Análisis de comportamiento eléctrico mediante la ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2003

Análisis de comportamiento eléctrico mediante la simulación en Análisis de comportamiento eléctrico mediante la simulación en

ATP para un compensador serie (FACTS) en la interconexión ATP para un compensador serie (FACTS) en la interconexión

Colombia - Ecuador 230 kV Colombia - Ecuador 230 kV

Jhon Jairo Pérez Gelves Universidad de La Salle, Bogotá

Claudia Patricia Rozo Mendieta Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Pérez Gelves, J. J., & Rozo Mendieta, C. P. (2003). Análisis de comportamiento eléctrico mediante la simulación en ATP para un compensador serie (FACTS) en la interconexión Colombia - Ecuador 230 kV. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/457

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ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO MEDIANTE LA SIMULACIÓN EN ATP PARA UN COMPENSADOR SERIE (FACTS) EN

LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV

JHON JAIRO PEREZ GELVES

CLAUDIA PATRICIA ROZO MENDIETA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2003

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

JHON JAIRO PEREZ G. CLAUDIA PATRICIA ROZO M.

2

ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO MEDIANTE LA SIMULACIÓN EN ATP PARA UN COMPENSADOR SERIE (FACTS) EN

LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV

JHON JAIRO PEREZ GELVES

CLAUDIA PATRICIA ROZO MENDIETA

DIRECTOR ALVARO VENEGAS TALERO

Msc. Ing.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTA D.C.

2003



3

Nota de aceptación

__________________________ __________________________ __________________________ __________________________ __________________________ __________________________

_____________________________________ Director Ing. Álvaro Venegas Talero

_____________________________________ Firma del jurado

_____________________________________ Firma del jurado

Bogotá D.C. Septiembre 23 de 2003



8

CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN 1 1. INTRODUCCIÓN A LA COMPENSACIÓN SERIE 3 1.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 3 1.2 COMPENSACIÓN SERIE 3 1.2.1 Objetivos de la Compensación en Serie. 4 1.2.2 Efectos de la Compensación Serie. 4 1.2.3 Compensación Serie Capacitiva. 4 1.2.4 Compensación Serie FACTS. 6 2. CARACTERÍSTICAS Y ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO A LA INTERCONEXIÓN 9 COLOMBIA – ECUADOR SIN TCSC 2.1 DATOS CARACTERÍSTICOS DE LA LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI 230 kV 9



9

2.1.1 Análisis de datos Característicos. 10 2.2. COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO DE LA LÍNEA 11 2.2.1 Caso 1: Demanda Mínima 180 MW. 11 2.2.2 Caso 2: Demanda Típica 205 MW. 13 2.2.3 Caso 3: Demanda Máxima 240 MW. 15 2.3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS DE 17 LAS SIMULACIONES EN EMTP / ATP EN LOS 3 CASOS (RESUMEN) 3. DESCRIPCIÓN DE UN FSC “FIXED SERIAL CAPACITOR”. 18 3.1 QUE ES UN FSC 18

3.2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA 19 3.3 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL 20 3.4 EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN 22 3.4.1 Condensadores. 22

3.4.2 MOV. Varistor de Óxido Metálico. 23



10

3.4.3 Descargador. 23 3.4.4 Circuito de Amortiguamiento (Damping). 24 3.4.5 Interruptor de Puenteo. 24 3.4.6 Transformadores de Corriente y Sistema de Medida 25 3.5 SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN 25 3.5.1 Sistema de Control de la Planta. 26 4. DESCRIPCIÓN DE UN TCSC. THYRISTOR CONTROLLED SERIES COMPENSATORS 27 4.1 TCR. REACTOR CONTROLADO POR TIRISTORES 28 4.1.1 El Tiristor. 28 4.1.2 Principios de Operación del TCR. 31 4.1.3 Característica Fundamental de Voltaje / Corriente. 35 4.1.4 Armónicos. 36 4.2 MODOS DE OPERACIÓN DEL TCSC 39



11

4.2.1 Funcionamiento del TCSC 41 4.2.1.1 Rango de operación de los tiristores en el TCSC. 45 4.3 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DEL TCSC 46 4.3.1 Concepto de Control. 46 4.3.2 Control de Válvula de Disparo. 48

4.4 MANTENIMIENTO DEL EQUIPO FSC + TCSC 50 5. SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO 51 A LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR CON FSC+TCSC 5.1 DESCRIPCION DEL EMTP / ATP 51 5.1.1 EMTP / ATP. 51 5.1.2 APLICACIONES. 52 5.2 EQUIPO DE MEDIDA 52 5.2.1 Medidor de Tensión en P.U. 53 5.2.2 Medidor de Tensión RMS. 53



12

5.2.3 Medidor de Potencia Activa [MW] y Potencia Reactiva [MVAr]. 54 5.3 MODELAMIENTO DE LA LÍNEA 55 5.4 TCR. REACTOR CONTROLADO POR TIRISTORES EN EMTP / ATP 57 5.5 MODELO THYRISTOR CONTROLLED SERIES CAPACITORS 58 TCSC EN EMTP / ATP 5.6 DISEÑO BÁSICO DE LA COMPENACIÓN SERIE 60 5.7 RANGO DE OPERACIÓN DEL TCSC EN LA LÍNEA 68 JAMONDINO – POMASQUI. 5.8 SIMULACIÓN DEL TCSC EN EL SISTEMA DE POTENCIA 73 5.8.1 Transferencia de Potencia Máxima. 80 5.8.2 Regulación de Tensión. 82 5.8.2.1 Caso 3 con Compensación. 82 5.8.2.2 Comparación Caso 3 con y sin Compensación. 83 5.8.2.3 Comparación Caso 2 con y sin Compensación. 84



13

6. INFORMACIÓN DE COSTOS Y BENEFICIOS PARA INSTALAR UN EQUIPO DE COMPENSACIÓN SERIE (TCSC+FSC) 86 PARA LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV. 6.1 INFORMACIÓN DE MERCADOS 86 6.1.1 Información Mercado Eléctrico Ecuatoriano 86 6.1.2 Información Mercado Eléctrico Colombiano 87 6.2 LINEA JAMONDINO – POMASQUI DOBLE CIRCUITO 230 kV. 87 6.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD TIE´s 88 6.4 COSTO Y RAZONES PARA INSTALAR UN FSC + TCSC EN LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA - ECUADOR E 91 INCREMENTAR LA POTENCIA TRANSFERIDA DE 240 MW A 328 MW 7. CONCLUSIONES 93 8. RECOMENDACIONES 96 BIBLIOGRAFÍA 97 Anexos 100



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LISTA DE TABLAS

Pág. Tabla 1. Datos característicos de la línea. 9 Tabla 2. Equivalente Thévenin STN Colombia, STN Ecuador. 10 Tabla 3. Resultados obtenidos de las simulaciones en 17 EMTP / ATP sin compensación Tabla 4. Parámetros Técnicos de un FSC 19 Tabla 5. Criterios de Diseño del MOV 23 Tabla 6. Criterios de Diseño del Descargador 23 Tabla 7. Principales Datos del Circuito de Amortiguamiento 24 Tabla 8. Datos requeridos para el Interruptor de Puenteo. 24 Tabla 9. Transformadores de Corriente 25 Tabla 10. Rango de operación de los tiristores en el TCSC 45 Tabla 11. Introducción de datos del TCR en el EMTP / ATP 57 Tabla 12. Datos equipo de compensación con K=35%, Xc = 59.6Ω 63 Tabla 13. Resultado de las simulaciones en EMTP / ATP variando K. 64 Tabla 14. Cálculo de equipo del compensador serie variando K 66 Tabla 15. Efectos de la Ubicación del equipo de compensación serie 67 Tabla 16. Rango de operación del TCSC en la simulación EMTP / ATP 69



15

Tabla 17. Angulo de disparo vs. Impedancia 71 Tabla 18. Descripción General del Mercado Ecuatoriano 86 Tabla 19. Estructura Institucional del mercado Ecuatoriano 86 Tabla 20. Descripción General del Mercado Colombiano 87 Tabla 21. Estructura Institucional del mercado Colombiano 87 Tabla 22. Información Costos de FSC + TCSC 91



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LISTA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Sistema de potencia con compensación serie. 5 Figura 2. Diagrama Fasorial de la Figura 1. 5 Figura 3. El TCSC. 7 Figura 4. Curvas P y Q Caso 1 11 Figura 5. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 1 12 Figura 6. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 1 12 Figura 7. Onda de tensión S/E Pomasqui Caso 1 13 Figura 8. Curvas P y Q Caso 2 13 Figura 9. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 2 14 Figura 10. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 2 14 Figura 11. Onda de tensión S/E Pomasqui Caso 2 15 Figura 12. Curvas P y Q Caso 3 15 Figura 13. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 3 16 Figura 14. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 3 16 Figura 15. Onda de tensión S/E Pomasqui Caso 3 17 Figura 16. Componentes de un Banco de Condensadores en Serie. 18



17

Figura 17. Diagrama de Funcionamiento del FSC. 20 Figura 18. Protección del condensador serie. 21 Figura 19. Bancos de Condensadores 22 Figura 20. Plano de planta de control y protección de un FSC. 26 Figura 21. Diagrama unifilar de un TCSC 27 Figura 22. Thyristor Controlled Series Capacitors 28 Figura 23. Tiristor. 29 Figura 24. Nivel de potencia convertida y frecuencia para varios dispositivos semiconductores. 30 Figura 25. Arreglo de tiristores en el TCR. 31 Figura 26. Reactor Controlado por Tiristores 31 Figura 27. TCR Básico 32 Figura 28. Ondas de Voltaje y Corriente de una sola fase de un TCR variando el ángulo de disparo. 33 Figura 29. Control Básico de un TCR. 34 Figura 30. Característica fundamental de voltaje / corriente en el TCR para un compensador 36 Figura 31. Armónicos debido a un TCR. 37 Figura 32. Tres fases del TCR con condensadores en paralelo. 38 Figura 33. TCR con más de 180º de conducción en cada rama 38



18

Figura 34. Filtros de armónicos de un TCSC 39 Figura 35. Equipo de Compensación Serie 40 Figura 36. Esquema de funcionamiento del TCSC. 41 Figura 37. Forma de Onda característica en el TCSC. 42 Figura 38. Formas de onda para α = 162º, V tiristor, I tiristor 43 Figura 39. Formas de onda para α = 162º, V condensador, I condensador 43 Figura 40. Formas de onda para α = 148º, V tiristor, I tiristor 44 Figura 41. Formas de onda para α = 148º, V condensador, I condensador 44 Figura 42. Impedancia del TCSC vs. Ángulo 45 Figura 43. Lazo de control cerrado. Diagrama Lógico General 46 Figura 44. Edificio de control 47 Figura 45. Válvula Básica Electrónica. 48 Figura 46. Control Válvula de Disparo. 49 Figura 47. Medidor de Tensión en p.u. 53 Figura 48. Medidor de Tensión RMS. 54 Figura 49. Medidor de Potencia Activa y Potencia Reactiva. 55 Figura 50. Datos del modelo de la línea insertados en EMTP/ATP. 56 Figura 51. Datos de la configuración geométrica de la línea insertados en EMTP/ATP. 56



19

Figura 52. Modelamiento TCR en EMTP / ATP 58 Figura 53. Modelo TCSC en EMTP / ATP por circuito 60 Figura 54. K ( Grado de compensación Serie ) Vs Potencia [MW] 65 Figura 55. K ( Grado de compensación ) vs. Q equipos de compensación. 67 Figura 56. Angulo de Disparo Vs Potencia 70 Figura 57. Angulo de disparo vs. Impedancia 72 Figura 58. Angulo de disparo vs. Tensión p.u. 72

Figura 59. Tensión de la Fuente 74

Figura 60. Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC 74 Figura 61. Tensión VC y Corriente IC del Condensador del TCSC 75 Figura 62. Tensión y Corriente del Tiristor bidireccional del TCSC 75 Figura 63. Tensión de la Fuente: 76 Figura 64. Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC 76 Figura 65. Tensión VC y Corriente IC del Condensador del TCSC 77 Figura 66. Tensión y Corriente del Tiristor bidireccional del TCSC 77

Figura 67. Tensión de la Fuente 78

Figura 68. Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC 78



20

Figura 69. Tensión VC y Corriente IC del Condensador del TCSC 79 Figura 70. Tensión y Corriente del Tiristor bidireccional del TCSC 79 Figura 71. Simulación sistema de potencia 80 Figura 72. Curvas de Potencia con α = 128º y α = 142.5 º. 81 Figura 73. Comparación de Potencia con y sin Compensación serie 81 Figura 74. Perfiles de Tensión en Máxima Potencia Transferida 82 Figura 75. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Colombia_3 83 Figura 76. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Ecuador_3 83 Figura 77. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Colombia_2 84 Figura 78. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Ecuador_2 84 Figura 79. Demanda TIE Ecuador 89 Figura 80 Importación TIE de Colombia y Ecuador. 89 Figura 81. Pagos de Ecuador a Colombia 90 Figura 82. Controlador en serie. 102 Figura 83. Controlador en Derivación. 103 Figura 84. Diagrama Esquemático de un Controlador Serie - Serie. 103



21

Figura 85. (a) Controlador Coordinado Serie - Paralelo ; 104 (b) Controlador Unificado Serie – Paralelo Figura 86. Diagrama Esquemático de una Fuente de Voltaje Síncrona. 107 Figura 87. El SVC 109 Figura 88. El SPS. 110 Figura 89. El STATCOM. 112 Figura 90. EL DVR. 114 Figura 91. El UPFC. 115 Figura 92. El HVDC - LIGHT. 117



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LISTA DE ANEXOS

Pág. Anexo 1. Descripción de Dispositivos Facts 100 Anexo 2. Ubicación geográfica interconexión Colombia – ecuador 230 kV. 120 Anexo 3. Configuración geométrica de la torre. 121 Anexo 4. Diagrama unifilar interconexión Colombia – Ecuador 230 kV 122 Anexo 5. Diagrama unifilar interconexión Colombia – Ecuador 230 kV Caso 1 _ 180 MW 123 Anexo 6. Diagrama unifilar interconexión Colombia – Ecuador 230 kV Caso 2 _ 205 MW 124 Anexo 7. Diagrama unifilar interconexión Colombia – Ecuador 230 kV Caso 3 _ 240 MW 125 Anexo 8. Modelo en ATP Interconexión Colombia – Ecuador 230 kV (Línea Jamondino – Pomasqui) 126 Caso 1 _ 180 MW Anexo 9. Modelo en ATP Interconexión Colombia – Ecuador 230 kV (Línea Jamondino – Pomasqui) 127 Caso 2 _ 205 MW Anexo 10. Modelo en ATP Interconexión Colombia – Ecuador 230 kV (Línea Jamondino – Pomasqui) 128 Caso 3 _ 240 MW



