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FACTS Solutions spansk2.indd 2005-10-24, 00:101

F A C T S

FACTS, poderosossistemas para unatransmisión flexiblede la energíaEl rápido proceso de transformación en que se encuentra el mercado de la

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

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

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

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

económicos y medioambientales impuestos a la construcción de nuevas insta-

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

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

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

aparecen problemas de control en régimen permanente, así como problemas

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

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

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

La demanda de energía eléctrica conti-

núa incrementándose sin cesar, especial-

mente en los países que se encuentran en el

umbral de la industrialización. Por diversas

razones, la mejora de las redes de energía

eléctrica, y en especial, la construcción de

nuevas líneas de transmisión, no puede man-

tener el ritmo del aumento de capacidad de

las centrales eléctricas y del incremento de la

demanda de energía. Conseguir los dere-

chos de paso adecuados es especialmente

difícil en los países industrializados y obtener

los permisos necesarios requiere más tiempo

que nunca. Además, la construcción de lí-

neas de transmisión de energía implica inmo-

vilizar capitales que podrían invertirse en

otros proyectos.

Debido a esta situación, los operadores

están buscando formas de utilizar más efi-

cientemente las líneas de transmisión de

energía existentes. Hay dos campos que re-

quieren una especial atención. En primer

lugar, hay una necesidad de mejorar la estabi-

lidad de las líneas de gran longitud, tanto en

régimen transitorio como en régimen perma-

nente. Esto se debe a que algunas líneas de

transmisión de energía no pueden recibir una

carga próxima a su capacidad nominal y

mucho menos a su límite térmico nominal de-

bido a que sus límites de estabilidad son rela-

tivamente bajos. Las medidas que se han to-

mado para mejorar la estabilidad durante y

después de una avería de la línea pueden me-

jorar la fiabilidad del sistema tanto, al menos,

como añadir una o más líneas complementa-

rias. En segundo lugar, es necesario mejorar

el flujo de carga en redes estrechamente in-

terconectadas, ya que el flujo «natural» de

carga, resultante de las condiciones de carga

y de las impedancias dadas de línea, no es

necesariamente el flujo para el cual son míni-

mas las pérdidas de transmisión.

Otro aspecto es la flexibilidad: la liberaliza-

ción del mercado de la energía requiere utili-

zar sistemas de transmisión flexibles para

asegurar el cumplimiento de los contratos de

suministro de electricidad.

Los sistemas flexibles de transmisión de

corriente alterna, los llamados FACTS (Flexi-

ble AC Transmission Systems), tienen toda la

capacidad que necesitan los operadores de

redes de energía eléctrica para afrontar los

retos que trae consigo un mercado energéti-

co en rápido cambio.

Límites de la transmisión

de energía

El flujo energético a lo largo de un sistema de

transmisión está limitado por una o más de

las siguientes características de la red:

• Límites de estabilidad

• Límites térmicos

• Límites de tensión

• Flujos en bucle

Técnicamente, las limitaciones de la transmi-

sión de energía pueden eludirse siempre si se

añade más capacidad de transmisión y/o ge-

neración. Los sistemas FACTS están diseña-

dos para superar las limitaciones menciona-

das, de modo que los operadores puedan al-

canzar sus objetivos sin necesidad de añadir

nuevos sistemas. Dado el carácter de los

equipos electrónicos de alta potencia, la

adopción de las soluciones FACTS estará

justificada si la aplicación requiere uno o más

de los siguientes atributos:

• Rapidez de respuesta

• Variación frecuente de la potencia sumi-

nistrada

• Suavidad de regulación de la potencia su-

ministrada

Sistemas flexibles de transmisión

de CA (FACTS)

El término «FACTS» engloba la totalidad de

sistemas basados en la electrónica de alta

potencia que se utilizan para la transmisión

de energía de CA

Los sistemas principales son:

• Compensador estático (SVC)

Rolf Grünbaum

Mojtaba Noroozian

Björn Thorvaldsson

ABB Power Systems

F A C T S

• Condensador en serie, fijo y controlado

por tiristores (TCSC)

• Transformador de desplazamiento de fase

(PST) y PST asistido (APST)

• Compensador estático síncrono (STAT-

COM)

• Compensador en serie estático síncrono

(SSSC)

• Controlador unificado de flujo de energía

(UPFC)

Compensador estático (SVC)

A lo largo de los años se han construido

compensadores estáticos con diseños muy

diversos. Sin embargo, la mayoría de ellos

tienen elementos controlables similares. Los

más comunes son:

• Reactancia controlada por tiristores (TCR)

• Condensador conmutado por tiristores

(TSC)

• Reactancia conmutada por tiristores (TSR)

• Condensador conmutado mecánicamen-

te (MSC)

Principio de funcionamiento:

En el caso del TCR, una bobina de reactancia

fija, habitualmente del tipo sin núcleo magné-

tico, está conectada en serie a una válvula de

tiristores bidireccional. La corriente de fre-

cuencia fundamental es variada mediante el

control de la fase de la válvula de tiristores.

Un TSC comprende un condensador en serie

con una válvula de tiristores bidireccional y

una reactancia amortiguadora. La función del

conmutador de tiristores es conectar o des-

conectar el condensador para un número en-

tero de semiciclos de la tensión aplicada. El

condensador no es de control por fase, sino

que simplemente está conectado o desco-

nectado. La reactancia del circuito del TSC

sirve para limitar la corriente en condiciones

anormales y para ajustar el circuito a la fre-

cuencia deseada.

Las impedancias de reactancias y con-

densadores y del transformador de potencia

definen la gama de funcionamiento del SVC.

El esquema V-I correspondiente tiene dos re-

giones de funcionamiento diferentes. Dentro

de la gama de control, la tensión es controla-

ble con una precisión que viene dada por la

pendiente. Fuera de la gama de control, la

característica para bajas tensiones es la de

una reactancia capacitiva y para tensiones

altas la de una corriente constante. El rendi-

miento de baja tensión puede mejorarse fá-

cilmente añadiendo una batería adicional de

TSC (que se utiliza sólo en condiciones de

baja tensión).

El TSR es un TCR sin control de fase de la

corriente, que se conecta o se desconecta

como un TSC. Frente al TRCR, este disposi-

tivo tiene la ventaja de que no se genera co-

rriente armónica alguna.

El MSC es una derivación sintonizada que

comprende una batería de condensadores y

una reactancia. Está diseñado para ser con-

mutado sólo unas pocas veces al día, ya que

la conmutación se realiza por disyuntores. La

misión del MSC es satisfacer la demanda de

potencia reactiva en régimen permanente.

Configuraciones de SVC

En los sistemas de distribución de energía

eléctrica, la compensación controlada de po-

tencia reactiva se logra normalmente con las

siguientes configuraciones de SVC, que pue-

den verse en

Aplicaciones del SVC:

Los SVC se instalan para desempeñar las

funciones siguientes:

• Estabilización de la tensión dinámica: au-

mento de la capacidad de transferencia

de energía, reducción de la variación de

tensión

• Mejora de la estabilidad sincrónica: au-

mento de la estabilidad en régimen transi-

torio, mejor amortiguación del sistema de

transmisión de energía eléctrica

• Equilibrio dinámico de la carga

• Soporte de la tensión en régimen perma-

nente

Habitualmente, los SVC se dimensionan de

modo que puedan variar la tensión del siste-

ma ± 5% como mínimo. Esto significa que,

normalmente, la gama de funcionamiento di-

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

madamente de la potencia de cortocircuito

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

(Photo: PRISMA)

1

F A C T S

en el punto de conexión común (PCC). Los

SVC pueden ubicarse en tres posiciones di-

ferentes: junto a centros de carga importan-

tes como son las grandes áreas urbanas, en

subestaciones críticas, generalmente aleja-

das de la red, y en los puntos de alimentación

de grandes cargas industriales o de tracción.

Ubicación 1:

Centros de carga importantes

La razón habitual para instalar sistemas SVC

en centros de carga es reducir el efecto de las

perturbaciones de la red sobre las cargas sen-

sibles. PueePuede tratarse de cortocircuitos

y/o de la pérdida de líneas importantes de

transmisión. Los centros de carga pueden

estar al final de una red radial o en un sistema

mallado. La característica común de ambas

ubicaciones es que las cargas están situadas

lejos de grandes centrales eléctricas. Un ejem-

plo de instalación en una red mallada es el SVC

situado en la localidad noruega de Sylling, pró-

xima a Oslo. Esta central tiene una potencia

nominal de ± 160 MVAr y está conectada a un

sistema de 420 kV en una subestación situada

al sudoeste de la ciudad .

Si se produce un cortocircuito en la red, el

SVC detecta la caída de tensión resultante en

el sistema de 420 kV y modifica su impedan-

cia para restaurar rápidamente la tensión en

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

ternadores del sistema comienzan también a

aumentar su potencia reactiva de salida para

restablecer la tensión en las máquinas. El

SVC asegura que este proceso tenga lugar

suavemente, de manera que el efecto del

cortocircuito no se note en la ciudad. Al re-

parar la avería, frecuentemente se produce

una sobretensión como resultado de la ac-

ción de los excitadores. El SVC contrarresta

esta sobretensión transitoria. Debido a la ac-

tuación del SVC durante y después de la ave-

ría, los cambios de la tensión son práctica-

mente imperceptibles en los puntos de carga

de la ciudad. Por consiguiente, se puede

decir que el SVC aísla la ciudad de los efec-

tos producidos por la avería en el sistema re-

moto. Una curva resultante de una prueba in

6 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

turbances may be short circuits and/or

loss of important power lines. Load cen-

ters can be either at the end of a radial

network or in a meshed system. The

characteristic common to both locations

is that the loads are located far away from

large-scale power stations. An example of

an installation in a meshed network is the

SVC at Sylling, near the city of Oslo in

southern Norway. This plant is rated at

± 160 MVAr and is connected to the

420-kV system at a substation south-west

of the city .

If a short circuit occurs in the network,

the SVC detects the resulting voltage de-

pression on the 420-kV system and

2

changes its impedance to quickly restore

the voltage in the city. As a result of the

fault the generators in the system also

start to increase their reactive power out-

put to restore the voltage at the machine

locations. The SVC makes sure that this is

done smoothly, with the result that the

short circuit is not noticed in the city. Dur-

ing fault clearing an overvoltage often oc-

curs as a result of the exciter action. The

SVC counteracts this surge. Due to the

SVC action during and after the fault, the

voltage change is virtually unnoticeable at

the load sites in the city. Thus, it can be

said that the SVC isolates the city from the

effect of the remote system fault. A curve

taken from a field test shows the principle

of operation as described above .

SVCs also play a role in the daily regu-

lation of the voltage, which would vary

with the load pattern if corrective action

were not taken. The compensator makes

sure that customers never notice such

variation. When the load increases, the

voltage at sub-transmission and distribu-

tion levels will decrease. Automatic tap-

changing, involving a large number of

power transformers, counteracts this drop

3

FiltersTCR TSCTSC

Qnet

TSR

Qnet

a b c

Filters MSC

Qnet

TCR

SVC configurations used to control reactive power compensation in electric power systems

a TSR-TSC configuration Qnet Net reactive power flow to networkb TCR-TSC configurationc TCR-MSC configuration

1

420-kV SVC installation at Sylling, Norway 2

F A C T S

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

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

1

2Instalación SVC de 420 kV en Sylling, Noruega

2

F A C T S

situ muestra el principio de funcionamiento

descrito anteriormente .

Los SVC también tienen un papel en la re-

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

carse medidas correctoras, variaría con la

distribución de la carga. El compensador

asegura que los clientes no perciban nunca

tal variación. Cuando aumenta la carga se

reducirá la tensión en los niveles de sub-

transmisión y distribución. La conmutación

automática de tomas, que implica un gran

número de transformadores de potencia,

contrarresta esta caída de tensión. Como

resultado de la conmutación de tomas, la

tensión en el sistema de alta tensión dismi-

nuirá aún más (un conmutador de tomas

nunca soluciona el problema causado por

una caída de tensión, tan sólo lo desplaza a

un nivel superior de tensión). La potencia re-

activa del SVC aumenta, por tanto, para im-

pedir la reducción de tensión. Ahora hay dos

posibilidades: la primera es que el SVC sea

lo bastante grande como para tratar esta va-

riación de carga diaria y todavía tenga capa-

cidad de reserva para tareas dinámicas im-

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

bución conecta las baterías de condensado-

res en el nivel de sistema cuando la potencia

de salida del SVC sobrepasa cierto valor,

con el fin de restablecer la capacidad diná-

mica del SVC.

Probablemente, la misión más importante

de un SVC es contrarrestar las posibles caí-

das de tensión que se producen, por ejem-

plo, durante los picos de carga, momentos

en que muchos puntos de carga son vulne-

rables. Estas condiciones se producen en

zonas de carga situadas relativamente lejos

de las centrales, las cuales permitirían obte-

ner un apoyo para la tensión. Al aumentar la

carga, la tensión en estos puntos comienza

a disminuir. Si una línea importante de trans-

misión de energía se avería durante una

punta de carga, el riesgo de caída es evi-

dente. Este peligro se contrarresta eficaz-

mente inyectando rápidamente una gran

cantidad de potencia reactiva en el punto de

carga. El centro de distribución debe operar

siempre el sistema de modo que este pueda

soportar una perturbación de este tipo. Sin

los SVC sería necesaria una mayor capaci-

dad de la línea de transmisión de energía

(potencia de cortocircuito más alta) o una

central local de generación para satisfacer

este requisito.

Ubicación 2:

Subestaciones críticas

Otra ubicación característica de los SVC está

en las barras críticas de la red. Normalmente,

estos SVC se instalan para impedir las bajas

tensiones durante las variaciones de poten-

cia activa y para evitar sobretensiones o sub-

tensiones temporales excesivas en el caso

de que se pierdan estaciones generadoras o

líneas de transmisión importantes. Otra mi-

sión importante es prestar un continuo apoyo

al suministro de tensión durante el ciclo diario

de carga para que no sea necesario tener ac-

tivadas grandes baterías de condensadores,

lo que podría generar unas condiciones de

tensión problemáticas durante, y sobre todo

después, de la reparación de averías graves

de la red. La amortiguación de las oscilacio-

nes de potencia es otra misión de los SVC. A

condición de que esté ubicado en el punto

adecuado de la red, el SVC podrá contribuir

a una amortiguación importante de las varia-

ciones de potencia. Esta aplicación de los

SVC se hace cada vez más importante a me-

dida que las compañías eléctricas aumentan

la carga de las líneas hasta niveles muy por

encima de la carga de impedancia de sobre-

tensión (SIL). De hecho, hay compañías que

hacen funcionar sus líneas a dos o tres veces

dicha carga SIL. En tales casos, se debe dar

prioridad al soporte de potencia reactiva.

Ubicación 3:

Grandes cargas industriales o de tracción

También se instalan sistemas SVC en el

punto de alimentación de industrias impor-

tantes u otros tipos de cargas comerciales.

En las acerías, por ejemplo, actúan como

compensadores en los hornos de arco eléc-

trico para asegurar que los demás clientes

conectados a la red no tengan problemas

con la calidad de la energía que reciben.

Estos compensadores, denominados SVC

industriales, se salen del campo que trata

este artículo. Sin embargo, hay un tipo de

compensador interesante diseñado para car-

gas especiales, aunque es todavía un SVC

para compañía eléctrica. Se trata del SVC de

equilibrio de la carga, utilizado en subesta-

ciones a las que están conectados moder-

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 7

in voltage. As a result of the tap-changing,

the voltage at the HV system level de-

creases further (a tap-changer never

solves the problem caused by a voltage

drop, it only moves it to a higher system

voltage level). The reactive power output

of the SVC subsequently increases in

order to prevent the voltage reduction.

There are now two possibilities: either the

SVC is large enough to handle this daily

load variation and still have spare capaci-

ty for important dynamic tasks, or, if it is

not, the dispatch center connects capac-

itor banks at the system level when the

SVC output exceeds a certain value in

order to restore dynamic SVC capacity.

