, mejora el perfil de tensión del sistema. La principal

tarea de un SVC es mantener la tensión en un bus concreto mediante la


51

compensación de potencia reactiva. Los SVC han sido usados por su alto

desempeño en el estado estacionario y en el control de la tensión transitoria

siendo comparados con la compensación clásica en paralelo. Los SVC también

son empleados para amortiguar oscilaciones de potencia, para mejorar la

estabilidad transitoria y para reducir pérdidas del sistema mediante el control

optimizado de potencia reactiva [36]-[37].

El Compensador estático síncrono (STATCOM) pertenece a la segunda

generación de los dispositivos FACTS y es usado para las mismas tareas que el

SVC mencionadas en el párrafo anterior. Las principales diferencias con el SVC

son que la intensidad de salida es independiente a la tensión del sistema y que

el tiempo de respuesta es inferior a un ciclo.

El Condensador serie controlado por tiristores (TCSC) es un miembro de los

dispositivos FACTS que cada vez se aplica con mayor ímpetu a líneas de

transporte de gran longitud en los sistemas de potencia modernos. Éste puede

tener varios roles en la operación y en el control del sistema de potencia como

programar el flujo de potencia, disminuir los componentes asimétricos, reducir

pérdidas en la Red, dar soporte de tensión, limitar la corriente de cortocircuito,

mitigar la resonancia subsincrona (SSR), amortiguar la oscilación de potencia y

mejorar la estabilidad transitoria [38]-[39].

El Compensador estático síncrono serie (SSSC) pertenece a la segunda

generación de los dispositivos FACTS y son usados para balancear la carga en

Redes de distribución interconectadas así como para corregir el factor de

potencia y el control del flujo de potencia [42].

El Controlador unificado de flujo de potencia (UPFC) es el más versátil ya que

puede ser usado para mejorar la estabilidad (dinámica y transitoria) en estado

estacionario [40]. El UPFC puede controlar, independientemente, más

parámetros puesto que es la combinación del compensador estático síncrono

(STATCOM) y el compensador estático síncrono en serie (SSSC). Este dispositivo

ofrece una alternativa que permite mitigar las oscilaciones de potencia del

sistema. En muchas publicaciones se reporta que el UPFC es capaz de mejorar la

estabilidad de un sistema multimáquina [41].

9.1. VENTAJAS DEL SVC, STATCOM y UPFC

La evolución del SVC es el STATCOM que se basa en el principio de que un

inversor de voltaje genera un voltaje de AC controlable atrás de la reactancia de

dispersión del transformador. De este modo, la diferencia de voltaje a través de la


52

reactancia produce intercambio de potencia activa y reactiva entre el STATCOM y la Red

de transmisión [14].

Uno de los dispositivos FACTS con mayor flexibilidad es el UPFC que le permiten

controlar en tiempo real los principales parámetros de un sistema de potencia (tensión,

ángulo de fase e impedancia) [15]-[26].

9.1.1. Ventajas del STATCOM frente al SVC

Reducción en el tamaño de los equipos.

Intensidad independiente de la tensión.

No requiere filtro de armónicos.

Tiempos de respuesta inferiores a un ciclo.

Mejor funcionamiento.

Reducción de costos para potencias futuras.

Reducción de campos magnéticos y de ruido.

a) b)

c)

Ilustración 34: a) Curva tensión intensidad para el SVC, b) Curva tensión intensidad para el STATCOM c) STATCOM ocupa menos espacio que el SVC [16]


53

9.1.2. Ventajas del UPFC frente al STATCOM

Controla el flujo de potencia en la línea.

Estabiliza la tensión y el ángulo de fase en la línea.

Control independiente de potencia activa y reactiva.

Ilustración 35: Ventajas del UPFC vs STATCOM

9.1.3. Esquema de la comparativa

FACTS\Aplicaciones Control de flujo de potencia

Estabilidad angular

Estabilidad dinámica

Control de reactiva

Estabilidad de tensión

SVC

STATCOM

UPFC

Ilustración 36: Aplicaciones del SVC, STATCOM y UPFC

Se tiene en cuenta que en muchas publicaciones no se menciona la mejora de la

estabilidad angular (estabilidad transitoria) como una aplicación y/o característica de los

FACTS ya que si nos centramos individualmente solo en la definición de cada uno el único

que llega a modificar o a mantener el ángulo es el UPFC siendo, generalmente, aplicado

en buses en medio de líneas y no para el ángulo de los rotores. Sin embargo, se recuerda

que la estabilidad transitoria está relacionada con los ángulos de las máquinas síncronas

del sistema. Por tanto, haciendo un estudio del sistema, se incluyen máquinas síncronas,

bus, transformadores, FACTS, etcétera, pudiendo estudiar en él las ventajas de incluir

FACTS con el fin de mejorar la estabilidad transitoria.


54

9.2. COMPARACIÓN DE COSTOS

Una comparación de costos de distintos dispositivos FACTS es la que se muestra

en la ilustración 33. Estos costos han sido estimados de varios reportes de la EPRI

(Instituto de Investigación de Energía Eléctrica) y de un vendedor relacionado con la

instalación de este tipo de tecnologías [44]. Por tanto, el costo del UPFC (controlador

unificado de flujo de potencia) es equivalente a dos STATCOMs, uno en serie y otro en

paralelo. El costo de los dispositivos condensadores convencionales en serie y en

paralelo y los PAR (transformadores reguladores de ángulo) también han sido incluidos,

aunque los HVDC no son parte de este trabajo.

El coste total del proyecto de FACTS depende principalmente de dos

componentes: los costes directos e indirectos. Los primeros abarcan los destinados a

materiales de construcción y a mano de obra relacionada con la instalación. Los costos

indirectos, por su parte, comprenden los relacionados con la concesión de licencias y

permisos, gastos legales, finanzas, administración de proyectos, seguros, impuestos,

intereses, etcétera, de forma sucesiva.

Como ejemplo, el costo está representado por el SVC (compensador estático de

potencia reactiva) en Chester, el cual comprende -125/+425 Mvar [43]. Este SVC está

instalado en una línea de transmisión AC de 345 kV para fortalecer el sistema unido a

otro proyecto: Nueva Inglaterra fase II HVDC. Para este proyecto, el costo del SVC

constituyó para el vendedor el 86% en costes directos y el 14% en costes indirectos [43].

La selección final de un dispositivo FACTS específico está basada en análisis económicos

y técnicos [44].