23

Anexo 11. Modelo en ATP de la Línea Jamondino – Pomasqui 230 kV Compensada 129 en serie con un FSC y un TCSC Caso 2 Anexo 12. Modelo en ATP de la Línea Jamondino – Pomasqui 230 kV Compensada en serie 130 con un FSC y un TCSC. Caso 3 Anexo 13. Modelo en ATP de la Línea Jamondino – Pomasqui 230 kV 131



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GLOSARIO CIRCUITO CAMPING : circuito de amortiguamiento. DESCARGADOR (SPARK GAP) : equipo de alta tensión que se requiere para proteger a los condensadores ante sobretensiones dentro de tiempos muy cortos. EMTP / ATP : (Alternative Transients Program) programa desarrollado para el estudio de transitorios electromagnéticos en sistemas de potencia. Este programa es continuamente mejorado por medio de contribuciones coordinadas por el Canadian/American EMTP PSCAD Users Group. Básicamente el programa utiliza la regla de integración trapezoidal para la solución de ecuaciones diferenciales. FACTS : sistemas Flexibles de Transmisión de CA. FSC : Condensador Serie Fijo. IEEE : Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos. INTERRUPTOR DE PUENTEO (BYPASS BREAKER) : interruptor que cortocircuita la compensación y la deja por fuera del equivalente eléctrico, dejando la línea de transmisión sin compensación. IPFC : Controlador de Flujos de Potencia Interlínea. MICROSIEMENS (µs) : unidad de Admitancia por fase al neutro. PLATAFORMA : estructura metálica sostenida por aisladores en la cuál se encuentra el equipo de compensación. PLC : Controlador Lógico Programable. POD : amortiguamiento de oscilaciones de potencia. SISTEMA SCADA : equipos relacionados con el sistema de monitoreo y supervisión de la subestación. SPS : Conmutador Estático de Fase.



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SSSC : Compensador Serie Estático Síncrono. STATCOM : Compensador Estático Síncrono. SVC : Compensador Estático de Reactivos. Static Var Compensator. SVS : Fuente de Voltaje Síncrona. TCPAR : Regulador de Ángulo de Fase Controlado por Tiristores. TCR : (Thyristor Controlled Reactor) rama compuesta por un reactor fijo, controlado por dos válvulas tiristorizadas, conectadas en forma bidireccional, la función de las válvulas es permitir que la impedancia del reactor pueda ser variada. TCVR : Regulador de Voltaje Controlado por Tiristores TCSC : Condensador en Serie Controlado por Tiristores. TIRISTOR : dispositivo semiconductor de tres electrodos (ánodo, cátodo y gate), el cual deja pasar corriente entre sus electrodos (ánodo y cátodo) cuando se le aplica un pulso de corriente en el gate. TIRISTOR GTO : (Gate Turn Off-Thyristor) similares a los tiristores convencionales, se ponen en conducción mediante la aplicación de un pulso de corriente en la compuerta para su disparo (Turn On), adicionalmente tiene una compuerta a la cual se le envía otro pulso para su desactivación (Turn Off). TSC : (Thyristor Switched Capacitor) rama compuesta por un condensador y dos válvulas de tiristor conectadas en forma bidireccional, con una pequeña reactancia inductiva para limitar corrientes anormales de operación. UPFC : Controlador Unificado de Flujos de Potencia. VALVULAS DE TIRISTOR : agrupación de tiristores GTO conectados en serie, generalmente de 10 a 20, para lograr los voltajes de bloqueo al conectarlos en un sistema de potencia. VARISTOR : resistor no lineal, dispositivo en donde la corriente varía como una potencia del voltaje aplicada. Por consiguiente, la resistencia también se reduce.



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INTRODUCCION

En el pasado los sistemas eléctricos de potencia eran relativamente simples y diseñados para ser autónomos. Actualmente los sistemas de potencia constan de una gran cantidad de interconexiones, no sólo entre compañías prestadoras del servicio eléctrico pertenecientes a un país, sino también entre sistemas de diferentes países ; esto obedece principalmente a cuestiones de carácter económico y de seguridad en la operación del sistema . Aunado a esto la industria eléctrica está experimentando cambios acelerados, entre los cuales se ubica la reforma estructural del mercado eléctrico internacional. Las nuevas estructuras requieren que la potencia eléctrica sea transportada a través de líneas de transmisión bien definidas : sin embargo, las redes convencionales de los sistemas de potencia no pueden prever las expectativas futuras de flexibilidad en el control de la potencia. En los últimos años la demanda en los sistemas de potencia ha aumentado y seguirá incrementándose, lo que conlleva a una serie de problemas como sobrecarga y subutilización del potencial de transmisión y oscilaciones de potencia. El alto costo de construir nuevas líneas de transmisión , así como las dificultades que se presentan para su construcción, su localización, derecho de vía, etc., a menudo limitan la capacidad de transmisión, lo cual ha motivado el desarrollo de nuevas tecnologías que permiten mitigar estos inconvenientes1. En algunos años, es posible que algunos proyectos para la construcción de nuevas líneas que permitan la expansión del sistema de transmisión nacional se cancelen o aplacen por restricciones de tipo ambiental o económicas. Los principios de los sistemas de transmisión flexible han sido planteados desde la década de los setenta, usando convertidores basados en tiristores que ayuden a controlar los flujos de potencia en estos. Esto permite que las líneas puedan cargarse hasta muy cerca de su capacidad térmica y forzar un patrón de flujos que permita su operación económica. Debido a su rápida velocidad de operación los FACTS pueden usarse también para controlar la dinámica del sistema y ampliar su capacidad transitoria y mejorar el perfil de tensión2. ____________________ 1 Understanding FACTS Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems . IEEE Press. 1999. N.G. HINGORANI. 2 Compensador Estático de Reactivos STATCON. Revista Mundo Eléctrico Colombiano. Nº 43. ALZATE A., LOPEZ G., CATAÑO H.



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En marzo de 2003 fue puesta en servicio la interconexión eléctrica entre los países de Colombia y Ecuador a través de una línea de transmisión de 212.18 km a doble circuito que une las subestaciones Jamondino y Pomasqui a un nivel de tensión de 230 kV. Esta conexión permite un flujo de potencia máxima de Colombia a Ecuador de 240 MW. Sin embargo, instalando una compensación serie que está compuesta por un FSC y un controlador TCSC se podría incrementar este flujo de potencia. Los objetivos de este trabajo de grado es demostrar y comparar mediante las simulaciones en EMTP/ATP, el aumento del flujo de potencia activa, así como también observar el comportamiento de las tensiones en las subestaciones Jamondino y Pomasqui de la línea de transmisión que comprende la interconexión de Colombia – Ecuador a 230 kV, al instalar una compensación serie FSC + TCSC en el corredor de transmisión. Este trabajo de grado busca dar claridad en los conceptos relacionados con la compensación serie, es por esto que se realizará una especificación técnica general de los componentes más usados en los equipos de compensación serie FSC y TCSC, como también comparar las líneas con compensación serie a las que no lo tienen y establecer conclusiones que demuestren las bondades de la compensación serie. Para lograr este propósito fue necesario recopilar información sobre la teoría y conceptos de la compensación serie, luego de organizarla y realizarle un minucioso análisis, paralelamente se procede a hacer un estudio detallado sobre el software EMTP/ATP, utilizado en este trabajo; para así seguidamente modelar la línea de transmisión, como también modelar el controlador serie TCSC en EMTP/ATP, para observar el comportamiento del flujo de potencia activa se tomaron diferentes casos para ser estudiados y analizados. El aporte investigativo del presente trabajo, es la inclusión de herramientas avanzadas de software como es el EMTP / ATP, el estudio de nuevas tecnologías en el control de potencia como lo es el TCSC, la descripción técnica más representativa del equipo FSC y TCSC la cuál existe poca literatura a disposición de estudiantes y académicos.



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2. INTRODUCCIÓN A LA COMPENSACIÓN SERIE

2.1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

En el estudio de las ecuaciones de voltaje y corriente que nos determinan el comportamiento de una línea de transmisión, tenemos los siguientes parámetros básicos que son:

• Resistencia

• Inductancia como impedancia serie

• Conductancia

• Capacitancia como la admitancia en derivación

También para su estudio y modelamiento se dividen en tres tipos que son:

• Líneas de longitud corta

• Líneas de longitud media

• Líneas de longitud larga

En lo que se refiere a la capacitancia, se consideran como cortas las líneas de 60 Hz de conductor abierto que tienen menos de 80 km de longitud. Las líneas de longitud media son las que están entre 80 km y 240 km de longitud. Las líneas largas las que tienen más de 240 km requieren de cálculos en términos de constantes distribuidas si se necesita un alto grado de exactitud, aunque para algunos propósitos, se puede usar una representación de parámetros concentrados para líneas hasta de 320 km de largo.

1.2 COMPENSACIÓN SERIE Un condensador en serie disminuye la reactancia de la línea. Esto trae un aumento de la potencia activa, reduciendo el ángulo en la transmisión y con esto un mayor nivel de transferencia de potencia, y un aumento virtual en la carga. La



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reactancia efectiva de la línea es reducida, se absorben pérdidas de potencia reactiva, y pueden necesitarse reactores shunt. Los condensadores son usados frecuentemente en líneas largas de transmisión, pero pueden ser usados para ajustar la potencia entre líneas paralelas. Una línea con 100% de compensación serie puede tener una frecuencia de resonancia igual a la frecuencia de la potencia, luego el amortiguamiento en el sistema de potencia es muy bajo, por lo tanto el sistema puede ser hipersensitivo a pequeños cambios. Por esta razón el grado de compensación serie es limitado en la práctica al 70%. No es práctico distribuir pequeñas unidades de condensadores a lo largo de la línea, en la práctica los condensadores son instalados en un pequeño número de locaciones ( típicamente una o dos ) a lo largo de la línea. 1.2.1 Objetivos de la Compensación en Serie.

• Control del flujo de potencia a través de una línea de transmisión. • Mejorar la estabilidad del sistema

1.2.2 Efectos de la Compensación Serie.

• Estabilidad de voltaje • Estabilidad transitoria

• Amortiguamiento de Oscilaciones de Potencia ( POD )

• Amortiguamiento de Oscilaciones subsincrónicas

1.2.3 Compensación Serie Capacitiva. Un condensador serie puede ser usado para cancelar parte de la reactancia efectiva de la línea de transmisión, esto trae un mayor nivel de transferencia de potencia, reduciendo el ángulo de transmisión. A continuación, en la Figura 1, se tiene un sistema de potencia compuesto de dos generadores con tensiones en barras Vs voltaje enviado y Vr voltaje recibido, así



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como la reactancia de la línea que ha sido dividida en dos. Para facilitar la explicación del gráfico a este sistema se coloca un condensador serie, que de igual manera se divide en dos. Figura 1. Sistema de potencia con compensación serie.

Fuente: Puthankattil Subha. Variable Impedance. EED. NITC Figura 2. Diagrama Fasorial de la Figura 1.

Fuente: Puthankattil Subha. Variable Impedance. EED. NITC A continuación se presenta el análisis matemático de la compensación serie en términos generales:



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XXX CAPACITIVALINEAREACTANCIAEFECTIVA−=

_ (1)

XKX LINEAREACTANCIAEFECTIVA )1(_

−= (2)

y el grado de compensación se calcula

ya que, XX

LINEAREACTANCIA

CAPACITIVAK_

= (3)

haciendo Vs = Vr = V , suponiendo un caso ideal para facilitar los cálculos

2)1(2 δsen

XKVI

−=

(4)

luego la potencia total obtenida es:

δsenXK

P V)1(

2

−= (5)

para el compensador serie su potencia reactiva es3:

XIQ CAPACITIVArcondensado Linea ×=2

(6)

1.2.4 Compensación Serie FACTS. EL TCSC varía la longitud eléctrica de la línea de transmisión compensada con un pequeño retraso. Debido a esta característica, puede ser usada para proporcionar un rápido flujo de potencia activa regulada. Además aumenta el margen de estabilidad del sistema y es efectiva en las oscilaciones de potencia . ____________________ 3 Series Capacitors in Power Systems, IEEE. Trans ., Power Appar. Syst 94. 915-925. 1975. JANCKE G. FAHLEN N. NERF O.



32

La representación esquemática de un TCSC y su circuito equivalente se muestra en la Figura 3. Figura 3. El TCSC. a) Estructura formada por un condensador fijo y un TCR. b) Representación de la Reactancia Variable.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002 La potencia activa transferida Plm a través de una impedancia conectada entre los nodos l y m es determinada por las magnitudes de tensión VL y Vm, la

diferencia de estas tensiones, los ángulos de fase θ L y θm, la resistencia RLm y la reactancia XLm de la línea de transmisión. En líneas de transmisión de alta tensión, la reactancia es mayor que la resistencia y la ecuación que aproxima el cálculo de la potencia transferida es :

P l mV l V m

X l ml m= ∗ −s e n ( )θ θ (7)



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Si se coloca en una línea de transmisión un controlador TCSC, el cálculo de la expresión es :

PlmV l V m

l mreg

T C S Cx= ∗ −sen ( )θ θ (8)

donde XTCSC es equivalente a la reactancia del controlador TCSC, el cuál puede ser ajustada para regular la transferencia de potencia activa a través del TCSC, desde Plm hasta Plmreg.



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2. CARACTERÍSTICAS Y ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO A LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR SIN

TCSC En el presente capítulo se realiza la simulación de la interconexión Colombia – Ecuador a 230 kV sin compensación serie FSC + TCSC mediante el software EMTP / ATP, en condiciones de estado estable, tomando tres escenarios, según recomendación de ISA. Para lo cuál se tomo el equivalente Thévenin de cada sistema tanto el colombiano desde la S/E Jamondino como el ecuatoriano desde la S/E Pomasqui datos relacionados en la tabla 2. Estos datos son reales y fueron dados por la empresa Interconexión Eléctrica S.A. ISA. La ubicación geográfica de la Interconexión Colombia – Ecuador se observa en el Anexo 2. 2.1 DATOS CARACTERÍSTICOS DE LA LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI 230 kV Tabla 1. Datos característicos de la línea.