Probably the most important mission for

an SVC is to counteract possible voltage

collapses, eg during peak load conditions,

when many load areas are vulnerable. This

applies to load areas at a relatively long

distance from the generation plants, where

voltage support can be found. With in-

creasing load the voltage in the areas

starts to sink. If a major power line trips

during a peak load period, the risk of col-

lapse is evident. This risk is efficiently

counteracted by rapidly injecting substan-

tial amounts of reactive power into the load

area. The dispatch center must always op-

erate the system such that it will survive

one single contingency. Without SVCs

more power line capacity (higher short-cir-

cuit power) or local generation would be

necessary to fulfil this requirement.

Location 2: Critical substations

Another typical SVC location is on critical

buses in the grid. These SVCs are normal-

ly installed to prevent low voltages during

active power swings and to avoid exces-

sive temporary over- or undervoltages in

the event of major power lines or generat-

ing stations being lost. Another important

task is continuous voltage support during

the daily load cycle without having to have

very large capacitor banks energized and

thereby risk a troublesome voltage situa-

tion occurring during and especially after

clearing of severe network faults. Damp-

ing of power oscillations is another task

performed by SVCs. Providing the SVC is

suitably located in the network it can con-

tribute to substantial damping of power

swings. This SVC application becomes

more and more important as utilities in-

crease the load on lines to levels well

above the surge impedance loading (SIL).

In fact, there are companies running their

lines at two or three times the SIL. In such

cases reactive power support has to be

given a high priority.

Location 3:

Large industrial/traction loads

SVCs are also located at the supply point

of major industries or other types of com-

mercial loads. For example, they act as

compensators in steelworks, making sure

that other customers connected to the

grid do not experience a deterioration in

power quality on account of the arc fur-

naces. Denoted industrial SVCs, these

compensators are beyond the scope of

this article. However, there is one interest-

ing type of compensator which is intended

for dedicated loads but is still a utility SVC.

This is the load-balancing SVC used in

substations to which modern 50-Hz trac-

tion systems are connected. A railway

system requires infeed of power every

50 km. Traction system loads are single

phase and are fed directly by transformers

connected between two phases in the

power grid. A typical load in such a sub-

station is 50 MVA. As this load is taken be-

tween two phases an imbalance in the

power system occurs. It is generally not

easy to find points in the power grid with

sufficiently high short-circuit power to tol-

erate the unsymmetrical load at all the lo-

cations where substations are required.

The unbalance causes problems for other

customers connected to the grid, who will

suffer from poor power quality. SVCs have

the ability to make the network see these

loads as being perfectly balanced.

5.6 5.8 6.0 6.2 s

0.4

kA

0.2

0

–0.2

–0.4

t

I

Sylling SVC current during remote three-phase system fault (field test)

I SVC current t Time

3

F A C T S

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

I Intensidad en el SVC t Tiempo

3

3

F A C T S

nos sistemas de tracción a 50 Hz. Un siste-

ma de ferrocarril requiere alimentación de

energía cada 50 Km. Las cargas de los siste-

mas de tracción son monofásicas y están ali-

mentadas directamente por transformadores

conectados entre dos fases de la red de

energía. Este tipo de subestaciones tiene una

carga característica de 50 MVA. Al tomar

dicha carga entre dos fases se produce un

desequilibrio en el sistema de transmisión de

energía. En general, no es fácil encontrar en

la red de distribución de energía puntos con

una potencia de cortocircuito lo bastante alta

como para tolerar una asimetría de carga en

todos los lugares en que se requieren subes-

taciones. El desequilibrio genera problemas

para otros clientes conectados a la red, que

reciben energía de peor calidad. Los SVC tie-

nen la capacidad de equilibrar perfectamen-

te estas redes.

Compensación en serie

Los condensadores en serie han venido sien-

do utilizados con éxito durante muchos años

para mejorar la estabilidad y la capacidad de

carga de las redes de transmisión de alta ten-

sión. Funcionan introduciendo tensión capa-

citiva para compensar la caída de tensión in-

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

tancia eficaz de la línea de transmisión .

Principio de funcionamiento

Efecto de la compensación en serie

de un sistema de potencia

La tensión introducida por un condensador

en serie es proporcional a la intensidad de la

línea y está en cuadratura de fase ella. Por

consiguiente, la potencia reactiva generada

por el condensador es proporcional al cua-

drado de la corriente, de ahí que un conden-

sador en serie tenga un efecto autorregula-

dor. Cuando aumenta la carga del sistema,

también aumenta la potencia reactiva gene-

rada por el condensador en serie. A conti-

nuación se exponen los efectos de la com-

pensación en serie.

Regulación de la tensión en

régimen permanente y prevención

de la caída de tensión

Un condensador en serie es capaz de com-

pensar la caída de tensión en una línea de

transmisión causada por la inductancia en

serie. Para tensiones bajas, la caída de ten-

sión del sistema es menor y la tensión de

compensación en serie es más baja. Cuando

la carga aumenta y la caída de tensión se

hace mayor, también aumenta la contribu-

ción del compensador en serie y, en conse-

cuencia, se regula la tensión del sistema. La

compensación en serie también amplía la

zona de estabilidad de la tensión al reducir la

reactancia de línea, ayudando con ello a im-

pedir la caída de tensión. La figura mues-

tra que el límite de estabilidad de la tensión

aumenta desde P1 al nivel superior P2.

Mejora de la estabilidad del

ángulo del rotor en régimen transitorio

En el sistema de un solo alternador y una

barra de distribución infinita representado en

se aplica el criterio de igualdad de super-

ficies para mostrar cómo un condensador en

serie mejora eficazmente la estabilidad en ré-

gimen transitorio. En condiciones de régimen

permanente Pe = Pm y el ángulo del alterna-

dor es δ0. Si se produce una avería trifásica

en un punto cercano a la máquina, la poten-

cia de salida eléctrica del alternador disminu-

ye hasta el valor cero. Una vez reparada la

avería, el ángulo deberá incrementarse hasta

δC. El sistema permanecerá estable siempre

que Adec sea mayor que Aacc. En puede

verse que el margen de estabilidad aumenta

notablemente si se instala un condensador

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

place hacia arriba.

Control del flujo de energía

En los sistemas de transmisión de energía

eléctrica puede utilizarse la compensación en

serie para controlar el flujo de energía en ré-

gimen permanente. Por consiguiente, si las lí-

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

nos sistemas de tracción a 50 Hz. Un siste-

ma de ferrocarril requiere alimentación de

energía cada 50 Km. Las cargas de los siste-

mas de tracción son monofásicas y están ali-

mentadas directamente por transformadores

conectados entre dos fases de la red de

energía. Este tipo de subestaciones tiene una

carga característica de 50 MVA. Al tomar

dicha carga entre dos fases se produce un

desequilibrio en el sistema de transmisión de

energía. En general, no es fácil encontrar en

la red de distribución de energía puntos con

una potencia de cortocircuito lo bastante alta

como para tolerar una asimetría de carga en

todos los lugares en que se requieren subes-

taciones. El desequilibrio genera problemas

para otros clientes conectados a la red, que

reciben energía de peor calidad. Los SVC tie-

nen la capacidad de equilibrar perfectamen-

te estas redes.

Compensación en serie

Los condensadores en serie han venido sien-

do utilizados con éxito durante muchos años

para mejorar la estabilidad y la capacidad de

carga de las redes de transmisión de alta ten-

sión. Funcionan introduciendo tensión capa-

citiva para compensar la caída de tensión in-

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

tancia eficaz de la línea de transmisión .


Efecto de la compensación en serie

de un sistema de potencia

La tensión introducida por un condensador

en serie es proporcional a la intensidad de la

línea y está en cuadratura de fase ella. Por

consiguiente, la potencia reactiva generada

por el condensador es proporcional al cua-

drado de la corriente, de ahí que un conden-

sador en serie tenga un efecto autorregula-

4

dor. Cuando aumenta la carga del sistema,

también aumenta la potencia reactiva gene-

rada por el condensador en serie. A conti-

nuación se exponen los efectos de la com-

pensación en serie.

Regulación de la tensión en

régimen permanente y prevención

de la caída de tensión

Un condensador en serie es capaz de com-

pensar la caída de tensión en una línea de

transmisión causada por la inductancia en

serie. Para tensiones bajas, la caída de ten-

sión del sistema es menor y la tensión de

compensación en serie es más baja. Cuando

la carga aumenta y la caída de tensión se

hace mayor, también aumenta la contribu-

ción del compensador en serie y, en conse-

cuencia, se regula la tensión del sistema. La

compensación en serie también amplía la

zona de estabilidad de la tensión al reducir la

reactancia de línea, ayudando con ello a im-

pedir la caída de tensión. La figura mues-

tra que el límite de estabilidad de la tensión

aumenta desde P1 al nivel superior P2.

Mejora de la estabilidad del

ángulo del rotor en régimen transitorio

En el sistema de un solo alternador y una

barra de distribución infinita representado en

se aplica el criterio de igualdad de super-

ficies para mostrar cómo un condensador en

serie mejora eficazmente la estabilidad en ré-

gimen transitorio. En condiciones de régimen

permanente Pe = Pm y el ángulo del alterna-

dor es �0. Si se produce una avería trifásica

en un punto cercano a la máquina, la poten-

cia de salida eléctrica del alternador disminu-

ye hasta el valor cero. Una vez reparada la

avería, el ángulo deberá incrementarse hasta

�C. El sistema permanecerá estable siempre

que Adec sea mayor que Aacc. En puede

verse que el margen de estabilidad aumenta

notablemente si se instala un condensador

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

place hacia arriba.

Control del flujo de energía

En los sistemas de transmisión de energía

eléctrica puede utilizarse la compensación en

serie para controlar el flujo de energía en ré-

gimen permanente. Por consiguiente, si las lí-

6

6

5

P1 P2 P

V

Vmin

V

P withoutSC

Bus 1 Bus 3 Bus 4 Bus 2

Load

1 pu

withSC

G

Perfil de tensión para un sistema sencillo de transmisión de electricidad

P Potencia SC Condensador en serieV Tensión

5

V i� iV1� 1 V2� 2– jXC+ jXL1 + jXL2

I ij

V j� j ��

Un sistema de transmisión compensado en serie

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

4

F A C T S

8 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

Series compensation

Series capacitors have been used suc-

cessfully for many years to enhance the

stability and load capability of HV trans-

mission networks. They work by inserting

capacitive voltage to compensate for the

inductive voltage drop in the line, ie they

reduce the effective reactance of the

transmission line .

Principle of operation

The voltage inserted by a series capacitor

is proportional to and in quadrature with

the line current. Thus, the reactive power

generated by the capacitor is proportional

to the square of the current. A series

capacitor therefore has a self-regulating

action. When the system loading increas-

4

es, the reactive power generated by the

series capacitor also increases.

Impact of series compensation

on power systems

Steady-state voltage regulation and

prevention of voltage collapse

A series capacitor is able to compensate

for the voltage drop in a transmission line

due to the series inductance. At low loads,

the system voltage drop is smaller and the

series compensation voltage is lower.

When loading increases and the voltage

drop becomes larger, the contribution by

the series compensator increases and the

system voltage is regulated accordingly.

Series compensation also expands the re-

gion of voltage stability by reducing the

line reactance, thereby helping to prevent

voltage collapse. shows that the volt-

age stability limit increases from P1 to the

higher level P2.

Improvement in transient rotor angle

stability

In the single-machine, infinite-bus system in

the equal-area criterion is used to show

how a series capacitor effectively improves

transient stability. Under steady-state con-

ditions Pe = Pm and the generator angle is

�0. If a three-phase fault occurs at a point

near the machine the electrical output of the

generator decreases to zero. At the time

the fault is cleared the angle will have in-

creased to �C. The system remains stable

providing Adec is greater than Aacc. shows

that the stability margin is substantially in-

creased by installing a series capacitor,

causing the P–� curve to shift upwards.

Power flow control

Series compensation can be used in

power systems for power flow control in

the steady state. In the case of trans-

mission lines with sufficient thermal capa-

city, compensation can therefore relieve

possible overloading of other, parallel lines.

Series compensation schemes

Transmission line compensation can be

achieved through fixed series capacitors or,

offering more versatility, controllable series

capacitors. Outlines of typical series com-

pensation schemes are shown in .

Thyristor-controlled series

capacitor (TCSC)


TCSC configurations comprise controlled

reactors in parallel with sections of a ca-

pacitor bank. This combination allows

7

6

6

5

P1 P2 P

V

Vmin

V

P withoutSC

Bus 1 Bus 3 Bus 4 Bus 2

Load

1 pu

withSC

G

Voltage profile for a simple power system

P Power SC Series capacitorV Voltage

5

V i� iV1� 1 V2� 2– jXC+ jXL1 + jXL2

I ij

V j� j ��

A series-compensated transmission system

Iij Current between buses i and j Vi, j Voltage magnitude, �1, 2 Voltage angle, buses 1 and 2 buses i and j�i, j Voltage angle, buses i and j XC Series capacitor reactanceV1, 2 Voltage magnitude, buse 1 and 2 XL1, L2 Line segment reactances

4

F A C T S

Perfil de tensión para un sistema sencillo de transmisión de electricidad

P Potencia SC Condensador en serieV Tensión

5

45

6

6

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9

smooth control of the fundamental fre-

quency capacitive reactance over a wide

range. The capacitor bank for each phase

is mounted on a platform to ensure full in-

sulation to ground. The valve contains a

string of series-connected high-power

thyristors. The inductor is of the air-core

type. A metal-oxide varistor (MOV) is con-

nected across the capacitor to prevent

overvoltages.

The characteristic of the TCSC main

circuit depends on the relative reactances

of the capacitor bank , and the

thyristor branch, XV = �nL, where �n is the

fundamental angular speed, C is the ca-

pacitance of the capacitor bank, and L is

the inductance of the parallel reactor.

The TCSC can operate in several differ-

ent modes with varying values of apparent

reactance, Xapp. In this context, Xapp is de-

fined simply as the imaginary part of the

quotient given below, in which the phasors

represent the fundamental value of the ca-

pacitor voltage, U�

C1, and the line current,

I�

L1, at rated frequency:

It is also practical to define a boost factor,

KB, as the quotient of the apparent and

physical reactance, XC, of the TCSC:

Blocking mode

When the thyristor valve is not triggered

and the thyristors remain non-conducting

the TCSC will operate in blocking mode.

Line current passes through the capacitor

bank only. The capacitor voltage phasor,

U�

C, is given in terms of the line current

phasor, I�

L, according to the formula:

U�

C = jXCI�

L XC <0

In this mode the TCSC performs in the

same way as a fixed series capacitor with

a boost factor equal to one.

Bypass mode

If the thyristor valve is triggered continu-

ously it will remain conducting all the time

and the TCSC will behave like a parallel

connection of the series capacitor bank

and the inductor of the thyristor valve

branch.

In this mode the capacitor voltage at a

given line current is much lower than in the

blocking mode. The bypass mode is

therefore used to reduce the capacitor

stress during faults.

Capacitive boost mode

If a trigger pulse is supplied to the thyristor

with forward voltage just before the capac-

itor voltage crosses the zero line, a capac-

itor discharge current pulse will circulate

through the parallel inductive branch. The

discharge current pulse is added to the

line current through the capacitor bank

and causes a capacitor voltage which is

added to the voltage caused by the line

current . The capacitor peak voltage will8

Two typical series compensation schemes with a fixed series capacitor and TCSC

C Series capacitor IV Valve currentL Parallel inductor IL Line currentIC Capacitor current VC Capacitor voltage

7

Enhancing the transient stability margin by means of a series capacitor

Aacc Accelerating energy Pm Mechanical power to generatorAdec Retarding energy XC Series capacitor reactance� Generator angle XL Line reactance�0 Pre-fault generator angle�C Angle at fault-clearing IS Infinite sourcePe Electrical power from generator SC Series capacitor

6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

neas de transmisión tienen suficiente capaci-

dad térmica, la compensación puede mitigar

las sobrecargas que puedan presentarse en

otras líneas paralelas.

Esquemas de compensación en serie

La compensación de líneas de transmisión

puede conseguirse por medio de condensa-

dores en serie fijos o, para conseguir más

versatilidad, mediante condensadores en

serie controlables. En se muestran dos

esquemas característicos de compensación

en serie.