Ilustración 37: Costo para dispositivos FACTS [44]

Dispositivo Costo (€/kvar)

Capacitor Paralelo 9

Capacitor Serie Convencional 20

Convencional PAR 20

SVC 40

TCSC 40

STATCOM 50

UPFC 100

HVDC back_to_back 108

X AVR y PSS

55

10. AVR y PSS

10.1. INTRODUCCIÓN

Al momento de realizar los estudios de interconexión es preciso tener en cuenta

las oscilaciones electromecánicas, entendidas como inherentes a los sistemas de

potencia debido a la interacción de los generadores dentro de los mismos. Éstos tienden

a aumentar cuando se interconectan a grandes sistemas de potencia, los cuales tratan

de intercambiar enormes bloques de potencia a través de enlaces que pueden ser

débiles ocasionando la aparición de modos oscilatorios de baja frecuencia generando

inestabilidad en el sistema de potencia.

Para que el sistema funcione adecuadamente, todos los generadores deben de

estar interconectados entre sí de forma que se asegure el suministro eléctrico. La

conexión solo es posible cuando todos los generadores se mantienen girando a la misma

velocidad, es decir, en sincronismo; garantizando así el valor constante de la frecuencia

de la tensión de salida. Para controlar estos sistemas se disponen de reguladores

automáticos que mantienen constantes los valores de tensión y frecuencia generadas

por el alternador.

En la realización de estas interconexiones se han observado inestabilidades en el

comportamiento dinámico del sistema, apareciendo oscilaciones mantenidas de muy

baja frecuencia en un rango que va desde 0,2 a 3 Hz. Estas oscilaciones limitan la

capacidad de transmisión de potencia entre los generadores y las cargas y, por dicha

causa, se han diseñado los Estabilizadores de Sistemas de Potencia (Power System

Stabilizer-PSS) como elementos adicionales que permiten amortiguar las oscilaciones y

estabilizar los sistemas eléctricos de potencia.

Los problemas de estabilidad dentro de un sistema de potencia se ven reflejados

en el rotor de la máquina sincrónica, por tanto, en el presente trabajo también se resalta

la importancia de la máquina y sus controles dentro de un estudio de estabilidad. Las

oscilaciones electromecánicas generadas por pequeñas perturbaciones pueden

amortiguarse mediante un buen ajuste de los sistemas de control de la máquina, tales

como el AVR (Automatic Voltage Regulator- Regulador Automático de Tensión) y el PSS

el cual actúa a través del AVR.

El AVR es un dispositivo electrónico que actúa sobre la tensión aplicada al campo

del generador y su objetivo consiste en mantener la tensión en bornes del mismo en un

nivel determinado contribuyendo a la estabilidad transitoria. Por su parte, el PSS es un

equipo desarrollado para minimizar las oscilaciones electromecánicas en los sistemas de

potencia que se encuentra dentro del lazo de control del sistema de excitación de la

X AVR y PSS

56

máquina y provee un amortiguamiento a la oscilación electromecánica presentada en el

sistema de potencia actuando sobre el AVR con una señal de tensión.

10.2. AVR

El regulador de tensión constituye el elemento que controla la salida de la

excitatriz de manera tal que se tengan los cambios de potencia reactiva y tensión

generada en la magnitud que la carga demande.

El regulador automático de la tensión tiene por finalidad mantener la tensión de

salida del generador dentro de unos pequeños límites de variación respecto de un valor

de referencia (o nominal prefijado) aunque la carga conectada al generador varíe según

las necesidades de consumo en cada momento. Dicho de otra manera, el control de

tensión del generador permite mantener constante una consigna de tensión en los

distintos nudos del sistema eléctrico.

El desempeño de un regulador de tensión eficaz va de la mano con su velocidad

de respuesta después de una variación de la carga, evitando así un cambio drástico

en la tensión de salida. Además debe poder llevar con exactitud la tensión nuevamente

a su valor nominal y ser sensible a los pequeños cambios de la carga.

Los reguladores automáticos de tensión aportan a la estabilidad transitoria del sistema,

mediante el control efectivo de voltaje o potencia reactiva, pero así mismo, de estar mal

regulados pueden causar problemas de estabilidad de pequeña señal. [48]

Existen diversos tipos de reguladores en el mercado, los cuales se clasifican

de acuerdo al principio o tecnología de regulación que utilizan. Los más importantes son:

Los reguladores electromecánicos: Su principio de funcionamiento consiste en

un auto transformador de columna, sobre la cual se dispone un cursor accionado

por un servomotor, que en su recorrido suma o resta espiras. Este

movimiento de auto ajuste es controlado por un comando electrónico, que

se activa cada vez que la tensión de salida se desvía de su valor de referencia,

ajustándose automáticamente y con ello mantiene permanentemente la

tensión de salida estable, la respuesta es lenta a las variaciones rápidas de

tensión.

Los reguladores electrónicos: Basan su regulación en un control electrónico,

pueden llevar microprocesador para regular o simplemente un circuito de

control que detecta las variaciones del voltaje y hace la corrección a través

de relés para regular la tensión. Su tiempo de respuesta y velocidad de

regulación son rápidos además de ser económicos en comparación a los

otros tipos.

X AVR y PSS

57

Ilustración 38: Esquema del AVR

10.2.1. Principio de funcionamiento

El control automático de la tensión (AVR) tiene por objetivo mantener la tensión

en bornes del generador mediante el control de la fuerza electromotriz interna del

generador. Para ello, se actúa sobre la corriente de excitación del generador. La

respuesta de estos elementos de control es bastante rápida. El regulador automático de

tensión (AVR) mide la magnitud de la tensión en bornes del generador, valor que es

rectificado y filtrado hasta obtener una señal de corriente continua proporcional al valor

eficaz original. Esta señal de tensión continua se compara con un valor de referencia

siendo la diferencia entre ambas el error de tensión que, después de su amplificación,

se utiliza como tensión de alimentación de la excitatriz principal del generador y que

finalmente se convierte en la tensión de excitación del generador.

10.2.2. Elementos del AVR

• Excitatriz: provee corriente continua al devanado de campo de la máquina

sincrónica constituyendo la etapa de potencia del sistema de excitación.

• Regulador: procesa y amplifica las señales de control a un nivel y a una forma

apropiada. Incluye la regulación y las funciones de estabilización del sistema de

excitación: retroalimentación y compensación de adelanto-retraso.

• Transductor de tensión en bornes y compensador de carga: monitorea, rectifica

y filtra la tensión en bornes para comparar el valor con la referencia de tensión.