Nivel de tensión 230 kV Longitud de la línea 2 circuitos de 212.18 km

Resistencia de la línea 0.0543 Ω/km Susceptancia de la línea 3.452 µS/km

Potencia máxima transferible 240 MW Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética. Junio de 2003 Compensaciones en S/E Jamondino: Capacitiva: 72 MVAr Inductiva : 25 MVAr Inductiva: 25 MVAr La configuración Geométrica de la torre se encuentra en el Anexo 3, y ésta fue suministrada por ISA S.A.



35

Tabla 2. Equivalente Thévenin STN Colombia, STN Ecuador. Fuente Equivalente

Thévenin STN Colombia 205.757 kV Angulo 9º

Fuente Equivalente Thévenin STN Ecuador

236.375 kV Angulo -17.1º

Fuente: Interconexión Eléctrica S.A. Junio de 2003 2.1.1 Análisis de datos Característicos.

Resistencia de la línea: 0.0543 Ω/km x 212.18 km = 11.52 Ω Susceptancia: 3.452 µs/km x 212.18 km = 7.32 x 10-4 S

XQ V

REACTIVOS= (9)

QV

X = (10)

Para el Reactor 1 de 25 MVAr la reactancia es:

Ω=

= 333.70525000

3

2302

kVAr

kV

X L (11)

Para el Reactor 2 de 25 MVAr la respuesta es idéntica XL = 705.333Ω Para el Condensador conectado en shunt la reactancia es4:

Ω=

= 9074.24472000

3230

2

kVAr

kV

X C (12)

____________________ 4 Técnicas Computacionales en Sistemas Eléctricos de Potencia. Pág. 44. 1986. HARPER G



36

2.2. COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO DE LA LÍNEA Los diagramas unifilares de los casos 1, 2 y 3 están representados en los anexos 5, 6 y 7 respectivamente y su equivalente en EMTP/ATP para los casos 1, 2 y 3 se encuentran en los anexos 8, 9 y 10. 2.2.1 Caso 1: Demanda Mínima 180 MW. Este caso representa la demanda mínima en la interconexión Colombia – Ecuador. Curvas P y Q Figura 4. Curvas P y Q Caso 1

(file CASO1_FINAL.pl4; x-var t) t: P t: Q

0.25 0.28 0.31 0.34 0.37 0.40[s]

-50

0

50

100

150

200

*106

CURVAS POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA CASO 1

P [183.73 MW] Q [-18.744 MVAr]



37

Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Figura 5. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 1

Ondas de Tensión de la S/E Jamondino y S/E Pomasqui en kV Figura 6. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 1

(file CASO1_FINAL.pl4; x-var t) t: VPU_CO t: VPU_EC

0.24 0.28 0.32 0.36 0.40 0.44[s]

0.974

0.977

0.980

0.983

0.986

0.989

0.992TENSIÓN EN P.U. S/E JAMONDINO Y S/E POMASQUI CASO 1

V p.u. COL [0.98092] V p.u. ECU [0.98489]



38

Figura 7. Onda de tensión S/E Pomasqui Caso 1

2.2.2 Caso 2: Demanda Típica 205 MW. Éste caso representa la demanda típica en la interconexión Colombia – Ecuador. Curvas P y Q Figura 8. Curvas P y Q Caso 2

(file CASO2_FINAL.pl4; x-var t) t: P t: Q

0.27 0.28 0.29 0.30 0.31 0.32 0.33 0.34 0.35[s]

-100

-50

0

50

100

150

200

250

*10 6


P [205,38 MW] Q [-60,048 MVAr]



39

Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Figura 9. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 2

Ondas de Tensión de la S/E Jamondino y S/E Pomasqui en kV Figura 10. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 2


76.0 77.5 79.0 80.5 82.0 83.5 85.0[ms]

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00TENSION EN P.U. S/E JAMONDINO Y S/E POMASQUI CASO 2

V p.u. COL [0.96] V p.u. ECU [0.99]



40


2.2.3 Caso 3: Demanda Máxima 240 MW. Éste caso representa la demanda máxima en la interconexión Colombia – Ecuador. Curvas P y Q Figura 12. Curvas P y Q Caso 3

(file CASO3_FINAL.pl4; x-var t) t: PT t: QT

0.194 0.198 0.202 0.206 0.210 0.214[s]

-50

0

50

100

150

200

250

*106


P [240,19 MW] Q [-17,914 MVAr]



41

Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui

Figura 13. Tensión p.u. S/E Jamondino y S/E Pomasqui Caso 3

Ondas de Tensión de la S/E Jamondino y S/E Pomasqui en kV

Figura 14. Onda de tensión S/E Jamondino Caso 3


0.114 0.116 0.118 0.120 0.122 0.124 0.126 0.128[s]

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99 TENSION EN P.U. S/E JAMONDINO Y S/E POMASQUI CASO 3

V p.u. COL [0.97742] V p.u. ECU [0.9502]



42


2.3 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS DE LAS SIMULACIONES EN EMTP / ATP EN LOS 3 CASOS (RESUMEN) Tabla 3. Resultados obtenidos de las simulaciones en EMTP / ATP sin compensación

CASO P [MW] Q [MVAr] V p.u. JAM

V p.u POM

TENSIÓN S/E JAM

kV

TENSIÓN S/E POM

kV 1 183.73 -18.75 0.98 0.98 225.6 226.5 2 205.38 -60.05 0.96 0.99 220.8 227.7 3 240.19 -17.92 0.97 0.95 244.8 218.5

De las simulaciones realizadas en EMTP / ATP para los tres casos seleccionados, se tiene que los niveles de tensión de las S/E`s Jamondino y Pomasqui se encuentran dentro de la regulación dada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas ( CREG ) ± 10% para 230 KV luego su operación es normal. Vale la pena aclarar que las maniobras realizadas en la S/E Jamondino para las compensaciones shunt existentes, en los tres casos es sugerido por ISA S.A.



43

3. DESCRIPCIÓN DE UN FSC “FIXED SERIAL CAPACITOR”. 3.1 QUE ES UN FSC Su sigla significa Condensador Fijo en Serie. Es la técnica más utilizada en compensación serie, y consiste de un banco de condensadores en serie con la línea, con un sistema de Interruptor de Puenteo (Bypass Breaker) el cual es el que permite poner en funcionamiento la compensación, un circuito de amortiguamiento (damping) que limita las oscilaciones de descarga de corriente y descargadores (spark gaps) que se requiere para proteger los condensadores dentro de tiempos muy cortos. Esta es una descripción típica de un FSC que permite tener un conocimiento sobre este tipo de equipos. A continuación se mencionarán sus principales componentes, las funciones de estos componentes y los elementos más importantes de este equipo. Esta descripción se basa en un FSC para tensiones de 230 kV y 500 kV, con esto no se busca dar la selección ni especificación de equipos sino una herramienta que permita conocer y ver su funcionamiento, también cabe aclarar que los elementos utilizados en el FSC son equivalentes en el TCSC. Figura 16. Componentes de un Banco de Condensadores en Serie.

Fuente: System Overview SIEMENS 2000.



44

En la Figura 16, se presentan los componentes de un Condensador Fijo Serie descrito en un diagrama unifilar. 3.2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA La instalación de compensadores capacitivos permiten mayor transmisión sobre la línea. Los bancos de condensadores son diseñados en doble segmento (como se verá mas adelante) para cada fase, soportando la corriente nominal de la línea y sus componentes, los requerimientos técnicos. Ver Tabla 4. Tabla 4. Parámetros Técnicos de un FSC

Rango de Potencia ( 3 Fases ) [ MVAR ] valor a compensar Corriente Nominal [ A ] de la línea Rango de Tensión [ kV ] Tensión línea a línea

Rango de Reactancia [ Ω ] Reactancia de la línea Rango de Frecuencia [ Hz ] Frecuencia del Sistema


La instalación para cada segmento consiste principalmente de varias unidades de condensadores instalados en bastidores y un equipo llamado MOV Varistor de Oxido Metálico (se detalla más adelante), ensamblado en paralelo que protege los condensadores contra sobrevoltajes durante y después de las fallas en el sistema de transmisión. Un circuito de amortiguamiento es instalado en conexión serie al condensador, junto con un descargador y un Interruptor de Puenteo, los cuales son colocados en paralelo a los condensadores. Durante operación normal cuando el banco es insertado, éste puede ser desconectado, cerrando el Interruptor de desconexión que se encuentra dentro de la línea y abriendo los Seccionadores de Puenteo que permite aislar el banco. En caso de sobrevoltajes a través del condensador el MOV toma la energía y limita el sobrevoltaje a través del condensador. Si la falla es muy alta actúa el circuito disparando el descargador (Spark gap). Lo anterior se muestra en la Figura 16.

A continuación en la Figura 17 se aclara lo expuesto.



45

Figura 17. Diagrama de Funcionamiento del FSC.

Fuente: Reactive Power Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. 1982

3.3 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL Durante la operación normal del sistema, los condensadores son expuestos a la corriente nominal de la línea, proveyendo los requerimientos de potencia reactiva. En caso de fallas en el sistema de transmisión el resultado del cortocircuito es que se aumenta la tensión a través del condensador. Un buen diseño de los condensadores se opone a muy altos voltajes y por lo tanto la medición debe tomar límites de tensión a través del condensador para ciertos valores. Para este propósito el Varistor de Oxido Metálico MOV es instalado en paralelo a los condensadores. Un MOV tiene unos valores característicos de voltaje / corriente. Si el voltaje se mantiene dentro del nivel de protección el MOV limita la tensión y conduce toda la corriente que sea excesiva. De lo anterior tenemos que el diseño de la protección permite a las unidades de los condensadores estar protegido ante sobrecargas en un periodo de tiempo determinado por los requerimientos de protección de la línea.



46

Para esto se realizan diferentes simulaciones para cumplir el valor óptimo del nivel de protección del MOV. Las fallas son generalmente divididas en fallas internas : fallas entre dos líneas abiertas de la línea compensada, en fallas externas : fallas en alguna parte de dos líneas fuera de la línea compensada. En caso de fallas internas usualmente es forzado a disparar el descargador. La operación del Interruptor de Puenteo de los condensadores se completa con la protección del MOV. Cuando se cierra el Interruptor de Puenteo, inmediatamente se hace extinción del arco. Después de ser despejada la falla con éxito se recierra la línea y el banco de condensadores es reinsertado automáticamente. En caso de fallas externas el MOV limita la tensión a través del condensador siendo especificado su valor y tomando la sobrecorriente resultante, para despejar la falla externa de la línea. En caso de operación del descargador según la Figura 18, es cerrado el circuito de amortiguamiento, limitando la descarga de corriente del condensador. Figura 18. Protección del condensador serie.




47

3.4 EQUIPOS DE ALTA TENSIÓN 3.4.1 Condensadores. Los condensadores son diseñados con una impedancia específica por fase y segmento (se debe considerar la influencia del circuito de amortiguamiento en la conexión serie). Esta impedancia es equivalente al valor de la capacitancia. El sistema de transmisión es diseñado para un valor de corriente el cuál debe ser igual a la corriente nominal del condensador. Para un total de 128 condensadores, valor generalmente usado para cada 1 MVAr por fase y segmento a compensar, de este valor se puede suponer cuantos condensadores se necesitan para cientos de MVAr´s. En la Figura 19, se observa la configuración de los bancos de condensadores. Figura 19. Bancos de Condensadores

Fuente: System Overview SIEMENS 2000. Cx31, Cx32, Cx33 y Cx34 representan condensadores en paralelo y en serie para 32 unidades de condensadores, el CT transformador de corriente da la medida del balance de corriente. Los condensadores son instalados en gabinetes de acero, colocados unos encima de otros. Estos gabinetes son llamados una pila (stack), Cx33 y Cx31 son llamados pilas (stacks). Lo anterior es una representación de los condensadores en un FSC.5

____________________ 5 Capacitor Banks for Transmission System Compensation. Missouri Valley Electric. Assocciation, April 1973. JHONSON, S.A.



48

Los condensadores en caso de fallas internas tienen un fusible interno que desconecta el elemento en falla. Como resultado de esto el voltaje a través de los condensadores se aumenta. La protección de los bancos de condensadores puede estar compuesta así: Alarmas : 5 elementos paralelos de falla Disparo : 8 elementos paralelos de falla 3.4.2 MOV. Varistor de Óxido Metálico. El MOV limita la tensión a través del condensador siendo especificado su valor. Los requerimientos técnicos que se deben tener en cuenta en el momento del diseño, se encuentran en la Tabla 5 : Tabla 5. Criterios de Diseño del MOV

Rango de Tensión [ kV ] Rango de Energía por Segmento [ MJ ]

Total Energía Instalada ( Incluyendo 10% de redundancia ) por segmento

[ MJ ]

Fuente: System Overview. SIEMENS 2000.

3.4.3 Descargador. El descargador junto con el MOV se requieren para proteger los condensadores dentro de tiempos muy cortos, debido a que el Interruptor de Puenteo se cierra en aproximadamente 45 ms. Su aplicación principal es acumular energía y mantener el MOV dentro de valores nominales de corriente. La selección del descargador se hace con base a su disparo y no de acuerdo al medio de extinción aunque este es importante. La señal de disparo es generada por el sistema de protección de la supervisión de las corrientes y la energía del MOV. Los datos de diseño del Descargador se presentan en la Tabla 6 : Tabla 6. Criterios de Diseño del Descargador

Nivel de Protección [ kV ] Pico Corriente de Descarga [ kA ] Pico

Corriente de Falla Térmica [ kA ] rms Fuente: System Overview. SIEMENS 2000.