Condensador en serie controlado

por tiristores (TCSC)


La configuración de los TCSC comprende

varias reactancias controladas, en paralelo,

con secciones de una batería de condensa-

dores. Esta combinación hace posible un

control uniforme de la reactancia capacitiva

de frecuencia fundamental en un amplio in-

tervalo. La batería de condensadores de

cada una de las fases está montada sobre

una plataforma para asegurar un completo

aislamiento contra tierra. La válvula incluye

una serie de tiristores de gran potencia co-

nectados en serie. El inductor es del tipo sin

núcleo magnético. Un varistor de óxido me-

tálico (MOV) está conectado a través del con-

densador para impedir que se produzcan so-

bretensiones.

La característica del circuito principal del

TCSC depende de las reactancias relativas

de la batería de condensadores,

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

es la velocidad angular fundamental, C es la

capacitancia de la batería de condensadores

y L es la inductancia de la reactancia en par-

alelo.

El TCSC puede funcionar en varios modos

diferentes con valores variables de reactancia

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

fine simplemente como la parte imaginaria

del cociente indicado a continuación, donde

los fasores representan el valor fundamental

de la tensión de condensador, , y la inten-

sidad de la línea, , a la frecuencia nominal:

También resulta práctico definir un factor re-

forzador, KB, como el cociente entre las reac-

tancias aparente y física, XC, del TCSC:

Modo de bloqueo

Si la válvula de tiristores no está activada y los

tiristores permanecen en estado no conduc-

tivo, el TCSC funcionará en modo de blo-

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

vés de la batería de condensadores. El fasor

de tensión del condensador , se expresa

en función del fasor de intensidad de la línea,

, mediante la fórmula:

En este modo, el TCSC actúa como un con-

densador en serie fijo con un factor reforza-

dor igual a la unidad.

Modo de by-pass

Si la válvula de tiristores está activada conti-

nuamente permanecerá en estado conducti-

vo todo el tiempo y el TSCC se comportará

como una conexión en paralelo de la batería

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 9










overvoltages.
















I�





Blocking mode






U�


phasor, I�


U�

C = jXCI�

L XC <0




Bypass mode






branch.



















7



6

PmV

P e

G Pm

P

Adec

C0

withoutSC

withSC

– jXC jXL

Aacc

� � �

IS

IL

IV

L

C IC

VC

C

VC

Xapp = Im

rUC1rIL1

��

��

XC = �1

�nC

KB =Xapp

XC

F A C T S

7Dos esquemas característicos de compensación en serie con un condensador en serie fijo y un TCSC

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

6Mejora del margen de estabilidad en régimen transitorio por medio de un condensador en serie

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

7

F A C T S

8

de condensadores en serie y del inductor de

la derivación de válvula de tiristores.

En este modo, la tensión de condensador

para una intensidad dada de la línea es

mucho más baja que en el modo de bloqueo.

Por consiguiente, el modo de derivación se

utiliza para reducir la solicitación en el con-

densador durante las averías.

Modo de refuerzo capacitivo

Si se suministra un impulso activador al tiris-

tor, con tensión directa, justo antes de que la

tensión del condensador atraviese la línea

cero, un impulso de corriente de descarga del

condensador circulará a través de la deriva-

ción inductiva en paralelo. El impulso de co-

rriente de descarga se suma a la corriente de

línea a través de la batería de condensadores

10 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

thus be increased in proportion to the

charge passing through the thyristor

branch. The fundamental voltage also

increases almost in proportion to the

charge.

The TCSC has the means to control the

angle of conduction, �, as well as to syn-

chronize the triggering of the thyristors

with the line current.

Application of TCSC for damping

electromechanical oscillations

The basic power flow equation shows that

modulating the voltage and reactance in-

fluences the flow of active power through

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

–2

–1

0

1

2

3

4

KB

�

Capacitive boost

Inductive boost

Marabá348-MVAr SC

Miracema161-MVAr SC

Colinas2 x 161-MVAr SC

Imperatriz107-MVAr TCSC161-MVAr SC

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

XTCSC

XefXC

Xbypass

XC

Continuous

30 min overload

10 s overload

Nominal current

Inductive

Capacitive

3.0

pu

1.21.0

0

–0.5

1500 A 36002700

I

Powermeasure-

ment

IL UC

XC resp

XC ref

–

+

Voltagedetection

XCmeasure-

ment

Poweroscillationdamper

XCcontroller�

Boost factor, KB , versus conduction angle, �,for a TCSC

8 Brazil’s North-South Interconnection. ABB supplied six 500-kV series capacitors, five fixed (SC) and one thyristor-controlled (TCSC), for this project.

9

Impedance-current characteristic of the TCSC installed in the Imperatriz substation of Brazil’s North-South Interconnection.

I Line currentXTCSC TCSC reactanceXef Nominal boost levelXC Unity boost levelXbypass Boost level at TCSC bypass

10 Control scheme of the TCSC in the Imperatriz substation

IL Line currentUC Capacitor voltageXC Boost levelXC resp Boost responseXC ref Boost reference

11

F A C T S

10 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

thus be increased in proportion to the

charge passing through the thyristor

branch. The fundamental voltage also

increases almost in proportion to the

charge.

The TCSC has the means to control the

angle of conduction, �, as well as to syn-

chronize the triggering of the thyristors

with the line current.

Application of TCSC for damping

electromechanical oscillations

The basic power flow equation shows that

modulating the voltage and reactance in-

fluences the flow of active power through

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

–2

–1

0

1

2

3

4

KB

�

Capacitive boost

Inductive boost

Marabá348-MVAr SC

Miracema161-MVAr SC

Colinas2 x 161-MVAr SC

Imperatriz107-MVAr TCSC161-MVAr SC

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

XTCSC

XefXC

Xbypass

XC

Continuous

30 min overload

10 s overload

Nominal current

Inductive

Capacitive

3.0

pu

1.21.0

0

–0.5

1500 A 36002700

I

Powermeasure-

ment

IL UC

XC resp

XC ref

–

+

Voltagedetection

XCmeasure-

ment

Poweroscillationdamper

XCcontroller�

Boost factor, KB , versus conduction angle, �,for a TCSC

8 Brazil’s North-South Interconnection. ABB supplied six 500-kV series capacitors, five fixed (SC) and one thyristor-controlled (TCSC), for this project.

9

Impedance-current characteristic of the TCSC installed in the Imperatriz substation of Brazil’s North-South Interconnection.

I Line currentXTCSC TCSC reactanceXef Nominal boost levelXC Unity boost levelXbypass Boost level at TCSC bypass

10 Control scheme of the TCSC in the Imperatriz substation

IL Line currentUC Capacitor voltageXC Boost levelXC resp Boost responseXC ref Boost reference

11

F A C T S

9Factor de refuerzo KB, en función del ángulo Interconexión norte-sur de Brasil. ABB suministró para de conducción β, en un TCSC este proyecto seis condensadores en serie de 500 kV, cinco fijos (SC) y uno controlado por tiristores (TCSC).

8

10 11Característica de impedancia-tensión del TCSC instalado en la subestación Imperatriz de la interconexión norte-sur de Brasil.

I Intensidad de la líneaXTCSC Reactancia del TCSCXef Nivel de refuerzo nominalXC Nivel de refuerzo unitarioXbypass Nivel de refuerzo en el by-pass de TCSC

Esquema de control del TCSC de lasubestación Imperatriz

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

F A C T S

y produce una tensión de condensador que

se suma a la tensión producida por la corrien-

te de línea . La tensión máxima del con-

densador se incrementará así en proporción a

la carga que pasa a través de la derivación de

tiristores. La tensión fundamental también se

incrementa, casi en proporción a la carga.

El TCSC dispone de los medios necesa-

rios para controlar el ángulo de conducción,

así como para sincronizar la activación de los

tiristores con la corriente de línea.

Aplicación de los TCSC para

amortiguar las oscilaciones

electromecánicas

La ecuación básica del flujo de energía ex-

presa que la modulación de la tensión y de la

reactancia influye sobre el flujo de potencia

activa a través de la línea de transmisión. En

principio, un TCSC es capaz de controlar rá-

pidamente la potencia activa a través de una

línea de transmisión. La posibilidad de con-

trolar la energía transmisible apunta a que

este dispositivo puede ser utilizado para

amortiguar las oscilaciones electromecáni-

cas en el sistema de transmisión de energía

eléctrica. Este efecto amortiguador tiene las

características siguientes:

• La eficacia del TCSC para controlar las

variaciones de potencia aumenta para los

niveles más altos de transferencia de

energía.

• El efecto amortiguador de un TCSC sobre

una interconexión no resulta afectado por

la situación del TCSC.

• El efecto amortiguador es insensible a la

característica de la carga.

• Cuando un TCSC está diseñado para

amortiguar modos interzonas, no activará

ningún modo local.

Brasil, interconexión norte-sur

Actualmente podemos ver en Brasil un ejem-

plo de interconexión de sistemas de transmi-

sión de energía eléctrica independientes en

un mismo país. Brasil dispone de sistemas

principales de transmisión de energía eléctri-

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

anteriormente no estaban interconectados.

Los sistemas, que transmiten principalmente

energía de origen hidroeléctrico, transportan

más del 95% de la energía total generada en

la nación. En primer lugar se estudió la viabi-

lidad de interconectar los dos sistemas y a

continuación se decidió construir el corredor

de transmisión. Se evaluaron los sistemas de

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

ción CA. Esta consiste en un único circuito

compacto de 500 kV (que se duplicará en

una fase posterior), de más de 1.000 km de

longitud, compensado en serie en varios

puntos de la línea. El nuevo sistema ha esta-

do en funcionamiento desde el principio de

1999 .

La opción de CA tiene gran atractivo, ya

que pone energía hidroeléctrica barata a dis-

posición del sistema económico federal, que

está en rápido crecimiento, favoreciendo el

desarrollo futuro de un área inmensa con

gran potencial económico. Para las próximos

20 años se ha previsto construir a lo largo de

esta ruta varias centrales hidroeléctricas y

conectarlas a la red nacional de distribución

de electricidad.

ABB ha suministrado para este proyecto

un total de seis condensadores en serie de

500 kV, cinco fijos y uno controlado por tiris-

tores. En total se han suministrado conden-

sadores en serie con una potencia nominal

aproximada de 1.100 MVAr.

El TCSC está situado en la subestación

Imperatriz, en el extremo norte de la interco-

nexión. Su misión es amortiguar las oscila-

ciones de potencia interzonas de baja fre-

cuencia entre los sistemas de transmisión

de uno y otro lado de la interconexión. De

no hacerse la amortiguación, estas oscila-

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

estabilidad del sistema de transmisión de

electricidad.

TCSC de la subestación Imperatriz

Las características del TCSC de la subesta-

ción Imperatriz aparecen indicadas en .

Un factor fundamental es el nivel de refuerzo,

Reactancia aparente ideal del TCSC funcionando en modo de inversión de tensión sincrónica frecuencia nominal: 50 Hz)

XC Reactancia física del condensadorXapp Reactancia aparente del condensadorf Frecuencia

Vista del TCSC de la subestación Imperatriz 12

9

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 11

the transmission line. In principle, a TCSC

is capable of fast control of the active

power through a transmission line. The

possible control of transmittable power

points to this device being used to damp

electromechanical oscillations in the

power system. Features of this damping

effect are:

• The effectiveness of the TCSC for con-

trolling power swings increases with

higher levels of power transfer.

• The damping effect of a TCSC on an in-

tertie is unaffected by the location of

the TCSC.

• The damping effect is insensitive to the

load characteristic.

• When a TCSC is designed to damp

inter-area modes, it does not excite any

local modes.

Brazil:

North-South Interconnection

A current example of AC interconnection

of separate power systems within a coun-

try’s borders is found in Brazil. There are

two main power systems in the country

which were previously not interconnected

– the North System and the South Sys-

tem. They transmit mainly hydropower,

carrying more than 95 % of the nation’s

total generated electrical energy. After the

feasibility of interconnecting the two sys-

tems had been studied, it was decided to

build the transmission corridor. AC and

DC schemes were assessed before the

decision was taken in favour of the AC op-

tion. This consists of a single 500-kV com-

pact circuit (to be doubled at a later

stage), more than 1,000 km long and se-

ries-compensated at several locations

along the line. It has been in operation

since the beginning of 1999 .

The AC option is highly attractive as it

makes inexpensive hydropower available

to a rapidly growing federal economy and

for the future development of a vast area

9

with great economical potential. Several

hydropower plants are expected to be

built along this route and connected to the

500-kV AC grid in the next two decades.

ABB supplied a total of six 500-kV se-

ries capacitors for the project, five fixed

and one thyristor-controlled. In all, series

capacitors rated at about 1,100 MVAr

have been supplied.

The TCSC is located at the Imperatriz

substation at the northern end of the inter-

connection. Its task is to damp low-fre-

quency, inter-area power oscillations be-

tween the power systems on either side of

the interconnection. These oscillations

(0.2 Hz) would otherwise constitute a haz-

ard to power system stability.

Imperatriz TCSC

The characteristics of the Imperatriz TCSC

are shown in . The boost level is a key

factor, being a measure of the amount by

which the reactance of the series capaci-

tor can be artificially augmented in order

to counteract system power oscillations.

The boost level can be varied continuous-

ly between 1 and 3, which is equivalent to

a range of 5 % to 15 % of the line compen-

sation. At rated line current, the nominal

boost level has been set to 1.20. The con-

trol scheme is shown in .

The thyristor valve is mounted at plat-

form level . It is water-cooled and uti-

lizes indirect light-triggered thyristors.

The valve is rated at 1,500 A continu-

ous current and 3,000 A for 10 seconds.

Furthermore, as the valve has to provide

back-up protection for the TCSC in ex-

treme situations, where the main ZnO

overvoltage protection reaches its rated

thermal limit, it needs to be able to with-

12

11

10

View of the Imperatriz TCSC 12

Ideal apparent reactance of TCSC operating in synchronousvoltage reversal mode (nominal frequency: 50 Hz)

XC Physical capacitor reactanceXapp Apparent reactance f Frequency

13

f

5

4

3

2

1

00 10 20 30 40 Hz50

Xapp

–XC

F A C T S

10

13

8

F A C T S

que es una medida de la posibilidad de au-

mentar artificialmente la reactancia del con-

densador en serie para contrarrestar las os-

cilaciones de potencia del sistema. El nivel de

refuerzo puede ser variado continuamente

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

5% al 15% de compensación de la línea.

Para la intensidad nominal de la línea, el nivel

nominal de refuerzo ha sido establecido en

1,20. El esquema de control aparece repre-

sentado en .

La válvula de tiristores está montada en el

nivel de la plataforma . Está refrigerada

por agua y utiliza tiristores activados por luz

indirecta.

La válvula ha sido proyectada para una in-

tensidad nominal continua de 1.500 A y de

3.000 A durante 10 segundos. Además, de-

bido a que la válvula debe proporcionar una

protección auxiliar al TCSC en situaciones

extremas, en las que la protección principal

contra sobretensiones de ZnO alcanza su lí-

mite térmico nominal, es necesario que

pueda soportar intensidades de fallo máxi-

mas de hasta 40 kA durante unos 60 ms, que

es el tiempo que tarda el disyuntor en by-

pass en cerrarse y comenzar a transportar la

corriente de pérdida.

Reducción de la resonancia

subsincrónica con el TCSC

Aplicar la compensación en serie mejora el

comportamiento del sistema de transmisión,

tanto en términos de estabilidad de la tensión

como de estabilidad angular. Sin embargo, al

mismo tiempo podría introducirse en el siste-

ma una resonancia eléctrica. La experiencia

ha demostrado que, en ciertas circunstancias,

una resonancia eléctrica podría interactuar

con las resonancias torsionales mecánicas de

los sistemas de ejes de los turboalternadores

en las centrales térmicas. Este fenómeno es

una forma de resonancia subsincrónica (SSR).

Actualmente, el problema de la SSR se com-

prende bien y se tiene en cuenta cuando se di-

señan equipos de compensación en serie. Al-

gunas veces, las condiciones de la SSR po-

drán limitar el grado de compensación nece-

saria para mejorar el rendimiento del sistema

de transmisión de energía. La utilización de un

TCSC reduciría dichas limitaciones.