• Estabilizador de sistemas de potencia (PSS): provee una señal adicional de

entrada al regulador para amortiguar las oscilaciones del sistema de potencia.

Algunas señales comúnmente utilizadas son: la desviación de la velocidad del

rotor, la potencia de eléctrica y la desviación de frecuencia.

X AVR y PSS

58

Ilustración 39: Elementos del AVR

10.3. PSS

El objetivo de la aplicación de los PSS (estabilizadores de los sistemas de

potencia) es mejorar el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas para

determinadas frecuencias en uno o más puntos de operación del sistema.

10.3.1. Surgimiento del PSS

Aunque los AVR mejoran la estabilidad transitoria del sistema eléctrico a través

de un aumento del par sincronizante los efectos de estos dispositivos sobre el par de

amortiguamiento no son tan significativos. En régimen permanente, el par de entrada

mecánico y el par de salida electromagnético se encuentran equilibrados, y la velocidad

permanece constante. En esta situación, una perturbación del equilibrio puede provocar

una variación de velocidad en los rotores de las máquinas. La estabilidad de ángulo

depende de la existencia de un par sincronizante (en fase con la variación del ángulo del

rotor y cuyo defecto provoca una inestabilidad no oscilatoria) y un par amortiguador (en

fase con la variación de velocidad, causando su falta una inestabilidad oscilatoria). Bajo

ciertas condiciones de operación, el AVR agrava la situación aumentando aún más el

amortiguamiento negativo en el sistema.

Para mejorar el amortiguamiento de las oscilaciones de baja frecuencia se

introducen en el sistema de potencia los PSS.

X AVR y PSS

59

Ilustración 40: Surgimiento del PSS

10.3.2. Principio de funcionamiento

La función básica de un estabilizador de sistemas de potencia es la de añadir

amortiguamiento a las oscilaciones del rotor mediante el control de su sistema de

excitación empleando, para ello, señales de estabilización auxiliares.

El PSS tiene como objetivo cambiar la referencia de tensión de excitación en el

AVR para provocar un cambio en la potencia eléctrica, tal que la potencia acelerante en

el eje de la máquina sea cero y no aparezcan oscilaciones de potencia; esto lo hace

entregando una señal de tensión al AVR.

Ilustración 41: Esquema de AVR más PSS

XI IMPLEMENTACIÓN EN DIGSILENT - POWER FACTORY

60

11. IMPLEMENTACIÓN EN DIGSILENT - POWER FACTORY

De acuerdo con los objetivos de este TFM, a continuación, se detallan las Redes

y sus componentes, las cuales se implementan en el programa Digsilent - Power Factory.

Para la simulación se toman cuatro Redes, en las cuales se instalan el SVC, el

STATCOM y el UPFC, mencionados en la teoría anteriormente expuesta.

En lo que respecta a longitud, las líneas se dividen en cortas, medias y largas:

Líneas cortas. Dentro de esta categoría están las líneas de transporte de hasta 80

Km. (50 millas).

Líneas medias. Se denominan líneas medias aquellas líneas de transporte que

tienen una longitud entre 80 y 240 Km. (50 a 150 millas).

Líneas largas. Son líneas de transporte que tienen una longitud superior a los 240

Km. (150 millas) y operan generalmente con valores altos de voltaje, del orden

de 230 y 500 KV.

Para este TFM las líneas de gran longitud son líneas de transporte que tienen una

longitud superior o igual a los 300 Km.

11.1. REDES QUE SE IMPLEMENTAN

11.1.1. Red 1

La Red 1 consta de una máquina G1 unida a un nudo infinito con carga mediante

dos líneas de gran longitud (desde el bus AT hasta AT carga) que podrán ser de 300 o

400 km y transportan aproximadamente 800 MW.

Ilustración 42: Red 1

11.1.2. Red 2

La Red 2 consta de tres máquinas y cuatro cargas donde la máquina G2

representa un área mientras G1 y G3 pertenecen a otra área. Estas áreas están unidas

mediante dos líneas de gran longitud (desde bus 7 hasta bus 5) que podrán ser de 300 o


61

400 km más una línea de 200 km (desde el bus 7 hasta el bus 8). El intercambio

aproximado de potencia entre áreas es de 340 MW.


11.1.3. Red 3

La Red 3 está compuesta por tres máquinas y cuatro cargas donde la máquina

G2 representa un área mientras G1 y G3 pertenecen a otra área. Estas áreas están unidas

mediante dos líneas de gran longitud (desde el bus 7 hasta el bus 5) que podrán ser de

300 o 400 km. El intercambio aproximado de potencia entre áreas es de 360 MW.


11.1.4. Red 4

La Red 4 consta de tres máquinas (estas máquinas tienen el doble de potencia) y

dos cargas donde la máquina G2 -que representa un área- está unida a G1 y G3 que


62

representan otra área mediante dos líneas de gran longitud de 1000 km (desde el bus 1

hasta el bus 3). El intercambio aproximado de potencia entre áreas es de 2200 MW.


11.2. COMPONENTES DE LAS REDES

11.2.1. Generador

Los generadores tienen estas características. Potencia nominal: 950 MVA Tensión nominal: 24 kV Conexión: YN Reactancia síncrona: xd = 1,81 p.u. xq = 1,76 p.u. Reactancias transitorias y subtransitorias: xd´ = 0,3 p.u. xd´´ = 0,23 p.u. xq´ = 0,65 p.u. xq´´ = 0,25 p.u. Constantes de tiempo transitorias y subtransitorias: Td´= 1,47 s Td´´= 0,023 Tq´= 0,37 s Tq´´= 0,027

11.2.2. Transformador

El transformador de cada generador posee las siguientes características.

Potencia aparente: 1000MVA Frecuencia: 50Hz Tensiones alta/baja: 500/24 kV


63

Tensión de cortocircuito del transformador: 15%

11.2.3. Líneas

Tensión nominal: 500 kV Resistencias: R = 0,05 Ω/km Ro= 0,2 Ω/km Reactancias: X = 0,25 Ω/km Xo= 1 Ω/km Susceptancias: B = 4,14 𝜇S/km Bo = 0 𝜇S/km

11.2.4. Red externa (Nudo infinito en red 1)

Tipo de bus: nudo infinito Slack Tensión: 1 p.u.