49

3.4.4 Circuito de Amortiguamiento (Damping). El circuito de amortiguamiento es conectado en serie al condensador y al MOV. Su principal propósito es ser un circuito de amortiguamiento y limitar oscilaciones de descarga de corriente en valores seguros que no ocasionen perjuicios a otros equipos. El circuito de amortiguamiento consiste de una conexión en paralelo, un reactor y una resistencia de amortiguamiento. En serie con la resistencia de amortiguamiento hay un pequeño Descargador el cual conecta a la resistencia sólo durante la operación de disparo del Descargador y cierre del Interruptor de Puenteo. Por este lado las pérdidas en el circuito de amortiguamiento durante operación normal son bajas. Tabla 7. Principales Datos del Circuito de Amortiguamiento

Impedancia [ mH / A ] Resistencia [ Ω ] Capacidad de Energía Absorbida (2 Descargadores) [ MJ ]


3.4.5 Interruptor de Puenteo. El Interruptor de Puenteo tiene que estar cerrado dentro de los límites de tiempo que eviten distorsiones o daños en el banco de condensadores y el MOV Figura 16. El permite utilizar la línea de transmisión sin compensación o en el evento que se esté realizando mantenimiento a las instalaciones abriendo el Interruptor de Puenteo y cerrando el Interruptor de desconexión. El Interruptor de Puenteo debe ser optimizado para operar ante cualquier clase de operación. Para la inserción del banco, el Interruptor debe ser capaz de interrumpir la corriente nominal de la línea en una operación segura y rápida. Tabla 8. Datos requeridos para el Interruptor de Puenteo. Corriente Nominal [ A rms ] Corriente de Corto Circuito Trifásica [ kA rms ] Bloquear contra máximo voltaje a través del condensador [ kV cresta ]




50

3.4.6 Transformadores de Corriente y Sistema de Medida. Un total de 6 transformadores de corriente son instalados en la plataforma de medida para el procesamiento de los valores actuales de corriente Tabla 9. Transformadores de Corriente

Tx 10 Corriente de Línea Tx 21 Corriente del MOV Tx 30 Corriente del Banco de Condensadores Tx 31 Balance de Corriente del Condensador Tx 50 Corriente del Descargador Tx 60 Corriente de Falla de la Plataforma Tx 22 Corriente de Fuga del MOV : usado sólo

para propósitos de Monitoreo Fuente: System Overview. SIEMENS 2000.

Los valores de corriente son medidos en alta tensión y convertidos en señales ópticas en la plataforma. Las señales de fibra óptica son llevadas por ductos especiales dentro de la tierra al edificio de Control y Protección, donde todas las señales son evaluadas y son tomadas las acciones necesarias en caso de falla. Debido a la redundancia todas las señales de medida son tomadas dos veces, y transferidas en canales independientes, esto es redundancia en el sistema de protección.

3.5 SISTEMA DE CONTROL Y PROTECCIÓN El sistema de control y protección permiten la fácil y segura operación de toda la instalación y esta instalado en el edificio de control de la subestación. La redundancia de la protección debe ser instalada para cada segmento. Un diseño típico usa un sistema de control y protección standard PLC Controlador Lógico Programable para mejorar su funcionalidad. El sistema de mando de la subestación ejecuta todo lo que el operador ordena con base a las respectivas funciones.



51

Para las operaciones de control y supervisión es instalado el sistema SCADA. Incluyendo telecontrol e interfaces. Todo esto de acuerdo a la norma IEC - 870. A continuación se muestra un plano representativo de planta para el sistema de protección y control del FSC Figura 20. Es importante notar que la estructura no es de un gran tamaño en comparación con los equipos existentes en cualquier subestación. Figura 20. Plano de planta de control y protección de un FSC.

Fuente: REACTIVE POWER CONTROL IN ELECTRICAL SYSTEMS. T.J.E. MILLER. 1982. Capítulo 7.

3.5.1 Sistema de Control de la Planta. Una planta de última tecnología puede estar compuesta de un sistema de control digital que provee una rápida respuesta tanto de monitoreo, supervisión, control y protección. Un sistema completo tiene : Sistema de control Digital → Control y protección automática Sistema SCADA → Supervisión y Monitoreo Fibra Óptica → Manejo de Señales ___________________ 6 Understanding Subsynchronous Resonance IEEE Publ 76CH1066-0-PWR. Symposium on Analysis and Control of Subsynchronous Resonance 1976. BOWLER C.E.J.



52

4. DESCRIPCIÓN DE UN TCSC. THYRISTOR CONTROLLED SERIES CAPACITORS

Este capítulo hace una descripción de los componentes de un Capacitor en Serie Controlado por Tiristores, TCSC. Vale la pena aclarar que algunos equipos no serán mencionados en este capítulo ya que fueron mencionados en la descripción del FSC. El TCSC es parte del equipo llamado FACTS, familia de controladores de potencia electrónicos, que proveen un rápido ajuste a la impedancia de la línea de transmisión. Este equipo es generalmente un TCR en paralelo con un condensador fijo. El control del ángulo de disparo de las válvulas de tiristores incrementan o decrementan la impedancia efectiva de la línea de transmisión, además permiten amortiguamiento a las oscilaciones del sistema de potencia. En la Figura 21 se observa el diagrama unifilar que puede conformar un TCSC, en la Figura 22 se aprecia una representación física de un TCSC. Figura 21. Diagrama unifilar de un TCSC




53

Figura 22. Thyristor Controlled Series Capacitors

Fuente: ABB. FACTS. 2001 4.1 TCR. REACTOR CONTROLADO POR TIRISTORES

A continuación se describen las partes que conforman al Reactor Controlado por Tiristores (TCR), como también se mencionará su funcionamiento. 4.1.1 El Tiristor. El SCR, simplemente conocido como tiristor es un semi controlador de cuatro capas, con tres electrodos, llamados el ánodo ( A ), el cátodo ( K ) y la compuerta ( G ). El símbolo del circuito del tiristor y su estructura están en la Figura 23. (a) y (b) respectivamente. El tiristor es un dispositivo de cuatro capas, posee tres uniones. Dos transistores en forma análoga pueden ser usados para explicar la operación característica del dispositivo como se ve en la Figura 23 (c) y (d).7

____________________ 7Basic Turn Off of GTO Switches. IRE Wescon Convention Record. Part 3 on Electron Devices. pp. 49-52. August 1960. LIGTEN, VAN. NAVAN H.

Plataforma

Filtro de Armónicos

Banco de Condensadores

Línea de Transmisión



54

Figura 23. Tiristor. a) Símbolo del circuito, b) Estructura, c) Estructura esquemática del modelo de dos transistores y d) Dos transistores de circuito equivalente.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002 A continuación, en la Figura 24, se ilustran los rangos de potencia y frecuencia que manejan los dispositivos semiconductores.8

____________________ 8Electrónica de Potencia. Segunda Edición. Editorial Prentice Hall. 1995. RASHID, M.H.



55

Figura 24. Nivel de potencia convertida y frecuencia para varios dispositivos semiconductores.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002.

MOSFET : Transistores de Efecto de Campo Metal Semiconductor Oxido, tienen una impedancia de entrada muy alta y consume poca potencia estática. Este hecho los convierten en muy útiles para el diseño de los circuitos de micro potencia, tanto digital como lineal.

IGBT : Es un dispositivo semiconductor híbrido con características de interrupción del MOSFET y con la capacidad de manejo de potencia del BJT ( Transistores de Unión Bipolares ). En la Figura 25 se observa el arreglo de tiristores para un TCSC9. ____________________ 9Power Electronic Control in Electrical Systems. Pp 83-101. 2002. MILLER T.J.E



56

Figura 25. Arreglo de tiristores en el TCR.

Fuente: SIEMENS. Brasil. 2002 4.1.2 Principios de Operación del TCR. Figura 26. Reactor Controlado por Tiristores

Fuente: SIEMENS. Brasil. 2002



57

La base del funcionamiento se encuentra en la Figura 27. Figura 27. TCR Básico

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002. El elemento controlador es la rama de tiristores, los cuáles están en sentidos diferentes a cada lado, conduciendo en alternancia de medio ciclo de la frecuencia. Si la compuerta de los tiristores está en conducción precisamente en los picos de voltaje, el reactor está en máxima conducción y la corriente de los tiristores como si estuvieran en cortocircuito. La corriente es esencialmente reactiva, atrasando el voltaje casi 90°, conteniendo una pequeña pérdida en la componente de fase, debido a las pérdidas de potencia en el reactor la cuál puede ser del orden de 0.5 – 2% de la potencia reactiva.10

____________________ 10H. Advance SVC Models for Newton - Raphson Load Flow and Newton Optimal Power Flow Studies. IEEE Transactions on Power Systems. Vol 15. No 1. Pp. 129 - 136. Febraury 2000. AMBRIZ - PEREZ, H.



58

Figura 28. Ondas de Voltaje y Corriente de una sola fase de un TCR variando el ángulo de disparo. a) α = 90° , σ = 180°, b) α = 100° , σ = 160° , c) α = 130° , σ = 100°, d) α = 150° , σ = 60°. Donde α = Angulo de disparo, σ = ángulo de conducción.




59

La máxima conducción está en la onda a). Si el disparo es retrasado por igual cantidad de tiristores, la onda de corriente obtenida es desde a) hasta d) Figura 28. Cada una de estas ondas corresponde a un valor en particular de disparo del ángulo α, el cuál es medido desde el cruce por cero del voltaje. La máxima conducción es obtenida con un disparo de ángulo de 90°. La conducción parcial es obtenida entre disparos de 90° a 180°. El efecto del aumento del ángulo de disparo reduce la componente armónica de la corriente. Esto es equivalente a aumentar la inductancia del reactor, reduciendo la potencia reactiva y su corriente. El TCR controla la susceptancia, y puede ser aplicado en un compensador estático Figura 29. Figura 29. Control Básico de un TCR.


La corriente instantánea está dada por:

( )

+<<+

+<<−=

πωσ

σωω

ata

atatai x L

,0

,coscos2 (13)

Donde V es el voltaje eficaz presente en la Figura 28 (a), XL = wL es el valor de reactancia del reactor ( en Ohmios ); w = 2πf, y α es el ángulo retrasado de disparo. El tiempo de origen a escoger coincide con el valor de cruce por cero del voltaje. La componente fundamental es encontrada por análisis de Fourier dado por:



60

VIx L

πσσ sin

1−

= Arms (14)

Donde σ es el ángulo de conducción de la ecuación

πσ

=+2

a (15)

Donde la ecuación 14 puede ser escrita

VI B L)(1 σ= (16)

Donde BL (σ) está ajustada a la susceptancia de la frecuencia fundamental controlada por el ángulo de conducción así:

xBL

L πσσ

σsin

)(−

= (17)

En la Figura 29 el máximo valor de BL (susceptancia ) es el inverso de la

reactancia del reactor (1/XL), obtenido con σ = π o 180°. Esta es la situación de máxima conducción del controlador del tiristor. El valor mínimo es cero, obtenido con σ = 0 ( α = 180° ). Este principio de control es llamado fase de control.

4.1.3 Característica Fundamental de Voltaje / Corriente. El TCR tiene un sistema de control determinado por el disparo (ángulo de conducción σ), que da la señal de disparo a los tiristores. En algunos diseños el sistema de control responde a señales directamente representadas por el valor necesario de susceptancia BL. En otros, el algoritmo de control procesa varios parámetros de medida del sistema compensado ( por ejemplo la tensión ) y genera los disparos de pulsos directamente con o sin una señal explícita para BL. En la Figura 30 muestra como la característica fundamental de voltaje/corriente en el TCR para un compensador con un ángulo de conducción de 130°, da un voltaje un poco más de 1.0 p.u., pero este es solo uno de un infinito número de posibles combinaciones, dependiendo de la carga del sistema, el control fijado y el rango compensado. El control característico en la Figura 30 puede ser descrito por la ecuación

V = Vk + j Xs I1 0 < I1 < Imáx (18)



61

Figura 30. Característica fundamental de voltaje / corriente en el TCR para un compensador

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002. 4.1.4 Armónicos. Aumentando el ángulo de disparo (reduciendo el ángulo de conducción) se tienen otros dos importantes efectos. Primero, las pérdidas de potencia decrecen en el controlador de tiristores y el reactor. Segundo, la onda de corriente senosoidal tiene pequeñas pérdidas; en otras palabras, el TCR genera corrientes armónicas. Si el ángulo de disparo es balanceado, (por ejemplo igual para ambos tiristores), todos los armónicos de orden impar son generados, y el valor eficaz del armónico n, su componente está dado por:

...7,5,3)(

cos)1(2)1(

)1(2)1(4 =

−

−−

+++

= nnnsen

nnsen

nnsenV

Inx L

αα

ααπ

(19)

La Figura 31 (a) muestra la variación de la amplitud de algunos de mayor orden ( bajo orden ) de armónicos con ángulo de reducción, y la Figura 31 (b) da la variación total del contenido de armónicos.



62

Para un sistema de tres fases es preferido el arreglo de la Figura 32, por ejemplo, las tres fases del TCR son conectadas en delta. Cuando el sistema está balanceado, todos los armónicos triples circulan en la delta cerrada y se está ausente de corrientes de línea. Es importante en el TCR asegurar los ángulos de conducción de los tiristores por igual. Los ángulos de conducción de manera desigual producen componentes armónicos en la corriente, incluyendo D.C. Esta también puede causar esfuerzos técnicos desiguales en el tiristor. Los requerimientos para conducción igual está en los límites de σ máximo 180°.11

Figura 31. Armónicos debido a un TCR. a) Mayor componente de corriente armónica del TCR. Cada figura es un porcentaje de la componente fundamental a máxima conducción. b) Contenido total de armónicos de corriente en el TCR como una fracción de la componente fundamental a máxima conducción.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002. ____________________ 11Investigation of an Advanced Form of Series Compensation. IEEE Transactions on Power Delivery. Vol 9. Pp 939-947. April 1994. HELBING, S.G., KARADY G.G.



63

Figura 32. Tres fases del TCR con condensadores en paralelo. Este arreglo de los reactores en cada fase provee protección ext ra, del controlador del tiristor en los eventos de falla del reactor.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002. Figura 33. TCR con más de 180º de conducción en cada rama lo que reduce las corrientes armónicas.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. Miller. Capítulo 6. 2002. Sin embargo, si el reactor de la Figura 27 es dividido en dos reactores separados (Figura 33), el ángulo de conducción en cada rama puede ser incrementado hasta 360°. Este arreglo tiene un contenido más bajo armónicos que el de la Figura 27, pero las pérdidas de potencia aumentan porque las corrientes circulantes están en dos partes.