Impedancia aparente de los TCSC

Las condiciones para que se produzca una

resonancia subsincrónica (SSR) dependen de

la impedancia de la red, según se obser-

va desde la máquina sincrónica a las fre-

cuencias subsincrónicas y supersincrónicas

correspondientes a su frecuencia de reso-

nancia torsional m.

La reactancia de un condensador en serie

fijo varía inversamente a la frecuencia; una vez

seleccionada su reactancia a la frecuencia

nominal, ésta determina su reactancia a todas

las frecuencias. Esto, sin embargo, no ocurre

así en un TCSC, ya que su nivel reforzador

depende de las acciones de control que pu-

eden cambiar la activación de los tiristores

durante cada semiciclo de la intensidad de la

línea.

La impedancia aparente, Zapp, del TCSC

puede definirse entonces como un cociente

complejo:

Debe tenerse en cuenta que la impedancia

aparente es una propiedad del circuito princi-

pal del TCSC y de su sistema de control. En

general, la impedancia aparente de un TCSC

concreto en una red concreta debe ser de-

terminada mediante simulación o medición.

Los informes existentes sobre diferentes es-

quemas de control muestran que, en la gama

de frecuencias subsíncronas, la impedancia

aparente es de tipo resistiva-inductiva. Un

cálculo simplificado, suponiendo que las in-

versiones de tensión del condensador son

instantáneas y equidistantes al doble de la

frecuencia nominal, y sin tener en cuenta las

pérdidas, revela que la impedancia aparente

del TCSC es:

La función, positiva en todo el intervalo de

frecuencia subsincrónica, muestra que la re-

actancia aparente es inductiva . Para fre-

cuencias próximas a la frecuencia nominal, el

control de la impedancia aparente hará que

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

dica un caso real de reducción de la SSR.

12 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

stand fault currents of up to 40 kA (peak)

for about 60 ms, which is the time it takes

for the bypass breaker to close and begin

carrying the fault current.

Mitigating subsynchronous

resonance with TCSCs

Introducing series compensation im-

proves the transmission system behaviour

in terms of the voltage stability and angu-

lar stability. However, an electrical reso-

nance could be introduced into the sys-

tem at the same time. Experience has

shown that under certain circumstances

such an electrical resonance could inter-

act with mechanical torsional resonances

in the turbine-generator shaft systems in

thermal generating plants. This phenome-

non is a form of subsynchronous reso-

nance (SSR). Today, the SSR problem is

well understood and is taken into account

when designing series compensation

equipment. Sometimes, SSR conditions

may limit the degree of compensation

needed for better power system perfor-

mance. The use of TCSCs will overcome

such restrictions.

Apparent impedance of TCSCs

The conditions for SSR depend on the

network impedance as viewed by the

synchronous machine at the sub- and

supersynchronous frequencies corre-

sponding to its torsional resonance fre-

quency, �m.

The reactance of a fixed series capaci-

tor varies inversely with the frequency, and

once its reactance at rated frequency has

been selected this determines its reac-

tance at all frequencies. However, this is

not the case for the TCSC as its boost de-

pends on control actions that may change

the triggering of the thyristors for each

half-cycle of the line current.

The apparent impedance, Zapp, of the

TCSC can then be defined as the complex

quotient:

It should be noted that the apparent im-

pedance is a property of the TCSC main

circuit and its control system. In general,

the apparent impedance for a specific

TCSC in a specific network must be de-

termined by simulation or measurement.

Reports on different control schemes

show that in subsynchronous frequency

ranges the apparent impedance is of the

resistive-inductive type. A simplified calcu-

lation, assuming instantaneous, equidis-

tant capacitor voltage reversals at twice

the rated frequency and neglecting losses,

reveals the apparent impedance of the

TCSC to be:

The function is positive in the whole sub-

synchronous frequency range, showing

that the apparent reactance is inductive

. At frequencies close to the rated

frequency, control of the apparent im-

pedance will force it to become capaci-

tive. An actual case of SSR mitigation is

given in [6].

13

�VaVai

Vai Vao

Vao

V bc

V biV ci

�

Vbi Vbo

Vci Vco

3

1

2

A phase shifter with quadrature voltage injection

1 Magnetizing transformer � Phase shift2 Series transformer3 Switching network

Va Voltage across series transformerVai, bi, ci Line to ground voltagesVao, bo, co Line to ground voltages

14

PST

L

L lk+ –

�

Topology of an assisted phase-shifting transformer (APST)

� Phase shiftL Parallel inductanceLlk PST inductance

PST Phase-shifting transformer

15

Zapp (�m ) = Rapp (�m ) + jX app (�m ) =�rUC

�rIL

Xapp (�m ) = –XC

�n

�m

1– cos�m

�n

�

2

�

��

�

��

cos�m

�n

�

2

�

��

�

��

F A C T S

12 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

stand fault currents of up to 40 kA (peak)

for about 60 ms, which is the time it takes

for the bypass breaker to close and begin

carrying the fault current.

Mitigating subsynchronous

resonance with TCSCs

Introducing series compensation im-

proves the transmission system behaviour

in terms of the voltage stability and angu-

lar stability. However, an electrical reso-

nance could be introduced into the sys-

tem at the same time. Experience has

shown that under certain circumstances

such an electrical resonance could inter-

act with mechanical torsional resonances

in the turbine-generator shaft systems in

thermal generating plants. This phenome-

non is a form of subsynchronous reso-

nance (SSR). Today, the SSR problem is

well understood and is taken into account

when designing series compensation

equipment. Sometimes, SSR conditions

may limit the degree of compensation

needed for better power system perfor-

mance. The use of TCSCs will overcome

such restrictions.

Apparent impedance of TCSCs

The conditions for SSR depend on the

network impedance as viewed by the

synchronous machine at the sub- and

supersynchronous frequencies corre-

sponding to its torsional resonance fre-

quency, �m.

The reactance of a fixed series capaci-

tor varies inversely with the frequency, and

once its reactance at rated frequency has

been selected this determines its reac-

tance at all frequencies. However, this is

not the case for the TCSC as its boost de-

pends on control actions that may change

the triggering of the thyristors for each

half-cycle of the line current.

The apparent impedance, Zapp, of the

TCSC can then be defined as the complex

quotient:

It should be noted that the apparent im-

pedance is a property of the TCSC main

circuit and its control system. In general,

the apparent impedance for a specific

TCSC in a specific network must be de-

termined by simulation or measurement.

Reports on different control schemes

show that in subsynchronous frequency

ranges the apparent impedance is of the

resistive-inductive type. A simplified calcu-

lation, assuming instantaneous, equidis-

tant capacitor voltage reversals at twice

the rated frequency and neglecting losses,

reveals the apparent impedance of the

TCSC to be:

The function is positive in the whole sub-

synchronous frequency range, showing

that the apparent reactance is inductive

. At frequencies close to the rated

frequency, control of the apparent im-

pedance will force it to become capaci-

tive. An actual case of SSR mitigation is

given in [6].

13

�VaVai

Vai Vao

Vao

V bc

V biV ci

�

Vbi Vbo

Vci Vco

3

1

2

A phase shifter with quadrature voltage injection

1 Magnetizing transformer � Phase shift2 Series transformer3 Switching network

Va Voltage across series transformerVai, bi, ci Line to ground voltagesVao, bo, co Line to ground voltages

14

PST

L

L lk+ –

�

Topology of an assisted phase-shifting transformer (APST)

� Phase shiftL Parallel inductanceLlk PST inductance

PST Phase-shifting transformer

15


�rIL

Xapp (�m ) = –XC

�n

�m

1– cos�m

�n

�

2

�

��

�

��

cos�m

�n

�

2

�

��

�

��

F A C T S

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

que es una medida de la posibilidad de au-

mentar artificialmente la reactancia del con-

densador en serie para contrarrestar las os-

cilaciones de potencia del sistema. El nivel de

refuerzo puede ser variado continuamente

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

5% al 15% de compensación de la línea.

Para la intensidad nominal de la línea, el nivel

nominal de refuerzo ha sido establecido en

1,20. El esquema de control aparece repre-

sentado en .

La válvula de tiristores está montada en el

nivel de la plataforma . Está refrigerada

por agua y utiliza tiristores activados por luz

indirecta.

La válvula ha sido proyectada para una in-

tensidad nominal continua de 1.500 A y de

3.000 A durante 10 segundos. Además, de-

bido a que la válvula debe proporcionar una

protección auxiliar al TCSC en situaciones

extremas, en las que la protección principal

contra sobretensiones de ZnO alcanza su lí-

mite térmico nominal, es necesario que

pueda soportar intensidades de fallo máxi-

mas de hasta 40 kA durante unos 60 ms, que

es el tiempo que tarda el disyuntor en by-

pass en cerrarse y comenzar a transportar la

corriente de pérdida.

12

11

Reducción de la resonancia

subsincrónica con el TCSC

Aplicar la compensación en serie mejora el

comportamiento del sistema de transmisión,

tanto en términos de estabilidad de la tensión

como de estabilidad angular. Sin embargo, al

mismo tiempo podría introducirse en el siste-

ma una resonancia eléctrica. La experiencia

ha demostrado que, en ciertas circunstancias,

una resonancia eléctrica podría interactuar

con las resonancias torsionales mecánicas de

los sistemas de ejes de los turboalternadores

en las centrales térmicas. Este fenómeno es

una forma de resonancia subsincrónica (SSR).

Actualmente, el problema de la SSR se com-

prende bien y se tiene en cuenta cuando se di-

señan equipos de compensación en serie. Al-

gunas veces, las condiciones de la SSR po-

drán limitar el grado de compensación nece-

saria para mejorar el rendimiento del sistema

de transmisión de energía. La utilización de un

TCSC reduciría dichas limitaciones.

Impedancia aparente de los TCSC

Las condiciones para que se produzca una

resonancia subsincrónica (SSR) dependen

de la impedancia de la red, según se obser-

va desde la máquina sincrónica a las fre-

cuencias subsincrónicas y supersincrónicas

correspondientes a su frecuencia de reso-

nancia torsional m.

La reactancia de un condensador en serie fijo

varía inversamente a la frecuencia; una vez

seleccionada su reactancia a la frecuencia

nominal, ésta determina su reactancia a

todas las frecuencias. Esto, sin embargo, no

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

zador depende de las acciones de control

que pueden cambiar la activación de los tiris-

tores durante cada semiciclo de la intensidad

de la línea.

La impedancia aparente, Zapp, del TCSC

puede definirse entonces como un cociente

complejo:

Debe tenerse en cuenta que la impedancia

aparente es una propiedad del circuito princi-

pal del TCSC y de su sistema de control. En

general, la impedancia aparente de un TCSC

concreto en una red concreta debe ser de-

terminada mediante simulación o medición.

Los informes existentes sobre diferentes es-

quemas de control muestran que, en la gama

de frecuencias subsíncronas, la impedancia

aparente es de tipo resistiva-inductiva. Un

cálculo simplificado, suponiendo que las in-

versiones de tensión del condensador son

instantáneas y equidistantes al doble de la

�VaVai

Vai Vao

Vao

V bc

V biV ci

�

Vbi Vbo

Vci Vco

3

1

2

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

1 Transformador magnetizante2 Transformador en serie3 Red de conmutación

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

14

PST

L

L lk+ –

�

Topología de un transformadorasistido (APST) de desplazamientode fase

� Desplazamiento de faseL Inductancia en paraleloLlk Inductancia del PST

PST Transformador de desplazamientode fase

15

F A C T S

� Desplazamiento de fase


�rIL

11

12

13

F A C T S

Transformador de desplazamiento

de fase (PST)

Los transformadores de regulación del ángu-

lo de fase (desplazamiento de fase) se utilizan

para controlar el flujo de energía eléctrica a lo

largo de las líneas de transmisión. Tanto la

magnitud como la dirección del flujo de ener-

gía pueden ser controladas variando el des-

plazamiento de fase mediante el transforma-

dor en serie .


El desplazamiento de fase se consigue extra-

yendo una tensión línea-tierra de una de las

fases e inyectando una parte de ella en serie

con otra fase. Esto se lleva a cabo utilizando

dos transformadores: el transformador regu-

lador o magnetizante, en derivación, y el

transformador en serie . Las conexiones

usadas, estrella-estrella y estrella-triángulo,

hacen que la tensión en serie inyectada esté

en cuadratura de fase con la tensión entre la

línea y tierra.

Una parte de la tensión de la línea es selec-

cionada por la red de conmutación e introdu-

cida en serie con la tensión de línea. La tensión

añadida está en cuadratura de fase con la ten-

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

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

El ángulo de desplazamiento de la fase es

ajustado normalmente por dispositivos de

conmutación de tomas en carga (LTC). La

tensión en serie puede ser variada por el LTC

según incrementos determinados por las

tomas del devanado de regulación. Los

avances en el campo de la electrónica de alta

potencia han hecho posible que los tiristores

se utilicen en la red de conmutación.

Compensador sincrónico estático

(STATCOM)

El compensador estático está basado en una

fuente de tensión sincrónica de estado sóli-

do, similar a una máquina síncrona, que ge-

nera un conjunto equilibrado de (tres) tensio-

nes sinusoidales a la frecuencia fundamental,

con amplitud y ángulo de desplazamiento de

fase controlables. Sin embargo, este disposi-

tivo no tiene ninguna inercia.

Convertidor de fuente de tensión (VSC)

En se muestra una configuración básica

del circuito trifásico de un convertidor de

fuente de tensión de tres niveles. Consiste en

doce conmutadores de semiconductores de

tipo autoconmutable, cada uno de los cuales

es puesto en derivación por un diodo de tipo

inversión conectado en paralelo, y seis deri-

vaciones de diodo conectadas entre el punto

medio del condensador y el punto medio de

cada par de conmutadores. Conectando la

fuente de CC secuencialmente a los termina-

les de salida, el inversor puede producir un

conjunto de tres formas de tensión cuasicua-

dradas de una frecuencia determinada.

La frecuencia, amplitud y fase de la ten-

sión de CA puede ser variada mediante un

control adecuado. Por consiguiente, el con-

vertidor de fuente de tensión puede ser con-

siderado como una fuente de tensión contro-

lable.

Las válvulas de un convertidor de fuente

de tensión actúan como conmutadores. Los

potenciales de fase con respecto al punto

medio del condensador pueden tener tres

valores diferentes:

1. V = +Vdc

2. V = 0

3. V = -Vdc

Este esquema recibe el nombre de converti-

dor de fuente de tensión de tres niveles.

Debe tenerse en cuenta que, por cada

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

mutadores puede estar activado en un mo-

mento dado, ya que de lo contrario el enlace

de CC sufriría un cortocircuito. La tensión de

salida puede ser controlada en términos de

fase y amplitud. La frecuencia fundamental

de la tensión de CA depende de la tensión de

CC, por consiguiente:

Va,b,c = KuVdc

El factor de dependencia, Ku, es controlado

por la forma de conmutación de la válvula.

Este procedimiento es denominado general-

mente modulación por impulsos de duración

variable (PWM). En se muestra un ejem-

plo de dos tensiones neutras entre línea y

convertidor y las formas de onda de la ten-

sión entre fases, resultantes en el caso de

PWM.

14 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9

ests of NYPA and VELCO to increase the

permissible summer transfers over the

tieline. The APST solution was considered

the most attractive as it met all the system

objectives. Placing a high-impedance

inductor in parallel with the existing PST

would reduce flow through it while

essentially maintaining full controllability of

the tie . In addition, shunt capacitor

banks were required for local supply of

the reactive power consumed by the in-

ductor.

The Plattsburgh APST was commis-

sioned in June 1998 . With it in opera-

tion, the permissible summer transfer over

the tieline in question has been increased

by 35 MW to 140 MW, an increase of

33 %. It has been assessed that the cost

of the APST is only about half of the cost

of replacing the existing PST by a new unit

appropriately rated for the higher summer

transfer [7].