11.2.5. Cargas

Cargas en la red 1:

Carga: P= 1000 MW y Q= 512,3 Mvar

Cargas en la red 2 y red 3:

A: P= 1000 MW y Q= 350 Mvar B: P= 450 MW y Q= 50 Mvar C: P= 200 MW y Q= 26 Mvar D: P= 500 MW y Q= 100 Mvar

Cargas en la red 4:

E: P= 3500 MW y Q= 1793,1 Mvar F: P= 1000 MW y Q= 512,3 Mvar

11.3. UBICACIÓN DE LOS FACTS EN LAS REDES

Cuando los dispositivos FACTS se ubican en medio de las líneas de gran longitud,

juegan un papel importante controlando el flujo de potencia reactiva en la red eléctrica,

por ende repercute en las fluctuaciones de voltaje y la estabilidad transitoria. Se verifica

que colocándolos ligeramente al centro este contribuye al mejor desempeño y mejora

de la estabilidad transitoria. [35]


64

Para la Red 1 se ubica el SVC, el STATCOM o el UPFC en el bus AT () en medio de

las líneas.

Ilustración 46: Ubicación de los FACTS en la Red 1

Para la Red 2 y la Red 3 se ubica el SVC, el STATCOM o el UPFC en el Bus 7() en

medio de las líneas.

Ilustración 47: Ubicación de los FACTS en la Red 2 y en la Red 3

Para la Red 4 se ubica el SVC, el STATCOM o el UPFC en el bus 2 en medio de las

líneas.

Ilustración 48: Ubicación de los FACTS en la Red 4


65

11.4. SVC

11.4.1. Componentes y características del SVC

11.4.1.1. Transformador del SVC

Ilustración 49: Datos del transformador en el SVC

11.4.1.2. Static Var System

Ilustración 50: Datos del Static Var System en el SVC

11.5. STATCOM

11.5.1. Componentes y características del STATCOM

11.5.1.1. Transformador del STATCOM


66

Ilustración 51: Datos del transformador en el STATCOM

11.5.1.2. Inversor del STATCOM

Ilustración 52: Datos del inversor en el STATCOM


67

11.5.1.3. Condensador del STATCOM

Ilustración 53: Datos del condensador en el STATCOM

11.6. UPFC

11.6.1. Componentes y características del UPFC

11.6.1.1. Transformador serie del UPFC

Ilustración 54: Datos de transformador serie en el UPFC


68

11.6.1.2. Transformador paralelo del UPFC

Ilustración 55: Datos de transformador paralelo en el UPFC

11.6.1.3. Inversor serie del UPFC

Ilustración 56: Datos del inversor serie del UPFC


69

11.6.1.4. Inversor paralelo del UPFC

Ilustración 57: Datos del inversor paralelo del UPFC

11.6.1.5. Condensador del UPFC

Ilustración 58: Datos del condensador para el UPFC


70

11.7. MODELOS Y CONTROLADORES

11.7.1. Definiciones

Composite Model (Modelo compuesto)

Un Composite Model es una estructura que se usa para administrar los modelos

asociados a una máquina o a un sistema de control. En éste se seleccionan todos los

modelos y elementos que se deseen relacionar [22].

Composite Frame (Marco compuesto)

Un Composite Frame, o simplemente Frame, es una plantilla o estructura de

conexionado en la que se definen las interfaces o vías de comunicación de las distintas

señales entre los slots que van a definirse dentro de un Composite Model.

Common Model (Modelo general)

Un Common Model es un objeto que proporciona una interfaz de comunicación

entre el usuario y el modelo de control. Esta interfaz es realizada mediante la

configuración de un conjunto de parámetros, los cuales sirven para ajustar el modelo.

Composite Block Diagram (Diagrama de bloques)

Un diagrama de bloques es una representación gráfica de una función

matemática que produce una o más señales de salida como función de una o más

señales de entrada. Un diagrama de bloques también puede tener límites (valores

mínimos y máximos) como señales de entrada.

Se tiene en cuenta que la base teórica para el modelado que se usa en este trabajo es

obtenida de las librerías internas del programa DigSILENT, por tanto, pueden ser

consideradas modelos estándar de los FACTS que se usan en este trabajo.

11.7.2. Generador

Para el generador se elige el modelo compuesto estándar SYM Frame_no droop,

ya que este dispone slots para incorporar el AVR y el PSS. Este modelo se encuentra en

la librería interna del programa.


71

Ilustración 59: Composite Frame - Conexionado para el Generador


72

Ilustración 60: Composite Model – Interfaz para el generador y sus controles

11.7.2.1. AVR

Para el AVR se elige el EXCITER–EXAC4 IEEE Modified Type AC4A Excitation System

model, ya que Kundur lo señala como uno de los 12 modelos en diagrama de bloques para

representar el sistema de excitación. Este modelo y diagrama de bloques se encuentran en

la librería interna del programa.

Ilustración 61: Diagrama de bloques del AVR


73

Ilustración 62: Common Model del AVR

11.7.2.2. PSS

Para el PSS se elige el pss_STAB2A: Power system stabilizing unit (ASEA), ya que es uno

de los modelos de la IEEE para representar un sistemas de estabilización. Este modelo y su

diagrama de bloques se encuentran en la librería interna del programa.

Ilustración 63: Diagrama de bloques del PPS


74

Ilustración 64: Common Model del PSS

11.7.3. SVC

Para el SVC se elige el modelo compuesto Composite Type SVS como base para luego

modificarlo y obtener Composite Type SVS(mod), ya que este último dispone de una señal de

entrada al slot del controlador-SVS. Este modelo se encuentra en la librería interna del

programa.

Ilustración 65: Composite Frame para el SVC


75

Ilustración 66: Composite Model para el SVC y para sus controladores

11.7.3.1. SVS

Para el controlador SVS (Static var system) se elige el svc_CSVGN4: Static Shunt

Compensator, ya que éste es uno de los dos modelos de la IEEE y además solo este modelo

era compatible con el modelo compuesto del SVC. Este modelo y diagrama de bloques se

encuentran en la librería interna del programa.

Ilustración 67: Diagrama de bloques - Controlador del SVS


76

Ilustración 68: Common Model - Controlador del SVS

11.7.4. STATCOM

Para el STATCOM se elige el siguiente modelo compuesto, ya que este modelo es usado en uno de los ejemplos en el propio programa. Este modelo y diagrama de bloques se encuentran en la librería interna del programa.

Ilustración 69: Composite Frame para el STATCOM


77

Ilustración 70: Composite Model del STATCOM y sus Controladores

11.7.4.1. Controlador de corriente

Ilustración 71: Common Model - Controlador de corriente del STATCOM

Ilustración 72: Diagrama de bloques - Controlador de corriente del STATCOM


78

11.7.4.2. Controlador de tensión DC

Ilustración 73: Diagrama de bloques - Controlador de tensión DC del STATCOM

Ilustración 74: Common Model - Controlador de tensión DC del STATCOM

11.7.5. UPFC

Para el UPFC se eligen los siguientes modelos compuestos, tanto para la parte serie como el parte paralelo, ya que estos modelos son usados en uno de los ejemplos en el propio programa. Estos modelos y diagramas de bloques se encuentran en la librería interna del programa.