64

Como podemos ver, las corrientes de armónicos son algunas veces removidas por filtros (ver Figura 34). Una alternativa significativa para la eliminación del quinto al séptimo armónico es dividir el TCR en dos partes, alimentadas de dos secundarios del transformador, uno en estrella y el otro en delta, como en la Figura 34. Esto produce 30° de desfase entre voltajes y corrientes de dos TCR`s y elimina virtualmente el quinto y el séptimo armónico del lado primario en la corriente de línea. Figura 34. Filtros de armónicos de un TCSC

Fuente: SIEMENS. COMPANY 1997.

4.3 MODOS DE OPERACIÓN DEL TCSC El TCSC tiene tres modos fundamentales de operación que son: 1. Modo tiristor bloqueado 2. Modo tiristor Bypass 3. Modo tiristor operando en control de fase En el modo tiristor bloqueado, la corriente a través del TCR es cero y el TCSC funciona como una reactancia capacitiva Xc. En el modo de tiristor Bypass las válvulas son disparadas sin retardo y el TCSC tiene una pequeña impedancia inductiva. Cuando el tiristor opera en modo de control de fase, el valor del ángulo

Filtros de Armónicos



65

de disparo determina la dirección de la corriente a través del TCR y el condensador, permitiendo al TCSC trabajar como una reactancia capacitiva o inductiva. En este modo, el mecanismo de disparo del tiristor es controlado variando la cantidad de la reactancia efectiva conectada al sistema. La compensación serie capacitiva es Bypass durante mínima carga con el fin de evitar en la línea de transmisión sobrevoltajes resultantes por la excesiva capacitancia en el sistema. A la inversa, la compensación serie capacitiva es completamente utilizada durante la máxima carga. El propósito de esta operación estratégica es aumentar la transferencia de potencia de los sitios de generación a los centros de carga, sin sobrecarga de las líneas de transmisión. Figura 35. Equipo de Compensación Serie

Fuente: ABB. FACTS. 2001



66

4.2.1 Funcionamiento del TCSC Figura 36. Esquema de funcionamiento del TCSC.

Fuente: Puthankattil Subha. Impedancia Varuable. Con base en la Figura 36 se hace la descripción teórica. La siguiente fórmula12 determina la XTCSC de acuerdo al ángulo de disparo.

XXXXX

CL

LCTCSC −

=)(

)(

α

α (20)

donde Xc = reactancia capacitiva XL = reactancia inductiva donde la impedancia del reactor varía de acuerdo al ángulo, en teoría de 0º<α<180º pero en la práctica limitada a ciertos valores.

ααππ

αsenXX LL −−

=2

)( (21)

____________________ 12 Flexible AC Transmission Systems Modelling in Optimal Power Flows using´s Newton´s Method. Thesis Doctoral PhD. The University of Glasgow. Glasgow UK. December 1998. FANG, W..



67

En la Figura 37, se presentan las formas de ondas características presentes en un TCSC:

a) tensión en la fuente b) tensión en el reactor del TCSC c) corriente en el reactor del TCSC d) tensión en el condensador del TCSC e) corriente en el condensador del TCSC

Figura 37. Forma de Onda característica en el TCSC.

Fuente: Flexible AC Transmission Systems Modelling in Optimal Power Flows using´s Newton´s Method. Thesis Doctoral PhD. The University of Glasgow. Glasgow UK. December 1998.



68

A continuación se presentan las ondas características de funcionamiento para un TCSC instalado en Brasil Figuras 38, 39, 40 y 41. Es importante destacar que estas gráficas no son simulaciones sino medidas directas al equipo. Para un ángulo de disparo α = 162 º se observa.

Figura 38. Formas de onda para α = 162º, V tiristor, I tiristor Thyristor Voltage and Current 162.4° (cont)

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

0 50 100 150 200 250 300 350

time (deg 50 Hz)

V

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

A

VthyristorIthyristor

Fuente: SIEMENS. Brasil. 2002 Figura 39. Formas de onda para α = 162º, V condensador, I condensador

Capacitor Voltage and Current at 162.4° (cont)

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

0 50 100 150 200 250 300 350

time (deg 50 Hz)

V

-5000

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

AVcapIcap




69

Para un ángulo α = 148º se observa. Figura 40. Formas de onda para α = 148º, V tiristor, I tiristor

Thyristor Voltage and Current 148.2° (cont)

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

0 50 100 150 200 250 300 350

time (deg 50 Hz)

V

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

A

VthyristorIthyristor

Fuente: SIEMENS. Brasil. 2002 Figura 41. Formas de onda para α = 148º, V condensador, I condensador

Capacitor Voltage and Current at 148.2° (cont)

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

0 50 100 150 200 250 300 350

time (deg 50 Hz)

V

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000

A

VcapIcap




70

4.2.1.1 Rango de operación de los tiristores en el TCSC. En la Tabla 10 se presentan los rangos de operación de un TCSC en operación de acuerdo al TCSC instalado en Brasil. Estos son los ángulos de disparo de los tiristores, los cuáles son una referencia para la simulación. Es importante mencionar que el ángulo de disparo tanto en el equipo instalado como en cualquier estudio no funciona para todos los ángulos sino para un rango específico. Tabla 10. Rango de operación de los tiristores en el TCSC

firing angle theoretical limit designed limit

αMAX 180º 162°

αMIN 142.9° 146.88° Fuente: SIEMENS. Brasil. 2002 Comportamiento de la Impedancia según el ángulo de disparo El ángulo de disparo varía la impedancia del reactor y por lo tanto de la línea, en función de la K del TCSC. A continuación se presenta la Figura 42, en la cuál esta el comportamiento de la impedancia característica del TCSC con respecto a la variación del ángulo de disparo. Figura 42. Impedancia del TCSC vs. ángulo

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 7. Pag 284. 2002



71

4.3 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DEL TCSC

4.3.1 Concepto de Control.

Figura 43. Lazo de control cerrado. Diagrama Lógico General

Fuente: System Overview. SIEMENS 2000. El esquema total de control (Figura 43) está en 4 principales grupos.

1. Sistema de Medida. Para la medida, la plataforma debe tener un muestreo y transmisión de señales digitales del control y la protección. 2. Modos de Control. Impedancia de control. Determina el ajuste de operación del TCSC. Amortiguamiento de la oscilación de potencia (POD). Con el POD el control inherente al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia puede ser incrementado. Mejorando la estabilidad y la disponibilidad de potencia al sistema y la transferencia de potencia Modo de selección. Debido al modo de selección de la impedancia requerida ZREQUERIDA , se toman valores cuyos límites son ZMIN , ZMAX esto según el caso.



72

3. Control de Protección. Protección del Disparo. En caso de fallas internas en la línea o el MOV sobrecargado, las condiciones de protección del sistema generan una señal de disparo, la cuál es enviada directamente a la VBE. La VBE genera un pulso instantáneo al bypass del condensador y al MOV por medio de las válvulas de los tiristores. 4. Control de Disparo. Ángulo de control de disparo. Debido a las necesidades del valor de impedancia ZREQUERIDA, el respectivo ángulo de disparo α es calculado automáticamente por el lazo de control cerrado. En la Figura 44 se observa el edificio de control, donde se recopilan todas las señales del patio de conexiones. Figura 44. Edificio de control

SIEMENS. Brasil. 2002



73

4.3.2 Control de Válvula de Disparo. Esta función es coordinada en los diferentes modos de operación del tiristor y entrega las señales necesarias de control para el disparo en la VBE13 (ver Figura 45). La Válvula Base Electrónica (VBE), intercambia señales ópticas basadas en entrada de señales del control de lazo cerrado y el sistema de protección a los módulos del tiristor, realizando la supervisión de cada válvula de tiristor (ver Figura 46). Figura 45. Válvula Básica Electrónica.

Fuente: ABB. FACTS. 2001. Funcionamiento general de control de una Válvula Básica Electrónica (VBE): 1. Liberación del VBE. el control VBE provee las señales de control para la VBE. Figura 46, (en este caso VBEEN, TCROPER, TMBL) en dependencia con los comandos On/Off, la posición actual del Bypass (abierta, cerrada) es de acuerdo al comando (LOPERMA) la cuál viene de la señal de monitoreo. 2. Liberación del VBE, disparo del tiristor. la posición lógica de la válvula determina la posición actual de la válvula de tiristores en dependencia con el sistema de monitoreo. La señal VAOPO indica que la operación de la válvula es posible, individualmente para cada fase. __________________________________ 11Beneficts of Thyristor Controlled Series Compensation, Internacional Conference on Large High Voltage

Electric Systems ( CIGRE ). Paper 14 / 37 / 38 - 04. Paris. September 1992. LARSEN, E.V., BOWLER C., DAMSKY, B., NILSSON, S.



74

3. Bloqueo del VBE, monitor del tiristor. el bloqueo de la válvula de control genera la señal de bloqueo de pulso para el disparo. En esta posición el estado de la válvula (VAOPO) es sin señales. 4. Pulso de Bloqueo. el control del TSR genera dos comandos (TSRON/TSROP) individualmente para cada fase en dependencia de la posición de la válvula (VAOPO). 5. TSR ( Thyristor Switched Reactor ) en comando. Figura 46. Control Válvula de Disparo.




75

4.4 MANTENIMIENTO DEL EQUIPO FSC + TCSC • La filosofía de los equipos FSC + TCSC es que son construidos libres de

mantenimiento en la parte de control digital y protecciones. • Los equipos FSC + TCSC son desatendidos, es decir, no requieren

personal para operación ni mantenimiento. • Cualquier falla o anomalía es reportada al centro de mando remoto el cuál

se puede encontrar a miles de kilómetros del sitio. Mediante el sistema de supervisión y monitoreo se hacen las maniobra pertinentes.

• El equipo no tiene grandes problemas de eficiencia por altura ya que no posee transformadores de potencia.

• El cambio de baterías de las memorias de respaldo de algunos equipos digitales es cada 3 años.

MANTENIMENTO DE PARTES MECÁNCIAS DEL TCSC ( ANUAL )

Se pueden considerar:

• Rodamientos de las bombas de agua del sistema de enfriamiento del TCSC • Limpieza de filtros en el sistema de enfriamiento del TCSC. • Cambio de la gel desionizante para el sistema de enfriamiento del TCSC.

PERDIDAS DEL EQUIPO TCSC

• Pérdidas por el calor generado en los tiristores ( TCSC ) • Pérdidas en los segmentos de los condensadores. • Pérdidas por armónicos ( TCSC ).



76

5. SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE COMPORTAMIENTO ELÉCTRICO A LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR CON FSC + TCSC

5.1 DESCRIPCION DEL EMTP / ATP El campo de aplicaciones del EMTP/ATP ha ido creciendo con las prestaciones que han sido implementadas desde su desarrollo inicial. Actualmente el EMTP/ATP es un paquete de simulación que puede ser empleado en un elevado número de aplicaciones que abarcan desde el cálculo de sobretensiones hasta el análisis de sistemas flexibles de transporte y distribución, pasando por el análisis de sistemas de protección y el diseño de convertidores estáticos y de accionamientos de velocidad variable . Debido a este amplio campo de aplicaciones, la enseñanza con el programa puede ser una tarea muy compleja si se pretende abarcar todas o la mayoría de las aplicaciones. Es importante resaltar que este modelamiento que se presenta a continuación es realizado en su totalidad por los autores de este documento, y que en la investigación bibliográfica no se tienen referencias de modelos de TCSC en EMTP/ATP. 5.1.1 EMTP / ATP. Es un editor gráfico que funciona en entorno Windows y dispone de una lista muy completa de los componentes necesarios para representar un sistema eléctrico en código EMTP/ATP. El usuario ha de Capturar los iconos de los elementos que forman el sistema en estudio y especificar los parámetros de cada uno. La barra de menús dispone de las siguientes opciones.

• Editor interno para crear y corregir archivos de datos. • Salida gráfica en formatos ″ Windows metafile ″ y ″ Bitmap ″. • Prestaciones para cortar, copiar, pegar , girar, importar , exportar, agrupar o

comprimir componentes. • Ayuda en línea. • Editor de iconos para objetos definidos por el usuario. • Posibilidad de emplear varias ventanas.



77

5.1.2 APLICACIONES. Las aplicaciones han sido clasificadas en los cuatro grupos siguientes.

• Análisis transitorio, de procesos transitorios electromagnéticos en redes y sistemas lineales.

• Cálculo de procesos transitorios en redes con elementos no lineales, convertidores de topología variable y sistemas de control.

• Desarrollo de modelos y librerías de componentes. Estudios de análisis transitorio, análisis frecuencial, análisis de sensibilidad, análisis estadístico.

• Aplicaciones avanzadas que incluyen: diseño de convertidores estáticos, FACTS, análisis de sistemas de protección entre otros.

5.2 EQUIPO DE MEDIDA

Se hizo necesario modelar equipos de medida, ya que EMTP/ATP no cuenta con estas herramientas en modo gráfico sino en reportes (EDIT LIST FILE), y con la implementación de medidores se tiene comprensión, flexibilidad, rapidez y visualización de las variables del sistema.

Estos equipos de medida han sido confrontados con los reportes del software EMTP/ATP (EDIT LIST FILE), en un amplio rango de simulaciones con resultados excelentes de su desempeño. Antes de mencionar el modelamiento de los equipos de medida, es importante nombrar algunas componentes que posee el EMTP/ATP, para hacer más comprensible la explicación del modelamiento realizado en este trabajo. TACS : (Análisis de Transitorios de Sistemas de Control), es un módulo de simulación para el análisis del dominio del tiempo de sistemas de control. Esta componente fue originalmente desarrollada para la simulación del control convertidor del HVDC, pero también puede usarse para la simulación de:

• Sistemas de excitación de maquinas sincrónicas • Electrónica de potencia y mando • Arcos eléctricos (cortocircuitos y fallas)



78

La interfase entre la red eléctrica y la componente TACS esta establecida por el intercambio de señales presentes en el nodo, como tensión y corriente entre otros. Esta componente posee gran variedad de herramientas como fuentes de tensión, funciones de transferencia, dispositivos de condiciones iniciales de algún elemento del sistema, funciones matemáticas y lógicas, etc. A continuación se mencionara una breve descripción del desarrollo de los equipos de medida modelados en EMTP/ATP. 5.2.1 Medidor de Tensión en P.U. La realización de este medidor, es mediante las herramientas TACS. Se toma una señal de tensión y mediante la función RMS y un multiplicador (K) se obtuvo la medida en p.u. en cada subestación Figura 47.