Static synchronous compensator

(STATCOM)

The static compensator is based on a

solid-state synchronous voltage source in

analogy with a synchronous machine gen-

erating a balanced set of (three) sinusoidal

voltages at the fundamental frequency

with controllable amplitude and phase

angle. This device, however, has no iner-

tia.


A static compensator consists of a voltage

source converter, a coupling transformer

and controls. In this application the DC

energy source device can be replaced by

a DC capacitor, so that the steady-state

power exchange between the static com-

pensator and the AC system can only be

reactive, as illustrated in . Iq is the con-

verter output current, perpendicular to the

converter voltage Vi. The magnitude of the

18

17

16

converter voltage, and thus the reactive

output of the converter, is controllable. If Vi

is greater than the terminal voltage, Vt, the

static compensator will supply reactive

power to the AC system. If Vi is smaller

than Vt, the static compensator absorbs

reactive power.

Voltage source converter (VSC)

A basic three-phase circuit configuration

of a three-level voltage source converter is

shown in . It consists of twelve self-

commutated semiconductor switches,

each of which is shunted by a reverse par-

allel connected diode, and six diode

branches connected between the mid-

point of the capacitor and the midpoint of

each pair of switches. By connecting the

DC source sequentially to the output ter-

minals the inverter can produce a set of

19

three quasi-square voltage forms of a

given frequency.

The frequency, amplitude and phase of

the AC voltage can be varied by suitable

control. Thus, the voltage source convert-

er can be considered as a controllable

voltage source.

The valves in a voltage source convert-

er act as switches. The phase potentials

with respect to the capacitor midpoint can

have three distinct values:

1. V = + Vdc

2. V = 0

3. V = – Vdc

This scheme is called a three-level voltage

source converter.

It should be noted that for each phase

leg only one of the two switches can be on

at a given time; otherwise the DC link

would experience a short circuit. The out-

put voltage can be controlled both in

terms of its phase and amplitude. The fun-

damental frequency of the AC voltage is

linked to the DC voltage thus:

Va,b,c = KuVdc

The linking factor, Ku, is controlled by the

switching pattern of the valve. This ap-

proach is generally called pulse-width

modulation (PWM). shows an example

of two line-to-converter neutral voltages

and the resulting line-to-line voltage wave-

forms in PWM operation.

By utilizing pulse width modulation it

is possible to vary the value of Ku. This

ratio, called the modulation index, can be

varied between zero and a maximum

value.

Applications

The functions performed by STATCOMs

are:

• Dynamic voltage stabilization: in-

creased power transfer capability, re-

duced voltage variations

20

V i

V i>Vt

V i<Vt

V t

VDC

VDC

Iq

Iq

T

Suppliesreactive power

Absorbsreactive power

–+

VSC

Static compensator, comprising VSC, coupling transformer T, and control

Iq Converter output currentVi Converter voltageVt Terminal voltage

18

F A C T S


Un compensador estático consiste en un

convertidor de fuente de tensión, un transfor-

mador de acoplamiento y controles. En esta

aplicación, el dispositivo de fuente de energía

de CC puede ser sustituido por un conden-

sador de CC, de forma que el intercambio de

energía en régimen permanente entre el

compensador estático y el sistema de CA

pueda ser solo reactivo, según se muestra en

. Iq es la intensidad de salida del converti-

dor, perpendicular a la tensión del converti-

dor Vi. Es posible controlar la magnitud de la

tensión del convertidor, y por tanto la poten-

cia de salida reactiva del mismo. Si Vi es

mayor que la tensión entre terminales, VTU, el

compensador estático suministrará potencia

reactiva al sistema de CA. Si Vi es menor que

VT, el compensador estático absorberá poten-

cia reactiva.

15Compensador estático con un VSC, un transformador de acoplamiento T y sistema de control

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

15

17

14

14

16

F A C T S

Utilizando la modulación por impulsos de

duración variable es posible variar el valor de

Ku. Este coeficiente, denominado índice de

modulación, puede variar entre cero y un

valor máximo.

Aplicaciones

Los sistemas STATCOM cumplen las si-

guientes funciones:

• Estabilización de la tensión dinámica: au-

mento de la transmisión de energía, me-

nores variaciones de tensión

• Mejora de la estabilidad sincrónica: mejor

estabilidad en régimen transitorio, mejor

amortiguamiento del sistema de transmi-

sión, amortiguamiento de SSR

• Equilibrio dinámico de carga

• Mejora de la calidad de la energía

• Soporte de tensión en régimen perma-

nente

SVC Light

SVC Light es la denominación de producto

para un STATCOM de ABB basado en IGBT

[8]. La tecnología del sistema SVC Light se

basa en el principio de que la topología de la

instalación debería ser sencilla, con un míni-

mo de aparatos convencionales. Los equi-

pos convencionales son sustituidos por dis-

positivos de alta tecnología, tales como vál-

vulas IGBT y sistemas informáticos de alto

rendimiento. La utilización de PWM de con-

mutación de alta frecuencia (aproximada-

mente 2 kHz) ha hecho posible utilizar un

único convertidor conectado a un transfor-

A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 15

• Synchronous stability improvements:

increased transient stability, improved

power system damping, damping of

SSR

• Dynamic load balancing

• Power quality improvement

• Steady-state voltage support

SVC Light

SVC Light is a product name for an IGBT-

based STATCOM from ABB [8]. SVC Light

technology is based on the principle that

the plant topology should be simple, with

a minimum of conventional apparatus.

The conventional equipment is replaced

by high-technology devices, such as

IGBT valves and high-performance com-

puter systems. Through the use of

high-frequency switching PWM (about

2 kHz), it has become possible to use a

single converter connected to a standard

power transformer via air-core commutat-

ing reactors. The main parts of the plant –

the IGBT valves, DC capacitors, control

system and the valve cooling system –

are located inside a container. The out-

door equipment is restricted to heat-

exchangers, commutation reactors and

the power transformer. At present, a rating

of ± 100 MVAr per converter is available.

To obtain a wider range, additional fixed

capacitors, thyristor-switched capacitors

or a multi-converter assembly can be

used.

+VDC

–VDC

Va

C

C

D6

D1 D2S4 S5 D3S6

D4 D5S7 S8 S9

S12S11S10

S1 S3S2

VbVc

8kV

kV

kV

0

–8

8

0

–8

20

0

–20100 120 140

t160 ms180 200

a

b

c

Basic three-level voltage source converter

S1–12 IGBT stacks C DC capacitorD1–6 Diode stacks

19 Converter terminal voltage waveforms with pulse-width modulation

a, b Line-to-midpoint voltagec Line-to-line voltage

20

Typical SVC Light installation for utility applications 21

F A C T S

Instalación típica del SVC Light en aplicaciones para compañías eléctricas 18

Convertidor básico de fuente de tensión de tres niveles

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

16 17Formas de la onda de tensión entre terminales del convertidor con modulación por impulsos de duración variable

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

F A C T S

mador de potencia estándar por medio de

reactancias de conmutación sin núcleo mag-

nético. Los principales componentes de la

instalación –las válvulas IGBT, los condensa-

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

ma de refrigeración de las válvulas– están si-

tuados dentro de un contenedor. El equipa-

miento exterior es limitado: intercambiadores

de calor, reactancias de conmutación y el

transformador de potencia. Actualmente se

dispone de una capacidad de ± 100 MVAr

por convertidor. Para conseguir un intervalo

más amplio se pueden utilizar condensado-

res fijos adicionales, condensadores conmu-

tados por tiristores o un conjunto de conver-

tidores múltiples.

Características de tensión y corriente

El intervalo de funcionamiento del SVC de

nueva generación está definido por la tensión

máxima que se puede establecer en los ter-

minales del convertidor y por la intensidad

máxima del mismo. En condiciones de sub-

tensión se puede mantener una intensidad

constante, igual a la intensidad máxima del

convertidor. Esto muestra que la producción

de MVARr disminuye linealmente con la ten-

sión. En condiciones de sobretensión, la in-

tensidad máxima puede ser mantenida hasta

en el límite superior de la tensión entre termi-

nales del convertidor.

Tiempo de respuesta

Las válvulas de semiconductores de un sis-

tema SVC Light responden casi instantánea-

mente a una orden de conmutación. Por

consiguiente, el factor que limita la velocidad

de respuesta de la instalación viene determi-

nado por el tiempo necesario para realizar las

mediciones de tensión y procesar los datos

del sistema de control. Si se utiliza un contro-

lador de alta ganancia, el tiempo de respues-

ta será inferior a un cuarto de ciclo.

Interacción de armónicos con la red

En la mayoría de los casos, la instalación

puede estar diseñada por completo sin filtros

de armónicos. En otros casos, cuando los re-

quisitos impuestos a los armónicos de orden

superior son muy estrictos, puede ser nece-

sario un pequeño enlace de paso alto. Por

consiguiente es muy bajo el riesgo de que se

produzcan las condiciones para la resonan-

cia. Debido a esta propiedad, el sistema SVC

Light puede ser reubicado en otra posición

cuando varían los requisitos impuestos a la

red.

La alta frecuencia de conmutación utiliza-

da en el concepto SVC Light da como resul-

tado una capacidad intrínseca para producir

tensiones a frecuencias muy por encima de la

frecuencia fundamental. Esta propiedad

puede aprovecharse para el filtrado activo de

armónicos ya presentes en la red. El SVC

Light inyecta a continuación en la red una co-

rriente armónica, con la fase y amplitud co-

rrectas, para contrarrestar las tensiones ar-

mónicas.

Superficie ocupada e implantación

Se puede construir un sistema SVC Light

muy compacto para diversas aplicaciones de

producción de energía eléctrica.

Bibliografía

[1] Static var compensators. Cigré Task Force

38-01-02, 1986.

[2] Static var compensator models for power

flow and dynamic performance simulation.

IEEE Special Stability Controls Working

Group.

[3] T. Petersson: Reactive Power Compen-

sation. ABB Power Systems.

[4] M. Noroozian, G. Andersson: Damping

of power system oscillations by use of con-

trollable components. IEEE Transactions on

Power Delivery, vol 9, no 4, October 1994,

2046-2054.

[5] Flexible AC transmission systems

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vol 2, part 1, Sept 1991. 23

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controlled series capacitor. Cigré 14–105,

1998.

[7] J. Lemay, et al: The Plattsburgh Inter-

phase power controller. T&D Conference and

Exposition, New Orleans, April, 1999.

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

son: SVC Light, poderoso instrumento para

mejorar la calidad de la energía. Revista ABB

6/98, 21–30.

Autores

Rolf Grünbaum

Mojtaba Noroozian

Björn Thorvaldsson

ABB Power Systems AB

SE-721 64 Västerås, Suecia

Fax: +46 21 18 31 43

E-mail:

[email protected]

[email protected]

[email protected]

Revista ABB 3/2002 11

i alguna vez ha sido necesario un

proyecto de prestigio para demostrar

las credenciales de FACTS en lo que se

refiere a la mejora de las redes de transmi-

sión y distribución, ninguno mejor que los

condensadores en serie de 500 kV para

Dafang, destinados a asegurar el suministro

de electricidad de Beijing, el enlace ferro-

viario a través del Túnel del Canal de la

Mancha o el Paso del Águila, que une Esta-

dos Unidos y México, o Cada uno a su

manera, estos proyectos evidencian por qué

los FACTS despiertan tanto interés en el sec-

tor de la electricidad.

Dafang: condensadores en serie

para asegurar el suministro en la

región de Beijing

La demanda de energía de la zona cubierta

por North China Power Network, región de

la capital Beijing en la que viven 140 millo-

nes de personas, está creciendo de forma

Mejora del rendimiento de lasredes eléctricasRolf Grünbaum, Åke Petersson, Björn Thorvaldsson

El sector del suministro de energía esta evolucionando rápidamente por causa de la desregula-ción y privatización. Durante años, las inversiones en la red de transmisión de muchos mercadosno han sido suficientes y esto ha centrado finalmente la atención en el aumento de utilización delas líneas de transmisión existentes, en la cooperación multidisciplinar y en el problema de lacalidad de la energía. La consecuencia es el gran interés actual por soluciones, tanto nuevascomo clásicas.

Precisamente se trata de las soluciones FACTS (Flexible AC Transmission Systems), entreellas SVC, SVC Light®, TCSC y otras. Estas soluciones, que se benefician de los importantesavances técnicos de la última década, hoy son las soluciones más actuales para muchas y varia-das necesidades. Una aplicación típica consistiría en aumentar la capacidad de cualquier línea detransmisión, pero en este artículo nos limitaremos a describir varios casos especiales y el modoen que se han afrontado los requerimientos específicos de los mismos.

S


i alguna vez ha sido necesario un

proyecto de prestigio para demostrar

las credenciales de FACTS en lo que se

refiere a la mejora de las redes de transmi-

sión y distribución, ninguno mejor que los

condensadores en serie de 500 kV para

Dafang, destinados a asegurar el suministro

de electricidad de Beijing, el enlace ferro-

viario a través del Túnel del Canal de la

Mancha o el Paso del Águila, que une Esta-

dos Unidos y México, o Cada uno a su

manera, estos proyectos evidencian por qué

los FACTS despiertan tanto interés en el sec-

tor de la electricidad.

Dafang: condensadores en serie

para asegurar el suministro en la

región de Beijing

La demanda de energía de la zona cubierta

por North China Power Network, región de

la capital Beijing en la que viven 140 millo-

nes de personas, está creciendo de forma

Mejora del rendimiento de lasredes eléctricasRolf Grünbaum, Åke Petersson, Björn Thorvaldsson

El sector del suministro de energía esta evolucionando rápidamente por causa de la desregula-ción y privatización. Durante años, las inversiones en la red de transmisión de muchos mercadosno han sido suficientes y esto ha centrado finalmente la atención en el aumento de utilización delas líneas de transmisión existentes, en la cooperación multidisciplinar y en el problema de lacalidad de la energía. La consecuencia es el gran interés actual por soluciones, tanto nuevascomo clásicas.

Precisamente se trata de las soluciones FACTS (Flexible AC Transmission Systems), entreellas SVC, SVC Light®, TCSC y otras. Estas soluciones, que se benefician de los importantesavances técnicos de la última década, hoy son las soluciones más actuales para muchas y varia-das necesidades. Una aplicación típica consistiría en aumentar la capacidad de cualquier línea detransmisión, pero en este artículo nos limitaremos a describir varios casos especiales y el modoen que se han afrontado los requerimientos específicos de los mismos.

S

12 Revista ABB 3/2002

constante pero no es fácil instalar una

nueva central. Una alternativa interesante

consiste en instalar condensadores de com-

pensación en serie en el corredor de trans-

misión existente. ABB, a la que se encarga-

ron estos trabajos, ha instalado reciente-

mente dos condensadores en serie (ambos

con valores nominales 372 MVAr y 500 kV)

en el centro de cada línea de un corredor

de 300 km con circuitos gemelos, que une

Datong y Fangshan . Los equipos entra-

ron en funcionamiento en junio de 2001,

apenas nueve meses después de la firma

del contrato.

Un condensador en serie actúa redu-

ciendo la reactancia de transferencia de la

línea hasta la frecuencia de la red (50 Hz) y

alimentando al mismo tiempo potencia

reactiva al circuito. Esto trae consigo varias

ventajas:

Mayor estabilidad angular. Para hacer

posible la transmisión siempre debe haber

cierta diferencia entre los ángulos de fase

1

de tensión en cualquiera de los extremos de

la línea. Esta aumenta con la potencia y el

condensador en serie mantiene la diferencia

angular entre límites seguros, es decir, ase-

gura que la diferencia angular no aumenta

tanto como para poner en peligro la estabi-

lidad angular.

Más estabilidad de la tensión en el

corredor.

Reparto optimizado de la potencia entre

los circuitos paralelos. Sin los condensado-

res en serie, la línea con menor capacidad

de transmisión se saturaría en primer lugar

y no se podría introducir más potencia en

el sistema, a pesar de la reserva de capaci-

dad de la otra línea. Los condensadores en

serie redistribuyen la potencia entre las

línea y mejoran la utilización del sistema.

Los condensadores en serie están plena-

mente integrados en el sistema de potencia,

beneficiándose de la capacidad de control,

de protección y de supervisión de este.

Están totalmente aislados a tierra.