79

11.7.5.1. Serie

Ilustración 75: Composite Frame - SSSC del UPFC

Ilustración 76: Composite Model - SSSC y sus controladores en UPFC


80

11.7.5.1.1. Controlador de corriente

Ilustración 77: Diagrama de bloques - Controlador de corriente para el SSSC del UPFC

Ilustración 78: Common Model - Controlador de corriente para el SSSC del UPFC


81

11.7.5.1.2. Controlador PQ

Ilustración 79: Diagrama de bloques - Controlador PQ para SSSC del UPFC

Ilustración 80: Common Model - Controlador PQ para SSSC del UPFC


82

11.7.6. Paralelo

Ilustración 81: Composite Frame - STATCOM del UPFC

Ilustración 82: Composite Model - STATCOM y sus controladores en UPFC


83

11.7.6.1. Controlador de corriente

Ilustración 83: Diagrama de bloques - Controlador de corriente para el STATCOM del UPFC

Ilustración 84: Common Model - Controlador de corriente para el STATCOM del UPFC


84

11.7.6.2. Controlador de tensión DC

Ilustración 85: Diagrama de bloques - Controlador de tensión DC para el STATCOM del UPFC

Ilustración 86: Common Model - Controlador de tensión DC para el STATCOM del UPFC

XII SIMULACIÓN

85

12. SIMULACIÓN

Con el fin de comprobar la mejora de la estabilidad transitoria en líneas de gran

longitud mediante FACTS, y según la teoría explicada anteriormente, se implementan los

dispositivos, los modelos y los controladores en el programa Digsilent- Power Factory [22] -

[23].

La pérdida de sincronismos en un grupo de generadores suele darse cuando un exceso

de potencia mecánica de entrada, supera a la potencia eléctrica de salida, acelerando el rotor,

de tal modo que se almacena energía cinética en el mismo, y el ángulo se incrementa.

12.1. PRIMER CASO

Se comparan los resultados tras implementar los 3 FACTS en la Red 1 si la línea entre

los buses AT y AT CARGA se pasa de 300 km a 400 km de longitud y si es sometida a un

cortocircuito entre los buses AT() y AT CARGA.

Ilustración 87: Cortocircuito en una línea entre los buses AT() y AT CARGA para la Red 1

12.2. SEGUNDO CASO

Se comparan los resultados resultantes tras implementar los 3 FACTS en la Red 2 si la

línea entre los buses 7 y 5 se pasa de 300 km a 400 km de longitud y es sometida a un

cortocircuito entre los buses 7() y 5.

Ilustración 88: Cortocircuito en una línea entre los buses 7 () y 5 para la Red 2

XII SIMULACIÓN

86

12.3. TERCER CASO

Se comparan los resultados tras implementar los 3 FACTS en la Red 3 si la línea entre

los buses 7 y 5 se pasa de 300 km a 400 km de longitud y es sometida a un cortocircuito entre

los buses 7() y 5.

Ilustración 89: Cortocircuito en una línea entre los buses 7 () y 5 para la Red 3

12.4. CUARTO CASO

Se comparan los resultados obtenidos tras implementar los 3 FACTS en la Red 4 si la

línea es sometida a un cortocircuito entre los buses 2 y 3.

Ilustración 90: Cortocircuito en una línea entre los buses 2 y 3 para la Red 4

12.5. QUINTO CASO: SIMULACIÓN DE INTERÉS

En la red 4 las líneas de gran longitud transportan aproximadamente 2000 MW; si

pretendemos transportar, por ejemplo, 3000 MW es necesario realizar las modificaciones

pertinentes a la red para que el flujo de potencia converja y se obtiene la Red 5. Será entonces

XII SIMULACIÓN

87

cuando se simule una gran perturbación, lo mismo que sucedía en el cuarto caso. La ilustración

137 corresponde a la red 5.

En este quinto caso la simulación representa una interconexión internacional, dos

países interconectados mediante una línea de 1000 km que transporta 3000 MW.

En los cinco casos anteriores, las pruebas se someten a una gran perturbación

mediante un cortocircuito trifásico que inicia en t= 0 y termina con un despeje

de falta en t= 300 ms.

12.6. RESULTADOS: PRIMER CASO

12.6.1. Red 1 sin FACTS

Condiciones iniciales: 𝛿𝐺1= 59, a simple vista este ángulo parece ser muy elevado, pero

hay que tener en cuenta que el ángulo del rotor es medido respecto al de una máquina de

referencia que en este caso concreto no lo tenemos y el start time de las condiciones iniciales

se fija a -0,1 s.

Tras la perturbación, se muestran en las ilustraciones 91 y 92 el ángulo y la velocidad

del rotor respectivamente del generador en la Red 1 sin FACTS.

Ilustración 91: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 sin FACTS Ilustración 92: Primer caso. Velocidad del rotor - Red 1 sin FACTS

Se aprecia cómo el generador pierde el sincronismo y se acelera.

12.6.2. Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC

12.6.2.1. Sincronismo

XII SIMULACIÓN

88

Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 93 y 94 el ángulo del rotor del

generador con el FACTS instalado en la Red 1.

Ilustración 93: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 con SVC,

STATCOM y UPFC (Línea de 300 km)

Ilustración 94: Primer caso. Ángulo del rotor – Red 1 con

SVC, STATCOM y UPFC (Línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la diferencia más notoria es para el SVC ya

que para la línea de 300 km el ángulo del rotor es más amortiguado, pero aun así, los

tres FACTS contribuyen a la mejora en la estabilidad transitoria y se corrobora la

superioridad del UPFC y del STATCOM sobre el SVC.

12.6.2.2. Velocidad del rotor

Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 95 y 96 la velocidad del rotor del

generador respecto al FACTS instalado en la Red 1.

Ilustración 95: Primer caso. Velocidad del rotor - Red 1 con

SVC, STATCOM y UPFC (línea de 300 km)

Ilustración 96: Primer caso. Velocidad del rotor - Red 1 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el SVC ya que

para la línea de 300 km la velocidad del rotor retorna más rápido a una velocidad

constante pero, aun así, los tres FACTS contribuyen a la mejora en la estabilidad y se

comprueba la superioridad del UPFC y del STATCOM sobre el SVC.