Figura 47. Medidor de Tensión en p.u.

Comprimido

5.2.2 Medidor de Tensión RMS. Para visualizar las ondas de tensión es necesario realizar una medida RMS, ya que el software EMTP / ATP maneja un valor RMS que es igual a : VFUENTE * ( √2/√3), y no permite apreciar el comportamiento de la onda RMS real. Esto se hace por medio de herramienta TACS (T) ( señal de tensión ) y se pasa luego por un multiplicador ( K ) ver Figura 48.



79

Figura 48. Medidor de Tensión RMS.

Comprimido

5.2.3 Medidor de Potencia Activa [MW] y Potencia Reactiva [MVAr]. Para la realización de este medidor se toman dos señales una de tensión y una de corriente por medio de la herramienta TACS, y estas señales son tratadas de acuerdo a una lógica. Para cada fase se toman señales de corriente y tensión, estas se multiplican para obtener la potencia activa por fase y luego se suman las tres para obtener la potencia activa total, para la potencia reactiva se hace un desarrollo similar, Figura 49. Finalmente el medidor tiene unas medidas exactas, que son comprobadas mediante el reporte ( EDIT LIST FILE ) que arroja el ATP.

____________________ 14 EMTP / ATPDRAW Graphical Preprocessor to EMTP / ATP. Windows version. International Conference on Power Systems Transients. June 20-24. Budapest. 1999.



80

Figura 49. Medidor de Potencia Activa y Potencia Reactiva. U VJE

CTE

RCTVA

Comprimido

5.3 MODELAMIENTO DE LA LÍNEA El EMTP/ATP posee una herramienta LCC para realizar el modelamiento de la línea, la cual se basa en las constantes de la línea y los parámetros del conductor. Para el modelamiento de la línea de éste trabajo fue necesario tener en cuenta la longitud de la línea (km), la frecuencia del sistema (Hz), la resistividad del terreno (Ω*m) y el modelo PI de la línea, como también la configuración geométrica de la



81

torre, el número de conductores, su posición geométrica, las distancias horizontal y vertical de los conductores con respecto al terreno y a la torre, respectivamente, estos parámetros se pueden ver en el Anexo 3. Los datos insertados en el EMTP/ATP puede apreciar en las Figuras 50 y 51. Figura 50. Datos del modelo de la línea insertados en EMTP/ATP.

Figura 51. Datos de la configuración geométrica de la línea insertados en EMTP/ATP.



82

5.4 TCR. REACTOR CONTROLADO POR TIRISTORES EN EMTP / ATP El TCR consiste de dos tiristores en antiparalelo en serie con un reactor. El principio de funcionamiento consiste en variar el ángulo de disparo en la onda de voltaje que alimenta el dispositivo, para variar la magnitud de la señal de la corriente reactiva. Representación en EMTP / ATP, Figura 52.

El ángulo de disparo del tiristor permite variar la magnitud de la impedancia del reactor y por lo tanto variar la impedancia efectiva de la línea. Es importante resaltar que los tiristores deben estar en sincronismo. Modelamiento del TCR, los tiristores se modelan mediante la herramienta SWITCHES / VALVE / TYPE 11. Su ángulo de disparo es determinado por la función TACS / SOURCE / PULSE 23, que envía la señal al GATE del tiristor para determinar su disparo. Para contrarrestar armónicos producidos por el tiristor es necesario colocar en paralelo a éstos el elemento BRANCH LINEAR / RLC. El reactor es modelado mediante el elemento BRANCH LINEAR / INDUCTOR. Datos introducidos a EMTP / ATP Tabla 11.

Tabla 11. Introducción de datos del TCR en el EMTP / ATP ELEMENTO VALOR TIRISTOR

Voltaje de Ignición (Vig) 5000 V I de mínima conducción ( I hold ) 0 A

Tiempo de de-ionización ( Tdeión) 2 E -5 CLOSED 0

FUENTE DE DISPARO DE VÁLVULAS Amplitud de pulso 1 Período de pulso 8.33ms ( 1/120 seg ) Ancho de pulso 1 ms

Tiempo de arranque Variable Tiempo de paro 1 s

FILTRO DE ARMÓNICOS Resistencia 2500 Ω

Capacitancia 0.01µF Inductancia 0 REACTOR

Bobina 11.921 mH Resistencia en paralelo 7.5 Ω

Resistencia en serie 0.2 Ω



83

Fase

Figura 52. Modelamiento TCR en EMTP / ATP

5.5 MODELO THYRISTOR CONTROLLED SERIES CAPACITORS TCSC EN EMTP / ATP

Este modeló consiste sencillamente de un Reactor Controlado por Tiristores (TCR) en paralelo de un condensador fijo, luego la descripción y los datos son similares al anterior. Este equipo permite entre otras cosas:

• Control del flujo de potencia • Amortiguamiento de las oscilaciones de potencia

• Estabilidad del sistema

• Mejoramiento del perfil de tensión en las subestaciones.

• Mediante el TCSC se puede variar la impedancia de la línea

Reactor

Fuente de Disparo



84

Para el modelamiento del TCSC, se coloca un condensador fijo en paralelo con el TCR, esto implementado para una fase del circuito. Es importante anotar que para cada fase se tiene un modelo de TCSC y éste se adapta al sistema teniendo en cuenta, nivel de tensión del sistema de potencia, mediciones P y Q, sincronismo de los ángulo de disparo de los 12 tiristores de los cuáles son dos por fase en antiparalelo, para lo cual se hacen amplias y suficientes medidas de sus variables, las cuales son:

• Potencia Activa • Potencia Reactiva • Tensión en la subestación Jamondino y subestación Pomasqui • Corriente del Condensador del TCR • Tensión del Condensador del TCR • Corriente del Reactor del TCR • Tensión del Reactor del TCR

Demostrando que la simulación del sistema de potencia es exacta. El condensador es mediante la herramienta BRANCH LINEAR / CAPACITOR su valor es 111.25 µF. En la Figura 53 se observa el modelo completo del TCSC en un circuito de la línea de transmisión. El TCSC está compuesto por el TCR y un condensador en paralelo. En total son 3 TCR con condensador en paralelo por fase. Es importante aclarar que el condensador y el reactor se asumen con unas pequeñas pérdidas, para lo cuál se colocaron unas resistencias.



85

Línea Línea

Figura 53. Modelo TCSC en EMTP / ATP por circuito

5.6 DISEÑO BÁSICO DE LA COMPENACIÓN SERIE Para la elaboración de la compensación serie se tiene en cuenta los siguientes parámetros:

• Potencia máxima. Esta determina el nivel de transferencia de energía eléctrica que se requiera.



86

• K ( porcentaje de compensación serie ), es el valor de reactancia capacitiva (Xc) que se coloca en la línea.

• Cálculo del condensador total FSC + TCSC

• Corriente de línea. Esta determina los MVAr´s que tiene el compensador

serie FSC + TCSC.

• Los equipos a instalar en el caso de una compensación serie fija o compensación serie dinámica en este caso en particular ambas FSC + TCSC.

Para el caso de la interconexión eléctrica Colombia – Ecuador, se tomaron parámetros como:

• Aumento de transferencia de potencia. • Regulación de tensión en las S/E´s.

• Costos.

Primero. Establecer un valor de potencia máxima a transmitir Mediante la ecuación fundamental de potencia para la compensación serie, se obtiene la reactancia capacitiva por circuito

)(21 δsenPXX

VVCL

×−

×= (22)

[ ] )º8.21(3.170

54.2188.2245.164 sen

kVkVMW

X C

×−Ω

×= (23)

Por lo tanto Xc = 59.6 Ω, por circuito.



87

Segundo. Se determina el porcentaje de compensación ( K)

XX

LINEA

CAPACITIVAK = (24)

para la línea en estudio tenemos:

%3535.03.170

6.59≡=

ΩΩ

=K (25)

Tercero. Cálculo del condensador total FSC + TCSC

FXf

CRCONDENSADO

µππ

5.446.59602

12

1=

Ω×××=

×××= (26)

Cuarto. Cálculo de la corriente de línea para determinar el Q [ MVAr´s] del condensador

XIQ CAPACITIVArcondensado Línea ×=2

(27)

de donde I LINEA se obtiene así:

AkV

MWI LINEA 25.413

2303165

=×

= (28)

Q = 413.252A * 59.6 Ω = 10.178 MVAr´s por fase (29)

Q total = 10.178 MVAr´s * 3 = 30.54 MVAr´s por circuito (30)

Quinto. Basándose en Criterios de Diseño de Compensadores Serie usados en la industria se toman los siguientes parámetros de diseño:



88

En la Tabla 12 se encuentran los porcentajes de Xc que se le asignan al FSC, TCSC y reactor del TCSC, para el modelo seleccionado de K = 35% en el EMTP / ATP. Tabla 12. Datos equipo de compensación con K=35%, Xc = 59.6Ω

EQUIPO Porcentaje de Xc Valor en Ohmios Equivalente FSC 60% de Xc 35.763Ω 74.2 µF TCSC 40% de Xc 23.842Ω 111.3 µF Reactor del TCSC 50% de Xc del TCSC 11.921Ω 31.7 mH

Para cada porcentaje de compensación (5% <K <70%) se realizaron 5 pasos mencionados anteriormente, en donde los resultados se encuentra en las Tablas 13 y 14. Así como se elabora su simulación en el EMTP / ATP, obteniendo la potencia máxima transmitida y los MVAR´s total del equipo.

En las Tablas 13 y 14 tenemos: • La región blanca que comprende de 5% < K < 20% tiene una baja transferencia

de potencia, y es buena para el control del POD (amortiguamiento de oscilaciones de potencia).

• La región azul que comprende de 25% < K < 40% tiene buena transferencia de potencia a un costo aceptable.

• La región roja que comprende de 45% < K < 70% tiene buena transferencia de

potencia, pero su costo es elevado debido a que a mayor grado de compensación se presentan más armónicos aumentando el costo el equipo por filtro de armónicos.



89

Tabla 13. Resultado de las simulaciones en EMTP / ATP variando K.

XL Xc k Pmáxima

[MW] Q [MVAr] x cto

170 8.515 5% 254.47 2.605806532170 17.03 10% 264.49 5.630118005170 25.545 15% 275.33 9.151605971170 34.06 20% 287.09 13.26676727170 42.575 25% 299.9 18.09638905170 44.278 26% 302.6 19.16064744170 45.981 27% 305.36 20.26222074170 47.684 28% 308.1 21.39145929170 49.387 29% 310.99 22.57302856170 51.09 30% 313.92 23.7934934170 52.793 31% 316.86 25.04929538170 54.496 32% 319.87 26.35093219170 56.199 33% 322.95 27.70023809170 57.902 34% 326.06 29.09195786170 59.605 35% 329.25 30.53645345170 61.308 36% 332.51 32.03398051170 63.011 37% 335.82 33.58256183170 64.714 38% 339.21 35.19004926170 66.417 39% 342.66 36.85449058170 68.12 40% 346.18 38.58006215170 76.635 45% 364.87 48.2156262170 85.15 50% 385.62 59.83951836170 93.665 55% 408.87 74.00007611170 102.18 60% 434.75 91.27028699170 110.7 65% 464.08 112.6673413170 119.21 70% 497.21 139.2761438

El porcentaje de compensación serie elegido para la línea de doble circuito Jamondino – Pomasqui 230 kV es K = 35% la cuál es la franja verde de las Tablas 13 y 14.



90

La Figura 54 muestra el aumento de la potencia transferida a medida que aumenta el grado de compensación serie K. Figura 54. K ( Grado de compensación Serie ) Vs Potencia [MW]

K ( Grado de Compensación Serie) vs Potencia

250

270

290

310

330

350

370

390

410

430

450

470

490

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75%

K (GRADO DE COMPENSACIÓN % )

POTE

NC

IA [M

W]

En ésta gráfica se puede observar que a medida que aumenta el porcentaje de compensación la potencia activa aumenta proporcionalmente.



91

Tabla 14. Cálculo de equipo del compensador serie variando K

K FSC

(OHMIOS) (60%)

FSC Condensador

(microfaradios)

TCSC (OHMIOS)

(40%)

TCSC Condensador

(microfaradios)

REACTOR (Ohmios)(50%

de TCSC) Milihenrios

5% 5.109 519.1979613 3.406 778.796942 1.703 4.51734780110% 10.218 259.5989807 6.812 389.398471 3.406 9.03469560215% 15.327 173.0659871 10.218 259.5989807 5.109 13.552043420% 20.436 129.7994903 13.624 194.6992355 6.812 18.069391225% 25.545 103.8395923 17.03 155.7593884 8.515 22.58673926% 26.5668 99.8457618 17.7112 149.7686427 8.8556 23.4902085627% 27.5886 96.14777062 18.3924 144.2216559 9.1962 24.3936781228% 28.6104 92.71392167 19.0736 139.0708825 9.5368 25.2971476829% 29.6322 89.51688989 19.7548 134.2753348 9.8774 26.2006172430% 30.654 86.53299356 20.436 129.7994903 10.218 27.1040868131% 31.6758 83.74160667 21.1172 125.61241 10.5586 28.0075563732% 32.6976 81.12468146 21.7984 121.6870222 10.8992 28.9110259333% 33.7194 78.66635778 22.4796 117.9995367 11.2398 29.8144954934% 34.7412 76.35264137 23.1608 114.5289621 11.5804 30.7179650535% 35.763 74.17113734 23.842 111.256706 11.921 31.6214346136% 36.7848 72.11082796 24.5232 108.1662419 12.2616 32.5249041737% 37.8066 70.16188667 25.2044 105.24283 12.6022 33.4283737338% 38.8284 68.31552123 25.8856 102.4732818 12.9428 34.3318432939% 39.8502 66.5638412 26.5668 99.8457618 13.2834 35.2353128540% 40.872 64.89974517 27.248 97.34961775 13.624 36.1387824145% 45.981 57.68866237 30.654 86.53299356 15.327 40.6561302150% 51.09 51.91979613 34.06 77.8796942 17.03 45.1734780155% 56.199 47.19981467 37.466 70.799722 18.733 49.6908258160% 61.308 43.26649678 40.872 64.89974517 20.436 54.2081736165% 66.417 39.93830472 44.278 59.90745708 22.139 58.7255214170% 71.526 37.08556867 47.684 55.628353 23.842 63.24286921

La Figura 55 compara los MVAR´s que tiene cada equipo de compensación serie FSC, TCSC con respecto a la variación del K.