Los dispositivos principales de protec-

ción utilizados son varistores de ZnO e inte-

rruptores automáticos. Los primeros, desti-

nados a limitar la tensión en el condensa-

dor, están complementados por un descar-

gador de disparo forzado para dominar el

exceso de corriente durante una secuencia

de fallo. Los interruptores automáticos

conectan y desconectan los condensadores

en serie cuando es necesario. También son

necesarios para extinguir el descargador,

que no es de autoextinción.

Los condensadores han sido dimensio-

nados no solo para el funcionamiento bajo

condiciones estables de la red, sino también

para la eventualidad de perturbaciones gra-

ves en el sistema, como es la pérdida de

una de las dos líneas paralelas de 500 kV.

En este caso, el condensador de la línea

que sigue en servicio ha de ser capaz de

dominar durante cierto tiempo la plena

carga de ambas líneas. De hecho, esta ha

sido una de las razones para instalar en

primer lugar los condensadores en serie:

para garantizar la seguridad de la transmi-

sión de electricidad a la región de Beijing

incluso en caso de caída de una línea.

Enlace recíproco en el Paso del

Águila (BtB Light)

La tecnología SVC Light1) ha resuelto con

éxito los problemas de calidad de la energía

en varios proyectos realizados por ABB.

Basada en una plataforma común de con-

vertidores VSC, la tecnología SVC Light tam-

bién aporta soluciones a las aplicaciones de

acondicionamiento de la energía eléctrica

en los sistemas de transmisión. El enlace del

Technologies for the Utility Industry

Condensadores en serie de 500 kV en Dafang1

1) SVC Light es el nombre de producto de uncompensador estático síncrono de ABB, basadoen IGBT.


Paso del Águila es un buen ejemplo de

proyecto en el que la plataforma VSC ha

sido configurada como HVDC recíproco

(BtB, back-to-back), aunque el control de

la tensión corre por cuenta, primariamente,

de los sistemas dobles SVC Light.

A este respecto, lo más importante es el

hecho de que la instalación de capacidad

de transmisión de potencia activa, utilizan-

do HVDC Light a lo largo de una cierta

distancia o en configuración recíproca,

soporta simultáneamente la transmisión de

potencia activa bidireccional y la potencia

reactiva dinámica. Por lo tanto, se dispone

sin problemas de un robusto soporte para

la tensión conjuntamente con la transmisión

de potencia en estado estacionario.

La subestación del Paso del Águila (ope-

rada por AEP, American Electric Power),

situada en una zona remota de Texas cerca-

na a la frontera con México, está conectada

al sistema de transmisión de Texas por dos

líneas de transmisión de 138 kV. La central

de generación más cercana de cierta impor-

tancia (150 MW) está situada a 145 km, de

modo que proporciona un escaso soporte

de tensión a la zona del Paso del Águila.

El Paso del Águila también dispone de

una línea de transmisión de 138 kV que une

la subestación de Piedras Negras (operada

por CFE, Comisión Federal Eléctrica) en el

lado mexicano. Esta es utilizada principal-

mente en casos de emergencia para transfe-

rir cargas entre sistemas eléctricos, aunque

dicha transferencia implica la interrupción

de la corriente eléctrica, ya que los sistemas

de CFE y de AEP son asíncronos (a pesar

de tener ambos una frecuencia de 60 Hz).

Se ha buscado una solución mejor para

superar esta desventaja y además resolver

los problemas resultantes del aumento de la

demanda.

La solución: convertidores de

fuente de tensión

Los estudios de flujo de cargas demostraron

que la instalación de un convertidor de

fuente de tensión (VSC) de 36 MVAr directa-

mente en la subestación del Paso del Águila

proporcionaría unos años de respiro. La ins-

talación de un VSC es ideal en el caso de

sistemas débiles, ya que el soporte reactivo

alternativo, proporcionado por condensado-

res en paralelo, disminuye rápidamente

cuando se reduce la tensión. Ampliando

este escenario, dos VSC conectados de

forma recíproca (BtB) no sólo suministra-

rían la potencia reactiva necesaria sino que

también permitirían transferir potencia acti-

va entre los dos sistemas eléctricos. Un

esquema recíproco permitiría mantener per-

manentemente activada la línea de 138 kV

que une el Paso del Águila y Piedras Negras

y además transferir instantáneamente

potencia activa desde cualquiera de los sis-

temas.

La capacidad de controlar dinámicamen-

te, y al mismo tiempo, tanto la potencia

activa como la potencia reactiva no tiene

precedentes antes de la existencia de las

interconexiones recíprocas basadas en con-

vertidores VSC, ya que esta característica es

inherente a los mismos.

Dado que la conmutación es activada

por sus circuitos internos, un VSC no

depende para su funcionamiento del siste-

ma de corriente alterna conectado. Se con-

sigue una flexibilidad total de control utili-

zando la modulación por anchura del

impulso (PWM) para controlar los puentes

basados en IGBT. Además, la modulación

PWM permite controlar sin restricciones

tanto las tensiones de secuencia positiva

como las tensiones de secuencia negativa.

Esto garantiza un funcionamiento fiable del

enlace recíproco (BtB) incluso si los siste-

mas de corriente alterna conectados están

desequilibrados. Además, el enlace puede

activar, alimentar y proporcionar soporte a

una carga aislada. En el caso del Paso del

Águila esto hará posible el suministro inin-

terrumpido de energía eléctrica para las car-

gas locales, aunque se hayan disparado las

conexiones a una de las redes colindantes.

Ambos lados del enlace pueden ser activa-

dos también desde el otro lado de la fronte-

ra sin necesidad de realizar conmutaciones

que pueden provocar la interrupción del

suministro a los consumidores.

La instalación de enlace

recíproco

En la figura se muestra un diagrama

monofilar simplificado del enlace recíproco

del Paso del Águila.

El esquema recíproco (BtB) consta de

dos VSC de 36 MVA acoplados a un bus

común de condensadores de corriente con-

tinua. Los VSC son del tipo NPC (punto

neutro fijo), también conocidos con el nom-

bre de convertidores de tres niveles. Cada

uno de los VSC está conectado a un conjun-

to trifásico de reactancias de fase, cada una

de las cuales está conectada a un transfor-

mador elevador de tensión convencional

situado en el lado correspondiente del enla-

2

EaglePass

VSC VSC

PiedrasNegras

Diagrama monofilar del enlace

recíproco del Paso del Águila

2


Paso del Águila es un buen ejemplo de

proyecto en el que la plataforma VSC ha

sido configurada como HVDC recíproco

(BtB, back-to-back), aunque el control de

la tensión corre por cuenta, primariamente,

de los sistemas dobles SVC Light.

A este respecto, lo más importante es el

hecho de que la instalación de capacidad

de transmisión de potencia activa, utilizan-

do HVDC Light a lo largo de una cierta

distancia o en configuración recíproca,

soporta simultáneamente la transmisión de

potencia activa bidireccional y la potencia

reactiva dinámica. Por lo tanto, se dispone

sin problemas de un robusto soporte para

la tensión conjuntamente con la transmisión

de potencia en estado estacionario.

La subestación del Paso del Águila (ope-

rada por AEP, American Electric Power),

situada en una zona remota de Texas cerca-

na a la frontera con México, está conectada

al sistema de transmisión de Texas por dos

líneas de transmisión de 138 kV. La central

de generación más cercana de cierta impor-

tancia (150 MW) está situada a 145 km, de

modo que proporciona un escaso soporte

de tensión a la zona del Paso del Águila.

El Paso del Águila también dispone de

una línea de transmisión de 138 kV que une

la subestación de Piedras Negras (operada

por CFE, Comisión Federal Eléctrica) en el

lado mexicano. Esta es utilizada principal-

mente en casos de emergencia para transfe-

rir cargas entre sistemas eléctricos, aunque

dicha transferencia implica la interrupción

de la corriente eléctrica, ya que los sistemas

de CFE y de AEP son asíncronos (a pesar

de tener ambos una frecuencia de 60 Hz).

Se ha buscado una solución mejor para

superar esta desventaja y además resolver

los problemas resultantes del aumento de la

demanda.

La solución: convertidores de

fuente de tensión

Los estudios de flujo de cargas demostraron

que la instalación de un convertidor de

fuente de tensión (VSC) de 36 MVAr directa-

mente en la subestación del Paso del Águila

proporcionaría unos años de respiro. La ins-

talación de un VSC es ideal en el caso de

sistemas débiles, ya que el soporte reactivo

alternativo, proporcionado por condensado-

res en paralelo, disminuye rápidamente

cuando se reduce la tensión. Ampliando

este escenario, dos VSC conectados de

forma recíproca (BtB) no sólo suministra-

rían la potencia reactiva necesaria sino que

también permitirían transferir potencia acti-

va entre los dos sistemas eléctricos. Un

esquema recíproco permitiría mantener per-

manentemente activada la línea de 138 kV

que une el Paso del Águila y Piedras Negras

y además transferir instantáneamente

potencia activa desde cualquiera de los sis-

temas.

La capacidad de controlar dinámicamen-

te, y al mismo tiempo, tanto la potencia

activa como la potencia reactiva no tiene

precedentes antes de la existencia de las

interconexiones recíprocas basadas en con-

vertidores VSC, ya que esta característica es

inherente a los mismos.

Dado que la conmutación es activada

por sus circuitos internos, un VSC no

depende para su funcionamiento del siste-

ma de corriente alterna conectado. Se con-

sigue una flexibilidad total de control utili-

zando la modulación por anchura del

impulso (PWM) para controlar los puentes

basados en IGBT. Además, la modulación

PWM permite controlar sin restricciones

tanto las tensiones de secuencia positiva

como las tensiones de secuencia negativa.

Esto garantiza un funcionamiento fiable del

enlace recíproco (BtB) incluso si los siste-

mas de corriente alterna conectados están

desequilibrados. Además, el enlace puede

activar, alimentar y proporcionar soporte a

una carga aislada. En el caso del Paso del

Águila esto hará posible el suministro inin-

terrumpido de energía eléctrica para las car-

gas locales, aunque se hayan disparado las

conexiones a una de las redes colindantes.

Ambos lados del enlace pueden ser activa-

dos también desde el otro lado de la fronte-

ra sin necesidad de realizar conmutaciones

que pueden provocar la interrupción del

suministro a los consumidores.

La instalación de enlace

recíproco

En la figura se muestra un diagrama

monofilar simplificado del enlace recíproco

del Paso del Águila.

El esquema recíproco (BtB) consta de

dos VSC de 36 MVA acoplados a un bus

común de condensadores de corriente con-

tinua. Los VSC son del tipo NPC (punto

neutro fijo), también conocidos con el nom-

bre de convertidores de tres niveles. Cada

uno de los VSC está conectado a un conjun-

to trifásico de reactancias de fase, cada una

de las cuales está conectada a un transfor-

mador elevador de tensión convencional

situado en el lado correspondiente del enla-

2

EaglePass

VSC VSC

PiedrasNegras

Diagrama monofilar del enlace

recíproco del Paso del Águila

2


ce recíproco. En la figura se muestra la

disposición de la instalación BtB.

Modos de funcionamiento del

enlace BtB

Los dos VSC del enlace recíproco (BtB)

pueden ser configurados para una gran

variedad de funciones. En el Paso del

Águila, las principales configuraciones ope-

rativas del enlace recíproco son las siguien-

tes:

Control de la tensión

Control de la potencia activa

Funcionamiento independiente de los

dos VSC

Funcionamiento del enlace recíproco en

caso de imprevistos

Control de la tensión

En este modo, tanto el sistema de AEP

como el de CFE tienen capacidad para con-

trolar independientemente la tensión. El

enlace recíproco proporciona en ambos

lados la potencia reactiva requerida para

mantener una tensión prefijada. Se puede

3 transferir potencia activa desde cualquiera

de los lados manteniendo constante al

mismo tiempo la tensión del sistema en

ambos lados. Si es necesario, toda transfe-

rencia prevista de potencia activa es reduci-

da automática e instantáneamente por el

sistema de control para suministrar la

potencia reactiva necesaria para mantener

la tensión en un valor constante.

Control de potencia activa

En este modo es posible transferir potencia

activa entre el sistema de AEP y el sistema

de CFE. La transferencia de potencia es

posible cuando la tensión está dentro de

una banda inactiva. Si la tensión está fuera

de ella, el enlace recíproco cambia automá-

ticamente al modo de control de tensión.

A continuación, el enlace recíproco reduce,

automática e instantáneamente, el flujo de

potencia activa para suministrar la potencia

reactiva necesaria. La banda inactiva ha sido

diseñada de forma que la conmutación de

los condensadores locales o los cambios de

la generación remota, que producen ligeras

oscilaciones de la tensión, no provoque que

el enlace recíproco cambie al modo de con-

trol de tensión.

Funcionamiento independiente de

los dos VSC

Si fuera necesario realizar operaciones de

mantenimiento en uno de los lados del

enlace recíproco (BtB), el otro lado seguirá

siendo capaz de controlar la tensión a

ambos lados del enlace. Esto se lleva a

cabo abriendo el bus de corriente continua

con el fin de dividirlo en dos mitades.

Cuando el enlace de corriente continua está

abierto, no puede transferirse potencia acti-

va entre los dos lados del enlace recíproco.

Cada VSC será entonces capaz de suminis-

trar al otro lado hasta ±36 MVAr de poten-

cia reactiva.

Funcionamiento del enlace

recíproco en caso de imprevistos

Si se pierde una de las líneas de 138 kV en

la subestación del Paso del Águila, la línea

de 138 kV restante puede soportar solo


Enlace recíproco BtB

del Paso del Águila

Primer plano: equipos a

138 kV y filtros de armóni-

cos. Plano medio: construc-

ciones modulares para aloja-

miento de los convertidores,

sistemas de control y equi-

pos auxiliares. Al fondo:

torres de refrigeración para

los convertidores IGBT refri-

gerados por agua.

3


50 MW de carga en la subestación. En este

caso, la tensión cae por debajo de 0,98 pu y

el enlace recíproco cambia al modo de con-

trol de tensión. La potencia activa se reduce

automática e instantáneamente con el fin de

asegurar el mantenimiento del nivel de

carga de 50 MW en la subestación (carga de

AEP más exportación a CFE). El enlace recí-

proco suministra la potencia reactiva nece-

saria para mantener una tensión de 1 pu.

Estudios del flujo de cargas han demostrado

que un imprevisto en la línea de transmi-

sión del lado de AEP afectará poco a la

transferencia de energía eléctrica de CFE a

AEP.

Funcionamiento dinámico

Las gráficas reproducidas en muestran

claramente el carácter dinámico del funcio-

namiento de las instalaciones BtB Light en

el Paso del Águila. Las curvas 1–7 muestran

la respuesta del enlace recíproco a los rayos

en una zona remota, en la que se había

producido una caída de tensión en la red

de AEP. Durante el fallo, la corriente (capa-

citiva) en el enlace recíproco se elevó hasta

casi 1 pu con el fin de mantener la tensión

en el bus del Paso del Águila.

Enlace ferroviario en el Túnel del

Canal de la Mancha

En 2007 se terminará la línea férrea electrifi-

cada del tren de alta velocidad que une

Londres y Francia a través del Túnel del

Canal. Entonces se podrá viajar de Londres

a París en solo dos horas, a una velocidad

máxima de 300 km/h. El sistema de alimen-

tación eléctrica ha sido proyectado para car-

gas elevadas (potencias nominales del

orden de 10 MW) y fluctuantes (aceleración

y deceleración rápidas). El sistema seleccio-

nado para alimentación de la tracción es un

moderno sistema eléctrico de 2 25 kV y

4

Caso de fallo remoto

1: Tensiones de 138 kV en AEP

2: Intensidades del secundario del transformador reductor de tensión en AEP,

en amperios

3: Corrientes de reactancias de fase en AEP

4: Tensiones de 17,9 kV en AEP

5: Tensiones entre fase y tierra de 17,9 kV en AEP

6: Tensiones de corriente continua

7: Convertidor en AEP, referencia de potencia activa (P) y reactiva (Q)

4


50 MW de carga en la subestación. En este

caso, la tensión cae por debajo de 0,98 pu y

el enlace recíproco cambia al modo de con-

trol de tensión. La potencia activa se reduce

automática e instantáneamente con el fin de

asegurar el mantenimiento del nivel de

carga de 50 MW en la subestación (carga de

AEP más exportación a CFE). El enlace recí-

proco suministra la potencia reactiva nece-

saria para mantener una tensión de 1 pu.