XII SIMULACIÓN

89

12.7. RESULTADOS: SEGUNDO CASO


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 97 y 98 el ángulo y la velocidad

respectivamente de los tres generadores en la Red 2 sin FACTS.

Ilustración 97: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y

G3 en la Red 2 sin FACTS

Ilustración 98: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1

G2 y G3 en la Red 2 sin FACTS

Se puede ver que los tres generadores pierden el sincronismo y que el generador G1

se acelera.

12.7.2. Red 2 con el SVC


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 99 y 100 el ángulo del rotor de los

tres generadores cuando se instala el SVC en la Red 2.


G3 en la Red 2 con el SVC (línea de 300 km)



Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el generador

G3 ya que en la Red con línea de 300 km el ángulo del rotor oscila más en fase con los

XII SIMULACIÓN

90

otros rotores. Aún así, se comprueba que el SVC contribuye a la mejora en la

estabilidad transitoria.


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 101 y 102 la velocidad del rotor

de los tres generadores cuando se instala el SVC en la Red 2.

Ilustración 101: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1,

G2 y G3 en la Red 2 con el SVC (línea de 300 km)

Ilustración 102: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2

y G3 en la Red 2 para el SVC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, no se observa mucha diferencia entre ambos ya que la

velocidad del rotor retorna a una velocidad constante comprobándose que el SVC

ayuda a estabilizar la velocidad del rotor.

12.7.3. Red 2 con el STATCOM


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 103 y 104 el ángulo del rotor de

los tres generadores cuando se instala el STATCOM en la Red 2.


G3 en la Red 2 con el STATCOM (línea de 300 km)



XII SIMULACIÓN

91

Al comparar los resultados, se observa que prácticamente no hay diferencia ya que en la

Red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores se comportan de manera

similar. Así, se comprueba que el STATCOM contribuye a la mejora en la estabilidad

transitoria.



de los tres generadores cuando se instala el STATCOM en la Red 2.


G2 y G3 en la Red 2 con el STATCOM (línea de 300 km)

Ilustración 106: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2

y G3 en la Red 2 con el STATCOM (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que prácticamente no hay diferencia ya que en la Red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores se comportan de manera similar y se comprueba que el STATCOM contribuye a la mejora en la estabilidad.

12.7.4. Red 2 con el UPFC



los tres generadores cuando se instala el UPFC en la Red 2.

XII SIMULACIÓN

92

Ilustración 107: Segundo caso. Ángulo del rotor de G1, G2

y G3 en la Red 2 con el UPFC (línea de 300 km)


G3 en la Red 2 con el UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el G3 ya que

en la Red con línea de 400 km el ángulo del rotor oscila con mayor amplitud pero, aún

así, el UPFC –como puede observarse- contribuye a la mejora en la estabilidad

transitoria.



de los tres generadores cuando se instala el UPFC en la Red 2.

Ilustración 109: Segundo caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y G3 en la Red 2 con el UPFC (línea de 300 km)


G2 y G3 en la Red 2 con el UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se puede ver que en la línea de 300 km hay mayor

oscilación para alcanzar una velocidad constante, pero aún así, los tres FACTS

contribuyen a la mejora en la estabilidad.

XII SIMULACIÓN

93

12.7.5. Red 2 (generador G3) con SVC vs STATCOM vs UPFC

Se comparan las mejoras que aportan los distintos FACTS en el generador G3, ya que

éste es el que presentó mayor oscilación en las simulaciones anteriores.


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 111 y 112 el ángulo de rotor del

generador G3 cuando se instalan los FACTS en la Red 2.

Ilustración 111: Segundo caso. Ángulo del rotor de G3

en la Red 2 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 300 km)

Ilustración 112: Segundo caso. Ángulo del rotor de G3 en la

Red 2 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el UPFC ya

que en la Red 2 con línea de 400 km el ángulo del rotor oscila con mayor amplitud. De

cualquier modo, los tres FACTS contribuyen a la mejora en la estabilidad transitoria

comprobándose la superioridad del UPFC y del STATCOM sobre el SVC.




XII SIMULACIÓN

94

Ilustración 113: 2do Caso, velocidad del rotor de G3 en la Red

2 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 300 km)

Ilustración 114: 2do Caso, ángulo del rotor de G3 en la Red 2

con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se puede ver que la diferencia más notoria es para el UPFC

ya que en la línea de 300 km se alcanza una velocidad constante en menor tiempo,

pero aun así, los tres FACTS contribuyen a la mejora de la estabilidad.

12.8. RESULTADOS: TERCER CASO


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 115 y 116 el ángulo y la velocidad

respectivamente de los tres generadores en la Red 3 sin FACTS.

Ilustración 115: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y G3

en la Red 3 sin FACTS

Ilustración 116: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2

y G3 en la Red 3 sin FACTS

Se observa cómo los tres generadores pierden el sincronismo y el generador G1 se

acelera.



XII SIMULACIÓN

95


los tres generadores cuando se instala el SVC en la Red 3.

Ilustración 117: Tercer caso. Ángulo del rotor de G1, G2 y



en la Red 3 con el SVC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el generador

G3 ya que en la Red con línea de 300 km el ángulo del rotor oscila con mayor amplitud.

Sin embargo, y a pesar de ello, se comprueba que el SVC contribuye a la mejora en la




de los tres generadores cuando se instala el SVC en la Red 3.

Ilustración 119: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2 y


Ilustración 120: Tercer caso. Velocidad del rotor de

G1, G2 y G3 en la Red 3 con el SVC (línea de 400 km)

Comparando los resultados, podemos observar que prácticamente no hay diferencia

entre ambos ya que en la red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores

se comportan de manera muy similar. Por ello, comprobamos cómo el SVC contribuye a

la mejora en la estabilidad.

XII SIMULACIÓN

96

12.8.3. Red 3 con STATCOM



los tres generadores cuando se instala el STATCOM en la Red 3.




en la Red 3 con el STATCOM (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia se da en el generador

G2 ya que en la Red con línea de 400 km el ángulo del rotor oscila con mayor amplitud.

Así, con todo, se comprueba que el STATCOM contribuye a la mejora en la estabilidad

transitoria.








Al comparar los resultados, se observa que prácticamente no hay diferencia entre ellos

ya que en la Red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores se comportan

XII SIMULACIÓN

97

de manera similar. Con ello, se corrobora que el STATCOM contribuye a la mejora en la

estabilidad.