92

Figura 55. K ( Grado de compensación ) vs. Q equipos de compensación.

Grado de Compensación Vs Q [MVAr´s]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75%

K [ % ]

Q [

MVA

r´s]

Q FSC [ MVAr´s] Q TCSC [MVAr´s] Q Total [MVAr´s]

Efectos de la Ubicación del equipo de compensación serie Tabla 15. Efectos de la Ubicación del equipo de compensación serie UBICACIÓN

EFECTOS S/E

JAMONDINO MITAD DE LA

LÍNEA S/E

Pomasqui POD ( Amortiguamiento de las Oscilaciones de Potencia )

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

REGULACIÓN DE TENSIÓN JAMONDINO

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

REGULACIÓN DE TENSIÓN POMASQUI

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

COSTOS ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ ♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦



93

La ubicación de la compensación serie FSC + TCSC se determina por la cercanía de los centros de generación, y la estabilidad de tensión de las S/E´s. Por esta razón se simuló colocándola en la S/E Jamondino. 5.7 RANGO DE OPERACIÓN DEL TCSC EN LA LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI. Para determinar el rango de operación del TCSC es necesario realizar la simulación del sistema completo, variando el ángulo de disparo en los tiristores del modelo que se encuentra en el Anexo 12. Se realizó la simulación de la línea Jamondino – Pomasqui con la compensación serie que comprende un muestreo de 0º a 360º, cada 0.5º, para obtener el rango de operación del TCSC. De acuerdo a esta simulación se obtuvo este rango de operación para el TCSC mostrado en la Tabla 16. La Figura 56 presenta el comportamiento de la potencia variando el ángulo de disparo. La Figura 58 presenta el comportamiento de las tensiones en las Subestaciones Jamondino y Pomasqui variando el ángulo de disparo. Se aprecia la normalidad en la regulación de tensión a máxima potencia transmitida



94

Tabla 16. Rango de operación del TCSC en la simulación EMTP / ATP

α GRADOS POTENCIA

[MW] VPU

COLOMBIA VPU

ECUADOR

128 328.34 0.99541 0.924 128.5 327.95 0.9953 0.92413 129 327.51 0.99523 0.9242

129.5 327.1 0.99513 0.92433 130 326.74 0.99505 0.92444

130.5 326.36 0.99498 0.9245 131 326 0.9949 0.92461

131.5 325.69 0.99482 0.9247 132 325.41 0.99476 0.92477

132.5 325.09 0.99471 0.92483 133 324.77 0.99463 0.92493

133.5 324.53 0.99458 0.92499 134 324.26 0.99453 0.92504

134.5 323.99 0.99447 0.92512 135 323.77 0.99442 0.92519

135.5 323.53 0.99438 0.92523 136 323.3 0.99433 0.92529

136.5 323.11 0.99428 0.92535 137 322.9 0.99425 0.92538

137.5 322.71 0.9942 0.92544 138 322.54 0.99416 0.92549

138.5 322.36 0.99413 0.92552 139 322.2 0.9941 0.92557

139.5 322.06 0.99406 0.92561 140 321.9 0.99404 0.92563

140.5 321.76 0.99401 0.92567 141 321.64 0.99398 0.92571

141.5 321.52 0.99396 0.92573 142 321.4 0.99393 0.92576

142.5 320.1 0.99391 0.92579

Después del muestreo se observan los resultados en la tabla 16 y se aprecia el rango de operación en la simulación el cuál se encuentra en:128º < α < 142.5º .



95

Figura 56. Angulo de Disparo Vs Potencia

ÁNGULO DE DISPARO Vs POTENCIA

328,34

320,1

324.26

320

321

322

323

324

325

326

327

328

329

127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144ÁNGULO DE DISPARO (º)

POTE

NC

IA (M

W)

En la Figura 56, se puede apreciar la variación de la potencia activa dentro del rango del ángulo de disparo determinado por la simulación y expuesto en la tabla 16. De acuerdo a estas simulaciones se calcula el comportamiento de la impedancia variando el ángulo de disparo la cuál se encuentra en la Figura 57.



96

Tabla 17. Angulo de disparo vs. Impedancia

α GRADOS IMPEDANCIA LINEA [Ω]

128 159.0458088 128.5 157.8105062 129 156.5895398

129.5 155.3826885 130 154.1897356

130.5 153.0104685 131 151.8446787

131.5 150.6921616 132 149.5527165

132.5 148.4261463 133 147.312258

133.5 146.2108618 134 145.1217716

134.5 144.0448049 135 142.9797823

135.5 141.9265278 136 140.8848687

136.5 139.8546355 137 138.8356615

137.5 137.8277835 138 136.8308408

138.5 135.8446758 139 134.8691337

139.5 133.9040625 140 132.9493128

140.5 132.0047381 141 131.0701942

141.5 130.1455397 142 129.2306354

142.5 128.3253447 De esta tabla se demuestra que la impedancia de la línea varía con relación a la variación del ángulo de disparo, luego se cumple la teoría de funcionamiento de un TCSC.



97

Figura 57. Angulo de disparo vs. Impedancia

Angulo de disparo vs Impedancia

170.7604648

175.3766234

178.2145553

170

171

172

173

174

175

176

177

178

179

127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144Angulo de disparo

Impe

danc

ia L

ínea

Figura 58. Angulo de disparo vs. Tensión p.u.

Angulo de disparo vs Tensión p.u.

0.920.9250.93

0.9350.94

0.9450.95

0.9550.96

0.9650.97

0.9750.98

0.9850.99

0.9951

127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144Angulo de disparo

Tens

ión

p.u.

Tensión ColTensión Ecu



98

5.8 SIMULACIÓN DEL TCSC EN EL SISTEMA DE POTENCIA En la simulación se han seleccionado tres casos de ángulo de disparo, en los cuales se presenta el comportamiento de las formas de ondas características presentes en un TCSC:

• tensión en la fuente • tensión en el reactor del TCSC • corriente en el reactor del TCSC • tensión en el condensador del TCSC • corriente en el condensador del TCSC.

Al observar las ondas características presentes en el TCSC realizado en la simulación, los resultados obtenidos se encuentran en concordancia con la teoría vista en el capítulo 4 del presente trabajo, según Figura 37; como también las medidas realizadas directamente al TCSC, Figuras 40, 41, 42 y 43. El caso 3 con compensación serie se puede apreciar en el anexo 12. Los ángulos seleccionados son:

• α = 128º , máxima potencia transferida • α = 134º, punto intermedio • α = 142.5º, mínima potencia transferida

Caso α = 128º Características de las formas de onda de un TCSC para el sistema de potencia ya simulado, con un ángulo de disparo de las válvulas α = 128º, Figuras 59, 60, 61 y 62 las cuales son las siguientes:



99

Figura 59. Tensión de la Fuente:

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC.pl4; x-var t) v :X0009A

45.120 53.454 61.788 70.122 78.456 86.790[ms]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]

Tensión de la Fuente

Figura 60. Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC_DESCOMPRI.pl4; x-var t) v:XX0064-X0021A c:XX0325-XX0064

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-9000

-6000

-3000

0

3000

6000

9000Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC

Voltaje

Corriente



100

Figura 61. Tensión VC y Corriente IC del Condensador del TCSC

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC_DESCOMPRI.pl4; x-var t) v:X0017A-X0021A c:X0017A-X0021A

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-16

-12

-8

-4

0

4

8

12

16

*103

Tensión VC y Corriente IC del Condensador del TCSC

Figura 62. Tensión y Corriente del Tiristor bidireccional del TCSC

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC_DESCOMPRI.pl4; x-var t) factors: 1

v:XX0063-XX0325 1

c:X0017A-XX0063 100

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

*103

Tensión y Corriente del Tiristor Bidireccional del TCSC

Voltaje

Corriente

Voltaje

Corriente



101

Caso α = 134º Características de las formas de onda de un TCSC para el sistema de potencia ya simulado con un ángulo de disparo de las válvulas α = 134º, Figuras 63, 64, 65 y 66 las cuales son las siguientes: Figura 63. Tensión de la Fuente:

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC.pl4; x-var t) v:X0009A

45.120 53.454 61.788 70.122 78.456 86.790[ms]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]




48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-7000

-5250

-3500

-1750

0

1750

3500

5250

7000 Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC

Voltaje

Corriente



102


(file CASO3_FINAL_CON_TCSC_DESCOMPRI.pl4; x-var t) v:X0017A-X0021A c:X0017A-X0021A

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-15

-10

-5

0

5

10

15

*103




v:XX0063-XX0325 1

c:X0017A-XX0063 100

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-15

-10

-5

0

5

10

15

*103


Voltaje

Corriente

Voltaje

Corriente



103

Caso α = 142.5º Características de las formas de onda de un TCSC para el sistema de potencia ya simulado con un ángulo de disparo de las válvulas α = 142.5º, Figuras 67, 68, 69, y 70 las cuales son las siguientes: Figura 67. Tensión de la Fuente

(file CASO3_FINAL_CON_TCSC.pl4; x-var t) v:X0009A

45.120 53.454 61.788 70.122 78.456 86.790[ms]

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

[kV]




48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000Tensión VL y Corriente IL del Reactor del TCSC

Voltaje

Corriente



104



v:X0017A-X0021A 1

c:X0017A-X0021A 20

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-15

-10

-5

0

5

10

15

*103




v:XX0063-XX0325 1

c:X0017A-XX0063 100

48.70 57.05 65.40 73.75 82.10 90.45[ms]

-15

-10

-5

0

5

10

15

*103


Voltaje

Corriente

Voltaje

Corriente



105

5.8.1 Transferencia de Potencia Máxima. De acuerdo a la teoría del uso de equipos de compensación serie, éstos se utilizan para la máxima demanda de potencia en el Modo tiristor operando en control de fase, es por esto que la simulación de la interconexión Colombia - Ecuador es realizada en el Caso 3 Potencia máxima 240 MW ( Anexo 12 ) , en los otros Casos 1 y 2 no es utilizada la compensación serie para el aumento de potencia transferida, ésta es utilizada para la Regulación de tensión en las S/E´s y el POD. Es conveniente mencionar que el TCSC funciona con un ángulo de disparo de α = 128º ya que en éste punto se obtiene el mayor flujo de potencia transferida, y α = 142.5 º donde se tiene el menor flujo de potencia transferida para ver la relación de la variación del ángulo de disparo. En la Figura 71 se presenta la simulación realizada en el software EMTP / ATP Caso 3, en este se puede observar el FSC y el TCSC que son los equipos de compensación serie. Es de anotar que el TCSC se encuentra comprimido y su control está en la Figura 53. En la Figura 72 se ve claramente la máxima potencia transmitida con el máximo y mínimo ángulo de disparo. Figura 71. Simulación sistema de potencia



106

Figura 72. Curvas de Potencia con α = 128º y α = 142.5 º.

CASO3_FINAL_CON_TCSC_142.5º.pl4: t: PT caso3_final_con_tcsc_128º.pl4: t: PT

0.235 0.240 0.245 0.250 0.255 0.260 0.265[s]

316

318

320

322

324

326

328

330

332*10 6

Curvas Potencia [MW] con angulo de disparo 128º y 142.5 º

Comparación del sistema con compensación serie y sin compensación serie. Figura 73. Comparación de Potencia con y sin Compensación serie

caso3_final_con_tcsc_128º.pl4: t: PT

caso3_final.pl4: t: PT

0.23 0.24 0.25 0.26 0.27 0.28 0.29 0.30 0.31[s]

200

230

260

290

320

350

*106

Comparación de Potencia [MW] con y sin Compensación Serie

P128º = 328 MW P142.5º = 321 MW

P con = 328 MW P sin = 240 MW



107

De la Figura 73. se ve claramente el aumento de la potencia transmitida en la línea Jamondino – Pomasqui 230 kV, aquí se demuestra uno de los objetivos de este trabajo de grado. 5.8.2 Regulación de Tensión. Esta parte del documento trata básicamente en observar el comportamiento de los perfiles de tensión en las Subestaciones Jamondino y Pomasqui. Así como comparar el efecto de la compensación serie en los perfiles de tensión en las Subestaciones. 5.8.2.1 Caso 3 con Compensación. En la simulación se observa, Figura 74, que a pesar del aumento de potencia (328 MW ), los perfiles de tensión no se ven afectados considerablemente, lo cuál demuestra que la instalación de un equipo de compensación serie en la línea Jamondino – Pomasqui, permitiría llegar a estos niveles de transmisión de potencia sin afectar los perfiles de tensión y la estabilidad del sistema. Para observar su representación ver Anexo 12. Figura 74. Perfiles de Tensión en Máxima Potencia Transferida

caso3_final_con_tcsc_128º.pl4: t: VPU_CO

caso3_final.pl4: t: VPU_CO

0.2186 0.2189 0.2191 0.2193 0.2196 0.2198 0.2201[s]

0.976

0.980

0.984

0.988

0.992

0.996 Perfiles de Tensión en Máxima Potencia [MW] Transferidos

Vp.u. Col= 0.99519 Vp.u Ecu= 0.97725



108

5.8.2.2 Comparación Caso 3 con y sin Compensación. Para la comparación de la regulación de tensión en las Subestaciones no se tienen en cuenta la potencia transferida, esto para observar los niveles de tensión en las Subestaciones, es importante aclarar que en la práctica el TCSC y en particular el reactor serie mejora los ángulos de las barras para mejorar el perfil de tensión y este es el mismo principio que se realizó en el EMTP / ATP ver Figuras 75 y 76. Figura 75. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Colombia_3

CASO3_FINAL_REG_TENSION.pl4: t: VPU_CO


0.1259 0.1260 0.1261 0.1262 0.1262 0.1263 0.1264[s]

0.974

0.976

0.978

0.980

0.982

0.984

0.986

0.988Comparación Perfiles de Tensión Colombia con y sin compensación

Figura 76. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Ecuador_3

CASO3_FINAL_REG_TENSION.pl4: t: VPU_EC

caso3_final.pl4: t: VPU_EC

0.2489 0.2493 0.2497 0.2500 0.2504 0.2508 0.2512[s]

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00Comparación Perfiles de Tensión Ecuador con y sin compensación

Vp.u. con = 0.98476 Vp.u. sin = 0.97735

Vp.u. con = 0.96676 Vp.u. sin = 0.9502



109

5.8.2.3 Comparación Caso 2 con y sin Compensación. Para la comparación de la regulación de tensión en las subestaciones no se tienen en cuenta la potencia transferida, en la parte concerniente a la Regulación de tensión se han tomado dos casos representativos que en general demuestran los beneficios que trae una compensación serie en la línea Jamondino – Pomasqui. Para observar su representación del Caso 2 con compensación ver Anexo 11. Ver Figuras 77 y 78. Figura 77. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Colombia_2

CASO2_FINAL_REG_TENSION.pl4: t: VPU_CO


0.2207 0.2210 0.2212 0.2215 0.2217 0.2220 0.2222[s]

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Colombia

Figura 78. Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Ecuador_2

CASO2_FINAL_REG_TENSION.pl4: t: VPU_EC

caso2_final.pl4: t: VPU_EC

0.2413 0.2417 0.2420 0.2424 0.2428 0.2431 0.2435[s]

0.970

0.975

0.980

0.985

0.990

0.995

1.000Comparación Perfiles de Tensión con y sin compensación Ecuador

Vp.u. con = 0.98615 Vp.u. sin = 0.95729

Vp.u. con = 0.98415 Vp.u. sin = 0.99114



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En general se observa que mediante el equipo de compensación serie se mejoran en su mayoría la Regulación de tensión en las Subestaciones Jamondino y Pomasqui. Para la estabilidad del sistema, se tiene que con el equipo de compensación serie se mejoran notoriamente los perfiles de tensión en la S/E Jamondino, que es la barra principal del sistema. De esta manera se cumple uno de los objetivos propuestos en el trabajo.