Estudios del flujo de cargas han demostrado

que un imprevisto en la línea de transmi-

sión del lado de AEP afectará poco a la

transferencia de energía eléctrica de CFE a

AEP.

Funcionamiento dinámico

Las gráficas reproducidas en muestran

claramente el carácter dinámico del funcio-

namiento de las instalaciones BtB Light en

el Paso del Águila. Las curvas 1–7 muestran

la respuesta del enlace recíproco a los rayos

en una zona remota, en la que se había

producido una caída de tensión en la red

de AEP. Durante el fallo, la corriente (capa-

citiva) en el enlace recíproco se elevó hasta

casi 1 pu con el fin de mantener la tensión

en el bus del Paso del Águila.

Enlace ferroviario en el Túnel del

Canal de la Mancha

En 2007 se terminará la línea férrea electrifi-

cada del tren de alta velocidad que une

Londres y Francia a través del Túnel del

Canal. Entonces se podrá viajar de Londres

a París en solo dos horas, a una velocidad

máxima de 300 km/h. El sistema de alimen-

tación eléctrica ha sido proyectado para car-

gas elevadas (potencias nominales del

orden de 10 MW) y fluctuantes (aceleración

y deceleración rápidas). El sistema seleccio-

nado para alimentación de la tracción es un

moderno sistema eléctrico de 2 25 kV y

4

Caso de fallo remoto

1: Tensiones de 138 kV en AEP

2: Intensidades del secundario del transformador reductor de tensión en AEP,

en amperios

3: Corrientes de reactancias de fase en AEP

4: Tensiones de 17,9 kV en AEP

5: Tensiones entre fase y tierra de 17,9 kV en AEP

6: Tensiones de corriente continua

7: Convertidor en AEP, referencia de potencia activa (P) y reactiva (Q)

4


50 Hz, con sistema de autotransformador

integrado para garantizar que la caída de

tensión a lo largo de las líneas de tracción

sea baja. La reducción de la tensión desde

la tensión de red se hace con transformado-

res conectados entre dos fases .

Sistema SVC en los tres puntos

de alimentación de energía de

tracción

Una importante característica de este siste-

ma de energía es el compensador estático

de var (SVC), cuya principal función es

compensar la asimetría de carga y mantener

la tensión del ferrocarril en la eventualidad

de disparo de una estación de alimentación,

caso en el que dos secciones estarán ali-

mentadas desde una estación

La segunda tarea de los SVC es mante-

ner el factor unitario de potencia durante el

funcionamiento normal. Esto asegura que la

tarifa de la potencia activa sea baja.

Tercero, los SVC mitigan la contamina-

5

ción de armónicos filtrando los armónicos

generados por la carga de tracción. Esto es

importante, ya que el nivel de armónicos

generados por el sistema de tracción en los

puntos de conexión de la super-red tiene

límites estrictos.

Los SVC para mantenimiento de la ten-

sión se conectan al lado de tracción de los

transformadores de potencia. Los transfor-

madores de la super-red de alimentación de

la energía de tracción tienen dos arrolla-

mientos de Media Tensión en serie, ambos

conectados a tierra en su punto medio. Esto

da lugar a dos tensiones, desfasadas 180º,

entre los terminales del arrollamiento y tie-

rra. Los SVC se conectan a través de dichos

arrollamientos. Como consecuencia de ello

existen dos SVC monofásicos idénticos que

conectan con tierra la alimentación y la

catenaria.

La carga de tracción, de hasta 120 MW,

se conecta entre dos fases. Sin compensa-

ción, esto daría lugar a aproximadamente

un 2% de tensión de secuencia de fase

negativa. Para contrarrestar el desequilibrio

de la carga, en la subestación de Sellindge

se ha instalado un equilibrador de carga

(un SVC controlado asimétricamente) .

La subestación está conectada trifásicamente

a la red.

El equilibrador de carga transfiere poten-

cia activa entre las fases con el fin de crear

una carga equilibrada (según se observa

desde la super-red). A continuación descri-

bimos brevemente el funcionamiento del

equilibrado de la carga.

Corriente de carga

Cuando la carga se conecta solo entre dos

fases (B y C), la corriente de tracción puede

expresarse mediante dos vectores de fase

que representan la secuencia positiva y la

secuencia negativa . La suma de los dos

vectores es la corriente resultante (la

corriente en la fase A es cero y las corrien-

tes en las fases B y C son de la misma mag-

nitud, pero de fase opuesta). Obsérvese que

las amplitudes de los vectores no son ver-

daderamente representativas.

Para compensar la secuencia negativa y

por lo tanto equilibrar la corriente que va a

ser generada por los sistemas de fuerza, el

equilibrador de carga genera una corriente

de secuencia de fase negativa (pura), (ILB),

tal como se muestra en . Esta corriente

equilibra exactamente la corriente de

secuencia de fase negativa procedente de la

carga (I-LOAD en ).

El equilibrador de carga de la subesta-

ción de Sellindge ha sido optimizado

para hacerse cargo de una carga conectada

entre las fases C y A. La teoría dice que,

para equilibrar una carga puramente activa,

debe conectarse un condensador entre las

fases A y B y una reactancia entre las fases

B y C. La carga de tracción también tiene

9

7

8

7

6


TCR 3rd

25 kV 25 kV 40 MVAr45 MVAr

40 MVAr45 MVAr

400 kV

SVC

Catenary

Feeder

5th 7th

TCR 3rd 5th 7th

Sistema de alimentación de energía eléctrica para el enlace ferroviario del Túnel

del Canal de la Mancha, entre Inglaterra y Francia. Subestación de Singlewell con

dos compensadores de var, monofásicos y estáticos, ambos con valores nominales

25 kV y –5/40 MVAr

5


una parte reactiva, que debe ser equilibrada

de la misma forma. En esta subestación no

sólo se compensa la asimetría sino también

el factor de potencia. Esto se consigue

insertando un condensador entre las fases C

y A.

Redundancia

Es fundamental contar con una alta disponi-

bilidad, de modo que todos los componen-

tes críticos son redundantes: al circuito prin-

cipal se le ha añadido una cuarta fase

redundante completa. Todas las fases deben

ser lo más independientes posible de las

otras.

Estos requisitos han dado lugar a una

disposición exclusiva de la instalación y a

un diseño especial del control y de la pro-

tección. Existen cuatro ‘entrefases’ (conjunto

de componentes conectados entre fases)

totalmente independientes. Cada una de las

entrefases incorpora un conjunto indepen-

diente de filtros, resistencias, válvulas de

tiristores, circuitos lógicos activados por

tiristores, transformadores de medición, dis-

positivos de protección por relés y un siste-

ma de refrigeración. En cada una de las

conexiones a las barras de la subestación se

han integrado un interruptor y un secciona-

dor. Los filtros pueden ser conectados y

desconectados a la cuarta entrefase para

convertir esta en una derivación inductiva o

capacitiva.

En el sistema trifásico actúan dos siste-

mas de control independientes, mientras

que los sistemas activados por tiristores y

los circuitos lógicos actúan directamente

sobre cada una de las entrefases. Los siste-

mas de control están totalmente separados,

igual que los circuitos lógicos activados por

tiristores y la totalidad del sistema de pro-

tección. En caso de fallo en una de las

entrefases, el sistema de control hace que

se dispare el sistema de protección, y

empiece a funcionar la unidad de reserva.

Equilibrador

dinámico de carga

en la subestación de

Sellindge

6

=+ Ia

Ib

IcIc

Ib

Ia

Ic

Ib

ILOAD

I+LOAD I-LOAD

=+ Ia

Ib

IcIc

Ib

Ia

Ib

Ic

ILOAD

I ILB LB +ILOAD

Componentes de secuencia de fase de la corriente

de carga

7 Equilibrado de la corriente de carga8


una parte reactiva, que debe ser equilibrada

de la misma forma. En esta subestación no

sólo se compensa la asimetría sino también

el factor de potencia. Esto se consigue

insertando un condensador entre las fases C

y A.

Redundancia

Es fundamental contar con una alta disponi-

bilidad, de modo que todos los componen-

tes críticos son redundantes: al circuito prin-

cipal se le ha añadido una cuarta fase

redundante completa. Todas las fases deben

ser lo más independientes posible de las

otras.

Estos requisitos han dado lugar a una

disposición exclusiva de la instalación y a

un diseño especial del control y de la pro-

tección. Existen cuatro ‘entrefases’ (conjunto

de componentes conectados entre fases)

totalmente independientes. Cada una de las

entrefases incorpora un conjunto indepen-

diente de filtros, resistencias, válvulas de

tiristores, circuitos lógicos activados por

tiristores, transformadores de medición, dis-

positivos de protección por relés y un siste-

ma de refrigeración. En cada una de las

conexiones a las barras de la subestación se

han integrado un interruptor y un secciona-

dor. Los filtros pueden ser conectados y

desconectados a la cuarta entrefase para

convertir esta en una derivación inductiva o

capacitiva.

En el sistema trifásico actúan dos siste-

mas de control independientes, mientras

que los sistemas activados por tiristores y

los circuitos lógicos actúan directamente

sobre cada una de las entrefases. Los siste-

mas de control están totalmente separados,

igual que los circuitos lógicos activados por

tiristores y la totalidad del sistema de pro-

tección. En caso de fallo en una de las

entrefases, el sistema de control hace que

se dispare el sistema de protección, y

empiece a funcionar la unidad de reserva.

Equilibrador

dinámico de carga

en la subestación de

Sellindge

6

=+ Ia

Ib

IcIc

Ib

Ia

Ic

Ib

ILOAD

I+LOAD I-LOAD

=+ Ia

Ib

IcIc

Ib

Ia

Ib

Ic

ILOAD

I ILB LB +ILOAD

Componentes de secuencia de fase de la corriente

de carga

7 Equilibrado de la corriente de carga8


Las válvulas de tiristores utilizan un

nuevo tipo de tiristor, un dispositivo bidi-

reccional con dos tiristores antiparalelos en

una oblea común de silicio. Esto reduce a la

mitad el número de unidades necesarias en

las válvulas. El tiristor es un dispositivo de

5 pulgadas con una capacidad de corriente

de aproximadamente 2.000 A (eficaces).

Conclusiones y perspectivas

La mejora del funcionamiento de las redes

eléctricas es cada día más importante por

razones económicas y medioambientales.

Los dispositivos FACTS son la solución

mejor establecida en el mercado para mejo-

rar la utilización de las líneas de transmi-

sión.

El caso de China es un ejemplo clásico

de cómo la actualización de la capacidad de

transmisión de la línea existente podría

suministrar a la región de Beijing la electri-

cidad que tanto necesita. Esta solución

podría ser llevada a la práctica en muy

poco tiempo, en solo 9 meses, para hacer

disponible la electricidad generada a gran

distancia allí donde se necesita.

Con el caso del Paso del Águila hemos

ilustrado las posibilidades de las nuevas tec-

nologías que combinan las características

avanzadas de FACTS con la capacidad de

interconexión de redes eléctricas. Esta mul-

tiplicidad de uso es posible gracias a los

últimos desarrollos de la tecnología de

semiconductores y de control. Esta instala-

ción ha aumentado enormemente la utiliza-

ción de los recursos disponibles para la

transmisión.

Finalmente, el enlace ferroviario del

Túnel del Canal muestra la flexibilidad de

los dispositivos FACTS, que también pueden

ser utilizados para resolver los problemas

creados por cargas de nuevo tipo. El des-

equilibrio provocado por las nuevas cargas

ferroviarias puede ser mitigado con solu-

ciones robustas que evitan la degradación

del suministro eléctrico para los usuarios.

En un futuro próximo veremos que los

dispositivos FACTS encuentran usos más

amplios cuando previamente se ha mejora-

do el funcionamiento de la red. El grado en

que es posible controlar la red reducirá las

inversiones en líneas físicas de transmisión.

Actualmente, ABB está estudiando la posibi-

lidad de combinar los dispositivos FACTS

con la información en tiempo real y las tec-

nologías de la información, llevando así a

estos dispositivos más cerca de sus límites

físicos.


Autores

Rolf GrünbaumÅke PeterssonBjörn ThorvaldssonABB Utilities ABPower SystemsSE-721 64 VästeråsSueciaFax: +46 21 32 48 [email protected]

Bibliografía[1] R. Grünbaum, M. Noroozian, B. Thorvaldsson: FACTS, poderosos sistemas para una transmisión flexible de la energía. Revista ABB, 5/1999, 4–17.

TCR

TCR

3rd

25 kV 25 kV

2x42 MVAr

84 MVAr

400 kV

33 kV

Catenary Standbyphase

Feeder

5th

7th

Equilibrador dinámico de carga en la subestación de Sellindge (33 kV, –80/+170 MVAr)9

43Revista ABB2/2003

El impresionante paisaje de dunas de Namibia es un factor clave en el auge del turismo y una valiosa

fuente de ingresos para el país. Otro pilar básico, aún más importante, de la economía de Namibia es la

industria minera, naturalmente ávida de energía. Para satisfacer la creciente demanda de energía de

estos dos sectores y garantizar un suministro fiable de energía a todo el país, NamPower, compañía

eléctrica pública, ha instalado un nuevo sistema de transmisión de 400 kV en c.a. que enlaza su red con

la de la sudafricana Eskom. Los problemas de estabilidad de tensión, agravados por la nueva línea, se

han visto resueltos instalando un compensador estático de reactiva de ABB.

FactorRolf Grünbaum, Mikael Halonen, Staffan Rudin

de potenciaUn compensador estático de reactiva de ABB estabiliza la tensión de la red eléctrica de Namibia

La construcción de la nueva línea haconferido fiabilidad al suministro de

energía del país, pero también ha traídoconsigo problemas específicos. Porejemplo, la propia longitud de la línea,890 km, agrava determinados problemas(principalmente la inestabilidad de latensión y una resonancia cercana a los50 Hz) que ya existían en la red deNamPower.Para resolver estos problemas se ha ins-talado un compensador estático de reac-tiva (SVC) con un rango de 250 MVArinductivos a 80 MVAr capacitivos. El pro-yecto llave en mano fue concluido con lasatisfactoria puesta en servicio del SVCen la subestación de 400 kV Auas deNamPower, sólo 18 meses después de lafirma del contrato.

Una nueva red de 400 kVEn Namibia, el consumo de energía eléc-trica se concentra en Windhoek y en lasregiones del norte, donde está estableci-da la mayor parte de la industria mineray de extracción. Hasta hace poco, la redde NamPower tenía estructura radial ygran parte de la energía procedía de lacentral hidroeléctrica de Ruacana, en elnorte, a través de un circuito de trans-misión de 520 km y 330 kV, enlazado asu vez con la red de Eskom, en el sur,

1

por medio de una interconexión a 400 kV de 890 km de longitud.Con frecuencia la carga sobre la redalcanzaba los límites de estabilidad enperíodos de baja carga, cuando no serecibía suministro de Ruacana. El sistematiene la particularidad de disponer delíneas largas de 220 kV y 330 kV, y de

que las cargas son bajas en comparacióncon las fuentes de generación; estos dosrasgos agravaron todavía más los proble-mas de estabilidad en condiciones debaja carga.Para resolver estos problemas, la com-pañía nacional decidió construir una redde 400 kV, cuya fase final (una inter-

44 Revista ABB2/2003

Compensador estático de potencia reactiva de Auas1

Esquema de la red NamPower2

1, 2 Sistema existente, con 4 generadores y sin generadores3, 4 Nuevo sistema, con 4 generadores y sin generadores5, 6 Durante la energización a 400 kV, con 4 generadores y sin generadores

Características de frecuencia/impedancia del sistema (a) y resonancia del sistemacercana a los 50 Hz (b)

3

1000

800

600

400

200

0

Ohm

s

0 50 100

f (Hz)

1

5

6

2

1000

800

600

400

200

0

0 100 200

f (Hz)

1

2

34

Ohm

s

a b

45Revista ABB2/2003

conexión de 400 kV entre Auas y Koker-boom ) concluyó en 2000. Esta línea,con un único circuito de 400 kV, refuerzael sistema de transmisión de NamPoweral conectarlo con el sistema de Eskom, en el sur del país. Sin embargo, con sus890 km de longitud es una línea dema-siado larga, de hecho, una de las máslargas de ese tipo en el mundo. Esta granlongitud y la estructura en árbol de lared, a lo que hay que añadir la genera-ción remota y la gran longitud de laslíneas radiales de Alta Tensión, da comoresultado una capacitancia de carga muyelevada. En consecuencia, la frecuenciaexistente de resonancia en paralelo seaproxima más a 50 Hz y la red se hacemás sensible a las variaciones de tensióndurante los transitorios del sistema, porejemplo cuando se energiza la línea de400 kV o durante el periodo de restable-cimiento tras despejar una falta en lalínea. Cada uno de estos fenómenos setraduce en una sobretensión extremada-mente alta y prolongada.