12.8.4. Red 3 con UPFC



los tres generadores al instalar el UPFC en la Red 3.


en la Red 3 con el UPFC (línea de 300 km)

)



Al comparar los resultados, se observa que la principal diferencia es para el generador G2

ya que en la Red con línea de 300 km el ángulo del rotor oscila con mayor amplitud. A

pesar de ello, se comprueba que el UPFC contribuye a la mejora en la estabilidad

transitoria.



de los tres generadores instalando el UPFC en la Red 3.



Ilustración 128: Tercer caso. Velocidad del rotor de G1, G2

y G3 en la Red 3 con el UPFC (línea de 400 km)

XII SIMULACIÓN

98

Al comparar los resultados, observamos que prácticamente no hay diferencia entre

ambos ya que en la Red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores se

comportan de manera similar comprobándose que el UPFC contribuye a la mejora en

la estabilidad.

12.8.5. Red 3 (generador G2) con SVC, STATCOM y UPFC

Se comparan las mejoras que aportan los distintos FACTS en el generador G2, ya que

éste es el que presentó mayor oscilación en las simulaciones anteriores.


Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 129 y 130 el ángulo de rotor del


Ilustración 129: Tercer caso. Ángulo del rotor de G2 en la Red 3 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 300 km)

Ilustración 130: Tercer caso. Ángulo del rotor de G2 en la

Red 3 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 400 km)

Al comparar los resultados, se observa que las principales diferencias son para el SVC

y para el STATCOM ya que en la Red con línea de 400 km el ángulo del rotor oscila con

mayor amplitud. De cualquier modo, se comprueba cómo los tres FACTS contribuyen

a la mejora en la estabilidad transitoria.




XII SIMULACIÓN

99

Ilustración 131: Tercer caso. Ángulo del rotor de G2 en la Red 3 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 300 km)

Ilustración 132: Tercer caso. Ángulo del rotor de G2 en la Red 3 con SVC, STATCOM y UPFC (línea de 400

km)

)

Al comparar los resultados, se observa que prácticamente no hay diferencia

entrambos ya que en la red con línea de 300 km o 400 km los ángulos de los rotores se

comportan de manera similar comprobando, de este modo, que el UPFC contribuye a

la mejora en la estabilidad.

12.9. RESULTADOS: CUARTO CASO


Tras la perturbación, se muestra en la ilustración 133 el ángulo y la velocidad del rotor

de los 3 generadores en la Red 4 sin FACTS.

Ilustración 133: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 sin FACTS (línea de 1000 km)

Se observa que los tres generadores pierden el sincronismo y G1 y G3 se aceleran.


Tras la perturbación, se muestra en la ilustración 134 el ángulo del rotor y la velocidad

de los tres generadores al instalar el SVC en la Red 4.

XII SIMULACIÓN

100

Ilustración 134: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 con SVC (línea de 1000 km)

Al analizar los resultados, se aprecia cómo los ángulos de los rotores de G1 y G3 son

amortiguados después de la perturbación y que por su parte la velocidad tiende a ser

constante. El SVC, además, contribuye a la mejora en la estabilidad transitoria.

12.9.3. Red 4 con el STATCOM



Ilustración 135: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 con STATCOM (línea de 1000 km)

Al analizar los resultados, se observa que los ángulos de los rotores de G1 y G3 son

amortiguados después de la perturbación y que la velocidad tiende a ser constante.

Por otro lado, puede comprobarse cómo el STATCOM contribuye a la mejora en la


12.9.4. Red 4 con el UPFC


de los tres generadores cuando se instala el UPFC en la Red 4.

XII SIMULACIÓN

101

Ilustración 136: Cuarto caso. Ángulo de rotor y velocidad de G1, G2 y G3 en la Red 4 con UPFC (línea de 1000 km)

Al analizar los resultados, se observa cómo los ángulos de los rotores de G1 y G3 son

amortiguados después de la perturbación y cómo la velocidad tiende a ser constante.

Finalmente, comprobamos que el UPFC contribuye a la mejora en la estabilidad

transitoria.

Es importante mencionar que en la mayoría de las simulaciones anteriores los ángulos de los

rotores no retornan al mismo valor inicial, esto sucede porque las potencias que suministran

los generadores después de la falta son ligeramente distintas que las potencias suministradas

antes de la falta, por otro lado los ángulos de los rotores parecen ser muy grandes, se recuerda

que esos ángulos están medidos respecto a una máquina de referencia, entonces si se mide el

ángulo del rotor de una máquina respecto a su nudo local se puede afirmar que esos ángulos

de los rotores no son tan elevados, y también se observa que las oscilaciones del ángulo del

rotor son mayores con el SVC que con el STATCOM o UPFC, esto sucede porque estos dos

últimos llevan inversores de fuente de tensión que son capaces de actuar en cuestión de un

ciclo y tienen la ventaja de suministrar más potencia reactiva cuando la tensión del sistema es

baja.

XII SIMULACIÓN

102

12.10. RESULTADOS: QUINTO CASO, SIMULACIÓN DE INTERÉS

Ilustración 137: Red 5 (posición de los FACTS y de la gran perturbación)



de los tres generadores en la Red 5 sin FACTS.

Ilustración 138: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 sin FACTS e intercambio de potencia entre áreas de 3000 MW

12.10.2. Red 5 con FACTS

Tras la perturbación, se muestra en las ilustraciones 139, 140 y 141 el ángulo del rotor

así como la velocidad de los tres generadores cuando se instala el SVC, el STATCOM y

el UPFC en la Red 5.

XII SIMULACIÓN

103

Ilustración 139: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con SVC e intercambio de potencia entre áreas de 3000 MW

Ilustración 140: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con STATCOM e intercambio de potencia entre áreas de 3000 MW

Ilustración 141: Sincronismo y velocidad del rotor de G1, G2 y G3 tras el cortocircuito en línea de 1000 km de longitud en la Red 5 con UPFC e intercambio de potencia entre áreas de 3000 MW

Al analizar los resultados de las simulaciones, comprobamos satisfactoriamente que el

SVC, el STATCOM y el UPFC mejoran la estabilidad transitoria de la red 5.

XII SIMULACIÓN

104

12.10.3. Interconexiones internacionales de España

Las interconexiones internacionales son el conjunto de infraestructuras eléctricas que

permiten el intercambio de energía entre países vecinos generando una serie de ventajas en

los países conectados [32].

Beneficios de las interconexiones:

Contribuyen a la seguridad del suministro facilitando funciones de apoyo entre

sistemas vecinos. Las interconexiones son el respaldo instantáneo más significativo a

la seguridad de suministro.

Aportan mayor estabilidad y garantía de la frecuencia en los sistemas interconectados.

Proporcionan un mejor aprovechamiento de las energías renovables.

Facilitan los intercambios comerciales de energía aumentando la competencia al

aprovechar las diferencias de precios de la energía en los sistemas eléctricos

interconectados.

Ilustración 142: Intercambio comercial previsto para 2016 [32]

Por tanto, los resultados de la simulación del quinto caso (Red 5) pueden ser utilizados

para simular las interconexiones de España -o de cualquier país con sus países vecinos-

pudiendo establecer líneas de gran longitud o no para dicha interconexión y teniendo en

cuenta que la estabilidad transitoria fue mejorada mediante los FACTS.

XIV BIBLIOGRAFÍA

105

13. CONCLUSIÓN

El presente trabajo fin de máster propone la posibilidad de incorporar los

dispositivos FATCS en líneas de gran longitud encauzados a mejorar la estabilidad

transitoria. Una de las cuestiones que planteamos en esta conclusión es el costo

económico que supondría dicha realización.

Para abordar el problema, sería necesario, en primer lugar, encontrar un medio

o, en su defecto, un dispositivo que sea capaz de compensar cada uno de los

desequilibrios que pudieran surgir. Con métodos tradicionales como el de la utilización

de la conexión y/o desconexión de elementos pasivos a la red es posible evitar la

pérdida de sincronismo en las máquinas. Sin embargo, esto impide una actuación veloz

y eficaz del problema ya que la estabilidad transitoria es uno de los más importantes. Si

se llegase a perder el sincronismo de las máquinas podría desencadenar un gran

problema en el sistema de potencia y entonces los métodos usuales y/o mecánicos no

parecerían una solución demasiado plausible.

Por tanto, la solución propuesta es el empleo y uso de los sistemas de

transmisión AC flexible (FATCS). El SVC, el STATCOM y el UPFC comparados mediante

las simulaciones realizadas con el programa DigSILENT Power Factory demuestran la

robustez de cada uno de ellos.

Este estudio de estabilidad permite conocer el comportamiento de un sistema

eléctrico de potencia al ser sometido a grandes perturbaciones (cortocircuitos)

erigiéndose como saberes de gran importancia, tanto desde el punto de vista de la

planificación -para una posible expansión del sistema- como desde el de operación ya

que sus resultados permitirán tomar las decisiones más adecuadas en cada uno de los

ámbitos.

Un conocimiento adecuado sobre el comportamiento del sistema en condiciones

dinámicas permite manejar adecuadamente los riesgos vinculados a las perturbaciones

y a las contingencias minimizando los efectos para el sistema y evitando, de esta manera,

las pérdidas económicas que el desconocimiento o la inacción podrían acarrear.

Por ello, los estudios de estabilidad, y en especial los de estabilidad transitoria,

alcanzan especial relevancia en el caso de sistemas eléctricos de ámbito nacional e

internacional que se interconectan entre sí. Por ejemplo, la interconexión de España-

Portugal, España-Francia, Francia-Italia, etc., es uno de ellos ya que en dichos casos será

posible llegar a identificar los perturbacións que, en el supuesto de presentarse,

provocarían condiciones de inestabilidad permitiendo, así, adoptar las medidas

preventivas tanto desde el punto de vista de protección y de operación, como desde los

aspectos estructurales del sistema.

XIV BIBLIOGRAFÍA

106

El estudio realizado en este trabajo fin de máster para titulación en “Máster en

sistemas de energía eléctrica” ha permitido corroborar que la complejidad de los

estudios de estabilidad transitoria en líneas de gran longitud no solamente radica en la

formulación matemática del problema, sino también en la implementación de los

modelos y controladores más adecuados que posibiliten encarnar apropiadamente a

cada uno de los elementos del sistema con el fin de que los resultados sean los

esperados en su representación con el comportamiento del sistema.

Tal y como se observa en las simulaciones, queda demostrado positivamente el

resultado de incorporar los distintos FACTS en los sistemas eléctricos de potencia

sometidos a grandes perturbaciones que corroborarían dicha teoría (FACTS mejoran la

estabilidad transitoria). Por ello, podemos afirmar que el resultado obtenido mediante

el uso del UPFC es claramente superior con respecto al del STATCOM y que a su vez el

STATCOM es superior al SVC ya que con el UPFC logramos alcanzar la estabilidad

transitoria con mayor rapidez en la mayor parte de las simulaciones. También se logró

llevar el estudio del quinto caso a casos reales como las interconexiones internacionales

y mediante dichas simulaciones se obtuvo resultados satisfactorios.

De otra parte, en lo referido al tema económico (tal y como se puede consultar

en la comparación de costos del capítulo 9 y teniendo en cuenta los FACTS utilizados en

las simulaciones de este trabajo) el uso del UPFC es el más caro seguido del STATCOM y

por último el del SVC. De acuerdo a los resultados que se obtienen en las simulaciones,

observamos que todos los FACTS realizan un trabajo eficaz logrando alcanzar la

estabilidad transitoria. Entonces, en estos casos, la disyuntiva es gastar más y alcanzar

la estabilidad transitoria con mayor rapidez mediante el UPFC o gastar menos y alcanzar

la estabilidad transitoria en mayor tiempo mediante el SVC. Sin embargo, también

habría una opción intermedia que es la representada por el STATCOM. Con todo esto,

es evidente que la elección final se hará mediante el análisis técnico y económico que

acarrea este estudio. También es necesario mencionar que a nivel de costes una

incidencia en las líneas de la red que se estudia en este trabajo puede llegar a suponer

una pérdida de suministro muy importante con el elevado coste económico y social que

supone.

Finalmente, el programa DIgSILENT PowerFactory (versión 15.1.2) ha sido una

importante y eficaz herramienta para este trabajo ya que mediante su interfaz es posible

realizar flujos de cargas, simulaciones de transitorios electromagnéticos, instrumentos

virtuales para visualizar resultados, lenguaje de programación de DigSILENT (DPL),

etcétera. A pesar de ser un programa robusto y con multitud de funciones, no es de

obviar los muchos errores que presenta y que, como he observado, suelen manifestarse

mientras más modelos (DPL) incluyamos en una misma simulación y sucedió muchas

veces que la simulación y/o el flujo de carga no convergía, teniendo en cuenta que no

cambié ningún parámetro para que ocurriera el fallo.

XIV BIBLIOGRAFÍA

107

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