Resonancia y sobretensionesLa primera frecuencia de resonancia na-tural en paralelo de la red de NamPowerse sitúa bastante por debajo de 100 Hz,concretamente entre 55 y 70 Hz (curvas1 y 2 en ).3

2

El efecto de añadir el nuevo tramo delínea de 400 kV (Aries-Kokerboom-Auas)y sus 4 reactancias, de 100 MVAr cadauna, en derivación (en los extremos dela línea) ha sido desplazar la primeraresonancia del sistema hasta una bandade frecuencias de entre 60 y 75 Hz (cur-vas 3 y 4). (La reducción de la impedan-cia del sistema a 50 Hz, debida a lanueva línea de 400 kV, muestra cómo hasido reforzado el sistema).Las curvas 5 y 6 de la figura represen-tan la impedancia de la red vista desdelas barras de 400 kV de la S/E Auas en elinstante en que la línea de 400 kV seenergiza desde el tramo norte (desdeAuas) y antes del cierre del interruptordel lado de Kokerboom.El efecto de la resonancia en el sistemade NamPower puede ilustrarse mejorsimulando lo que sucede en la subesta-ción Auas, representado por la curva 6.El estado de la tensión se muestra en ,donde el interruptor de línea de Auas se cierra para t = 1,0 s, y se consideraque el interruptor de Kokerboom estásincronizado en t = 1,2 s. Dada la grancapacitancia de carga de la línea, latensión desciende en primer lugar peromás tarde se sobreeleva.Las elevadas sobretensiones que apare-cen en Auas, con un valor pico superiora 1,7 pu y una sobretensión transitoria(TOV) mantenida superior a 1,5 pu, ates-tiguan la gravedad del problema. Estáclaro que, bajo determinadas condicio-nes de generación y carga del sistema,con la aparición de la resonancia de 50 Hz surgen sobretensiones dinámicasmuy altas con elevadas constantes detiempo.Los estudios previos preveían la apari-ción de sobretensiones que harían inma-nejable el sistema de NamPower, a noser que se aplicaran rápidamente medi-das de forma eficaz y fiable. Para resol-ver el problema de la resonancia se con-sideraron varias soluciones con reactan-cias fijas y conmutadas antes de decidirla instalación de un dispositivo FACTS enla subestación Auas. La decisión finalrecayó en la probada tecnología de losSVC convencionales [1].

Características de la tecnología SVCEl compensador estático (SVC) de Auastiene un rango dinámico de 330 MVAr

4

3

(de 250 MVAr inductivos a 80 MVAr ca-pacitivos) y ha sido instalado principal-mente para controlar la tensión del siste-ma, especialmente las sobretensionesextremas esperables (hasta 1,7 pu), dadoque el valor de la frecuencia de resonan-cia está próximo a 50 Hz. Una caracterís-tica particular del proyecto es que el SVCestá instalado en un sistema con líneasde gran longitud, escasa generación anivel local y niveles de falta (potencia decortocircuito) inferiores a 300 MVA.El SVC instalado es de un nuevo tipo,desarrollado por ABB para aplicacionesde potencia. Su particular principio decontrol ha sido patentado. La potenciainductiva de 250 MVAr la proporcionantres reactancias controladas por tiristores(TCR) con una cuarta TCR permanente-mente bajo tensión y en stand-by .Dos filtros idénticos y de doble sintonía,de 40 MVAr cada uno, se ocupan de losarmónicos y suministran potencia reacti-va (capacitiva), operando en régimenpermanente.El SVC de Auas ha de tener una alta dis-ponibilidad. Si por alguna razón tuvieraque interrumpirse su funcionamiento, elsistema de transmisión de 400 kV nopodría utilizarse sin riesgo de peligrosassobretensiones. Por eso se especificó unacifra de disponibilidad del 99,7%, que

5

Las curvas azul, verde y roja representan lasdiferentes fases.

Energización de la línea Auas-Kokerboom de 400 kV desde eltramo norte, sin SVC.

4

600

400

200

0

-200

-400

-600

V (k

v)

0.95 1.00 1.05 1.10 1.15 1.20 1.25

t (s)

X

Subestación Auas, de 400 kV

400 kV / 15 kVTransformador SVC(ahorro)

15 kV

TCR1 TCR2 TCR3 TCR4 Filtro1 Filtro2

(ahorro)

Alimenta-ción

auxiliar

Esquema unifilar del SVC deAuas

5

influyó considerablemente en el diseñotécnico, calidad, funcionalidad y disposi-ción de los componentes y subsistemas,así como en el conjunto del esquema delSVC.

Rango de funcionamiento

El SVC de Auas proporciona control deresonancia en todo su rango de funcio-namiento , mucho más amplio que su rango continuo. El funcionamientocontrolado es posible en toda la gamahasta una tensión primaria de 1,5 pu,una característica necesaria para con-trolar las condiciones de resonancia.Además de este control de resonancia, el SVC controla la tensión de secuenciapositiva o directa (control de tensiónsimétrica) en el punto de conexión.

Transformadores monofásicos

En el sistema se han instalado cuatrotransformadores monofásicos, uno deellos de reserva. Dadas las elevadassobretensiones que han de soportar

6

durante la resonancia, estos transforma-dores se han diseñado con menor densi-dad de flujo que las unidades estándar;estos transformadores deberán ser losúltimos del sistema NamPower en llegara la saturación.

Válvula y reactancia TCR

Cada uno de los ramales TCR consta dedos reactancias de núcleo de aire conec-tadas a cada lado de una válvula de tiris-tores. Las reactancias tienen superficiesexternas especiales que las protegen delas extremas condiciones medioambien-tales de la zona, esto es, de las tormentasde arena y del sol del desierto.Se adoptó una tensión secundaria de 15 kV como valor óptimo de diseño,tanto para el conjunto de tiristores comopara las barras. Las válvulas de tiristoresconstan de pilas monofásicas formadaspor tiristores en conexión antiparalela(16 tiristores, 2 de ellos redundantes, encada válvula). Los circuitos ‘snubber’(condensadores y resistencias conectadosen serie) limitan las sobretensionesdurante la desactivación del sistema. Lostiristores se disparan eléctricamente conenergía tomada directamente del circuitosnubber de amortiguación.Un dispositivo de protección contra lassobretensiones limita la tensión quepuede aparecer a través de la válvula; eldispositivo es activado por las unidadesde control, que detectan la tensión ins-tantánea en cada capa de tiristores.

Ramal TCR redundante

Se han instalado tres unidades TCR de110 MVAr para abordar la sensibilidad dela red de NamPower a la potencia reacti-va y a las inyecciones de corrientesarmónicas. Existe asimismo una cuartareactancia TCR, idéntica, siempre enreserva y lista para entrar en servicio


Características V/I, con los posibles puntos de funcionamiento del SVC en régimencontinuo y transitorio

6

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

V (p

u)

-1.5 -1.0 -0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.2 2.5 3.0 3.5 4.0

Capacitive I (pu) Inductive

El área coloreada representa el funcionamiento continuo del SVC. Por encima de esta zona, el SVCpuede operar hasta una tensión de 1,2 pu durante 3 s, hasta 1,3 pu durante 400 ms y hasta 1,5 pudurante 300 ms.

3 s

400 ms

300 ms

47Revista ABB2/2003

inmediatamente. Cada 30 horas el siste-ma de control del SVC conmuta auto-máticamente la unidad TCR de reservapara asegurar un reparto uniforme de lashoras de funcionamiento entre las cuatroreactancias TCR.

Sistema redundante de refrigeración

Una característica particular del SVC deAuas es que cada válvula TCR disponede su propio sistema de refrigeración,existiendo, por tanto, cuatro sistemas. Deeste modo se minimizan los tiempos deavería y se aumenta la disponibilidad.Para la eventualidad de fallo de la ener-gía auxiliar en las frías noches del desier-to se utiliza como anticongelante unasolución de agua y glicol.

Ramales de filtrado

Los MVAr capacitivos necesarios losproporcionan dos baterías de filtros de40 MVAr, cada uno de los filtros condoble sintonización a los armónicos 3º y5º y conectado con neutro aislado. Seoptó por este diseño de doble sintoniza-ción para garantizar un filtrado suficienteincluso en caso de fallo de uno de losfiltros.

Comportamiento en caso de corte delsuministroDado que el SVC es esencial para el fun-cionamiento del sistema de NamPower,debe hacerse lo posible para evitar laapertura del interruptor del SVC, inclusoen el caso de un cero en la red. En talcaso, la red podría ser energizada desdeel lado de Eskom y el SVC tendría queestar inmediatamente preparado paracontrolar un posible estado de resonan-cia. Para esta tarea, el SVC dispone detres alimentaciones auxiliares indepen-dientes, una de las cuales está alimen-tada directamente por la barra secunda-ria del SVC. El SVC puede funcionar enmodo stand-by durante varias horas sinpotencia auxiliar, estando activo sucontrolador MACH2, y pasa automática-mente al modo de control de resonanciaen cuanto vuelve la tensión primaria.

El caso más desfavorable:energización de norte a surEl escenario más desfavorable para elSVC y para el sistema de NamPower se

Simulación digital en tiempo real. Línea de 400 kV energizada desde el norte, con ysin el nuevo controlador de resonancia

7

1.8

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6Volta

ge /

400

kV (

pu)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

t (s)

a)

0.5

0.0

-0.5

-1.0

-1.5

-2.0

-2.5

-3.0

Bre

fDI (

pu)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

t (s)

b)

0.5

0.0

-0.5

-1.0

-1.5

-2.0

-2.5

-3.0

Bre

fAdd

(pu)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

t (s)

c)

a Respuesta de tensión, 400 kVb Salida del controlador SVCc Efecto del controlador de resonancia

Rojo Controlador PI convencionalAzul Controlador de resonancia


Rolf Grünbaum

Mikael Halonen

Staffan Rudin

ABB Utilities ABSE-721 64 Västerås

SueciaFax: +46 21 18 31 43

[email protected]

Bibliografía

[1] R. Grünbaum, M. Noroozian, B. Thorvaldsson: : FACTS, poderosos sistemas para una transmisión flexible de potencia. Revista ABB, 5/1999.

la tensión de cresta en Auas se reduce a1,32 pu.También se ha realizado un ensayo decampo de esta situación extrema. Com-parando los resultados de la simulacióny del test de comportamiento del sistemase ve una correspondencia excelenteentre ellos, lo que pone de manifiesto las posibilidades de mejora del nuevocontrolador de resonancia para este tipode condiciones.

Test de fallos por etapasTras la puesta en servicio de la subesta-ción Auas se comprobaron varias funcio-nes de control del SVC y el esquema deprotección de interconexión, provocandopara ello una falta fase-tierra. La figura muestra el comportamiento del SVC. Los

8

Comportamiento del SVC. Resultados de una falta fase-tierra en la subestación Auas8

1.2

1.0

0.8

0.6

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

1

0

-1

-2

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

BrefDI

1

0

-1

-2

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

t (s)

BrefADD

a Respuesta de tensión, 400 kV b Salida del controlador SVC c Efecto del controlador de resonancia

resultados llevan a la conclusión de que el SVC controla la tensión y que elcontrolador de resonancia lleva al SVC aser totalmente inductivo cuando se danlas condiciones de resonancia. La falta,que se inicia en el instante t = 4,9 s, sedespeja abriendo la fase defectuosa en la línea Auas-Kokerboom. Transcurridos1,2 s se inicia un reenganche monofási-co, comenzando por el interruptor deKokerboom. En Auas la sobretensión sereduce a 1,14 pu.

Compartir más fácilmente la energíaeléctrica a través de las fronterasLa instalación del sistema SVC de ABBha terminado con los problemas de reso-nancia que venía sufriendo la red deNamibia. Ahora, las compañías eléctricasdel Sur de África pueden integrarse ycompartir su energía con más facilidad.Así se satisfará sin problemas la crecientedemanda de energía de la región, elmotor que le permitirá alcanzar susobjetivos económicos.

da cuando la línea de 400 kV se energizadesde el tramo norte (subestación deAuas). Esta condición del sistema, enque se inicia la resonancia crítica de 50 Hz, ha sido estudiada con un simula-dor digital en tiempo real, con y sin elnuevo controlador de resonancia. Segúnse muestra en , la sobretensión queaparece en Auas con un controlador PIconvencional es de 1,62 pu. (Las dosfrecuencias de resonancia, 56 y 81 Hz,que aparecen en los resultados corres-ponden, respectivamente, al primer ysegundo polo del sistema). El nuevocontrolador de resonancia influye consi-derablemente en el comportamiento delsistema, y la contribución adicional delcontrolador de tensión hace que el SVCpase a ser inductivo. El resultado es que

7

N O T E S

1

��

��

FACTS made easy.indd 2004-10-27, 09:461

48 ABB Review2/2003

Rolf Grünbaum

Mikael Halonen

Staffan Rudin

ABB Utilities ABSE-721 64 Västerås

SwedenFax: +46 21 18 31 43

[email protected]

References

[1] R. Grünbaum, M. Noroozian, B. Thorvaldsson: FACTS – powerful systems for flexible power transmission. ABB Review, 5/1999.

Staged fault testAfter the Auas substation had beencommissioned, a phase-to-ground faultwas used to test various SVC controlfunctions and the interconnection pro-tection scheme. The performance ofthe SVC is shown in . As the resultsshow, the SVC controls the voltage and

the reso-nancecontrollerforces theSVC tobecomefully in-ductive

in resonance conditions. The fault is initiated at t = 4.9 s and is cleared by opening the faulty phase in the

8

SVC performance. Results of a phase-to-ground fault in the Auas substation8

1.2

1.0

0.8

0.6

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

1

0

-1

-2

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

BrefDI

1

0

-1

-2

pu

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

t (s)

BrefADD

a Voltage response, 400 kV b SVC controller output c Impact of resonance controller

Auas-Kokerboom line. A single-phaseauto-reclosure is initiated after 1.2 s,starting with the breaker on the Koker-boom side. The overvoltage at Auas isreduced to 1.14 pu.

Easier cross-border power sharingAs a result of installing the ABB SVC,the resonance problems that had previ-ously plagued the Namibian grid are athing of the past. Southern Africa’sstate energy sectors can now be moreeasily integrated and power more easi-ly shared. And the growing demandfor power – the motor driving theregion’s economic ambitions – can bemore easily met.

ior and the voltage controller’s addition-al contribution forces the SVC to be-come inductive. As a result, the peakvoltage appearing at Auas is reduced toa value of 1.32 pu.

This extreme test was also performedin the field. Comparison of the simula-tion re-sults andthe systemperfor-mance testshowsvery goodagreementand underlines the improvement capa-bility of the new resonance controllerunder resonance conditions.

As a result of installing the ABBSVC, the resonance problems thathad previously plagued theNamibian grid are a thing of thepast.

ABB Power Technologies AB

FACTS

S-721 57 Västerås

SWEDEN

Tel +46 (0)21 32 40 00

Fax: +46 (0)21 32 48 10

www.abb.com/FACTS

A02-0194 E

135493 spa - library.e.abb.com · pdf fileuna sobretensión como resultado de la...

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