111

6. INFORMACIÓN DE COSTOS Y BENEFICIOS PARA INSTALAR UN EQUIPO DE COMPENSACIÓN SERIE ( TCSC + FSC ) PARA LA INTERCONEXIÓN

COLOMBIA – ECUADOR 230 kV.

6.1 INFORMACIÓN DE MERCADOS 6.1.1 Información Mercado Eléctrico Ecuatoriano Tabla 18. Descripción General del Mercado Ecuatoriano

DESCRIPCIÓN GENERAL

Capacidad instalada ( GW ) 3 Hidráulica ( % ) 51 Térmica ( % ) 49 Demanda ( TWh / año ) 10.3 Demanda máxima ( GW ) 2 Fuente: Boletín Ministerio de Energía de Ecuador Tabla 19. Estructura Institucional del mercado Ecuatoriano

ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

Regulador CONELEC Consejo Nacional de Electricidad Controlador CONELEC Consejo Nacional de Electricidad Operador del Sistema CENACE Centro Nacional de Control de Energía Administrador del Mercado CENACE Centro Nacional de Control de Energía Planeación CENACE Centro Nacional de Control de Energía Fuente: Boletín Ministerio de Energía de Ecuador



112

6.1.2 Información Mercado Eléctrico Colombiano Tabla 20. Descripción General del Mercado Colombiano

DESCRIPCIÓN GENERAL

Capacidad instalada ( GW ) 13 Hidráulica ( % ) 66 Térmica ( % ) 34 Demanda ( TWh / año ) 43.4 Demanda máxima ( GW ) 7.8 Fuente: Ministerio de Minas y Energía Colombia

Tabla 21. Estructura Institucional del mercado Colombiano

ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

Regulador CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

Controlador SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

Operador del Sistema CND (ISA) Centro Nacional de Despacho Administrador del Mercado MEM (ISA) Mercado de Energía Mayorista Planeación UPME Unidad de Planeación Minero Energética Fuente: Ministerio de Minas y Energía Colombia 6.2 LINEA JAMONDINO – POMASQUI DOBLE CIRCUITO 230 kV.

• Línea de transmisión a 230 kV. – estructuras metálicas – doble circuito - 213 Km de longitud - cable de guardia con fibra óptica de 48 pares

• Potencia puesta a disposición en Pomasqui 240 MW • Tramo ecuatoriano 135 Km • Tramo colombiano 78 Km.. • Subestación Jamondino en Pasto - 2 posiciones de seccionamiento de

línea.- compensación inductiva / capacitiva para control de voltaje • Costo estimado del proyecto US $ 45´000.000 • Obras en el tramo ecuatoriano US $ 23´000.000 • Obras en el tramo colombiano US $ 22´000.000 • Financiamiento del proyecto



113

• Obras en el tramo ecuatoriano: peaje aprobado por CONELEC • Obras en el tramo colombiano: inversión directa más crédito • Energía anual • Disponibilidad del sistema 99% • Utilización del sistema 70% • Energía entregada en Quito: 1500 millones de KWh. • Crecimiento anual de la demanda 6% • La interconexión permite cubrir hasta tres años de crecimiento de la

demanda 6.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD TIE´s En esta parte se observan los resultados del mercado energético que trae la interconexión eléctrica entre Colombia y Ecuador, en la cual se tiene la demanda de energía eléctrica y los pagos realizados en las TIE´s. Es importante mencionar que existe la estructura regulatoria entre ambos países, así como funcionan los acuerdos de venta de energía eléctrica, además se presenta una demanda energética importante y con proyecciones de un crecimiento moderado. La Figura 79 en la región azul muestra la demanda de energía eléctrica a Ecuador.



114

Figura 79. Demanda TIE Ecuador

Fuente: Gerencia Mercado de Energía Mayorista ISA – MEM 031 de 2003

La Figura 80 muestra la importación TIE de Colombia y Ecuador, la cual muestra que el impacto de las TIE´s con Ecuador es notorio de marzo 1 a abril 27, y se percibe un aumento moderado de la demanda en los meses de mayo y junio. Figura 80 Importación TIE de Colombia y Ecuador.

Fuente: Gerencia Mercado de Energía Mayorista ISA – MEM 031 de 2003



115

A continuación se presentan los pagos de Ecuador a Colombia de las TIE´s, ver Figura 81. Figura 81. Pagos de Ecuador a Colombia



116

6.4 COSTO Y RAZONES PARA INSTALAR UN FSC + TCSC EN LA

INTERCONEXIÓN COLOMBIA - ECUADOR E INCREMENTAR LA POTENCIA

TRANSFERIDA DE 240 MW A 328 MW

Tabla 22. Información Costos de FSC + TCSC

Ítem Componentes del Proyecto

FSC Jamondino - Pomasqui

[%]

TCSC Jamondino -

Pomasqui [%]

FSC [ USD ]

TCSC [ USD ] TOTAL

1 Válvulas Convertidoras 0% 10% 0 354000 354000 2 Transformadores 0% 0% 0 0 0 3 Equipos de Patio DC 3% 3% 48450 424800 473250 4 Equipos de Patio AC 12% 12% 193800 424800 618600 5 Control y Protección 15% 15% 193800 531000 724800 6 Trabajos Civiles 12% 13% 242250 460200 702450 7 Plataforma + Componentes 25% 25% 193800 885000 1078800 8 Baterías Auxiliares 3% 3% 48450 106200 154650 9 Administración del Proyecto 30% 19% 306850 672600 979450

Costo total estimado en $ USD 1615000 3540000 10310000

Costo USD / KVAr 85 295

Nota: Estos costos, pueden variar debido a impuestos, imprevistos, etc. entre +10 % o -10%.

Razones para instalar un FSC + TCSC :

• El precio histórico de la generación eléctrica en Ecuador se encontraba en 10.89 centavos de dólar, con la entrada de la interconexión con Colombia cayó a 5.96 centavos de dólar.

• Con la instalación de un FSC + TCSC se retrasan proyectos de nuevas

líneas de transmisión los cuáles tienen unos costos mayores.

• Se evitan la dura reglamentación ambiental por construcción de líneas de transmisión, como la negociación de servidumbres.



117

• Hacia el futuro los mercados energéticos de la comunidad andina se verán abocados a una mayor desregulación del sector, a mayores necesidades del control de la potencia reactiva para direccionar el flujo de potencia y la tecnología FACTS será la clave para poder llevar a cabo estos cambios, es por esto que los países de la comunidad andina deben abrir espacios a las nuevas tecnologías.

• De cuantificaciones estimativas dadas por las empresas fabricantes de

equipos FACTS y de los ingresos percibidos por las rentas de congestión de la interconexión Colombia – Ecuador se puede decir que el retorno de la inversión se encuentra entre 3 a 4 años, de una vida útil del equipo de 25 años.

• Los equipos FSC + TCSC tienen una filosofía libre de operación ya que son

desatendidos, su mantenimiento es mínimo y se limita a ciertas partes con una revisión anual.



118

7. CONCLUSIONES Los objetivos propuestos desde un principio, en el Anteproyecto de Grado se cumplieron a cabalidad y están expuestos como se indica a continuación más detenidamente: Para la realización del trabajo de grado, se utilizó una herramienta computacional avanzada como es el EMTP / ATP y en particular el ATP DRAW, que es el software más utilizado en las más reconocidas instituciones a nivel mundial. Con éste software se realizó una aplicación avanzada como lo son los controladores FACTS. Éste documento posee información sobre la teoría de la compensación serie entre las cuales están objetivos, efectos y análisis matemáticos y debe ser visto como un texto de consulta, ya que este tema no es de fácil acceso. Dada la importancia de la Interconexión Colombia – Ecuador a 230 kV, se vió la necesidad de realizar su estudio, simulación y análisis para que desde la academia dar posibles soluciones al planeamiento del mercado energético Andino. Mediante una exhaustiva recopilación de información acerca de la interconexión Colombia – Ecuador a 230 kV se analizaron tres casos. Simulándolos sin compensación serie obteniendo su transferencia de potencia (P y Q) así como las tensiones en barras y se concluye la normalidad de la operación del sistema. En éste trabajo de investigación se dio la tarea de suministrar una fuente de información acerca del equipo FSC “Fixed Serial Capacitor” en lo concerniente a: filosofía de funcionamiento, descripción general de su control, protección y partes constitutivas.



119

El capítulo 4 presenta una descripción del controlador FACTS TCSC donde se menciona en detalle: el TCR, la Válvula de tiristores, los modos de operación del TCSC, formas de ondas características del TCSC y los rangos de operación. Con éste aporte investigativo se contribuye a la sociedad y a la Universidad el conocer nuevas tecnologías. Éste documento brinda información fotográfica del equipo de compensación serie TCSC de última tecnología la cuál permite observar su representación física. Se modeló un controlador FACTS (FSC + TCSC) en EMTP / ATP para la interconexión Colombia – Ecuador a 230 kV el cual tiene un rango de operación entre 128º y 142,5º lo que permite variar la transferencia de potencia, la impedancia de la línea y la estabilidad de tensión. Mediante un amplio muestreo se comprobó el correcto funcionamiento del modelo. Además se realizó el modelo de una serie de equipos de medida para facilitar la interfaz gráfica de resultados. Por medio de la simulación del FACTS TCSC en el EMTP / ATP se pudo apreciar el comportamiento de las ondas características de los elementos que conforman el TCSC como lo son el tiristor, el reactor y el condensador. Con base a la teoría de la compensación serie y a Criterios de Diseño de un fabricante de equipos FACT’S se calcularon:

• Porcentajes de compensación (K) desde el 5% al 70% para determinar máxima potencia, y de acuerdo a esto se seleccionó un K del 35%.

• Valor en mH de los reactores del TCSC para un K desde 5% hasta el 70%. • Valor del condensador para el FSC y el TCSC para un K desde el 5% hasta

el 70%. • Todos los anteriores resultados se simularon en EMTP / ATP para obtener

las curvas características: grado de Compensación Vs potencia transmitida, Grado de compensación Vs Q del equipo y de ésta manera comprobando la teoría.



120

De la simulación del caso 3 (Potencia máxima) con compensación serie se obtuvo el siguiente resultado: cuando el ángulo de disparo es 128º la potencia máxima transferida es 328 MW, cuando el ángulo de disparo es de 142,5º la potencia máxima transferida es 320 MW. En la máxima transferencia de potencia 328 MW el TCSC mantiene la regulación de tensión en el sistema, así: S/E Jamondino 0.99 p.u y S/E Pomasqui 0.97 p.u Manteniendo la misma transferencia de potencia en el caso 2 de 205MW e insertando el compensador serie (FSC + TCSC) se puede observar los siguientes resultados a la regulación de tensión:

• sin compensación S/E Jamondino 0.95 p.u • con compensación S/E Jamondino 0.98 p.u • sin compensación S/E Pomasqui 0.99 p.u • con compensación S/E Pomasqui 0.98 p.u

De aquí se demuestra que el equipo de compensación mejora la regulación de tensión

Mediante la implementación de los TCSC se tiene una herramienta de alta tecnología que me permite encontrar grandes beneficios como:

• Mayor eficiencia de las líneas de transmisión actuales. • Solución de demanda de energía eléctrica a corto plazo. • Ahorro de construcción de nuevas líneas de transmisión.



121

8. RECOMENDACIONES

En el capítulo 6 se presenta la información de costos de un equipo de compensación (FSC + TCSC), y con los parámetros de: dificultad en trámites de normas ambientales, negociación de servidumbre, necesidad del control flujo de potencia, la desregulación de mercados, y el rápido retorno de la inversión, se recomienda a la planeación del sector eléctrico, a la regulación del sector eléctrico y a los agentes del mercado propiciar el ambiente para que nuevas tecnologías FACTS ingresen al país.

Se aconseja a la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de la Salle tomar en las materias de sistemas de potencia I y II el uso del software EMTP / ATP.

Se recomienda a la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de la Salle fortalecer las líneas de investigación en cuanto a FACTS, a análisis de sistemas de potencia y estudios de sobretensiones. Se proponen los siguientes temas para futuros trabajos de grado:

• Modelamiento de UPFC en el sistema Interconectado Nacional • Simulación del esquema de control y protección de un SVC y/o TCSC

• Estudios de factibilidad Técnico – Económica para la implementación de

controladores FACTS en el sistema Interconectado Nacional.



122

BIBLIOGRAFÍA

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124

www.mem.com.co MERCADO MAYORISTA



125

ANEXO 1 DESCRIPCION DE DISPOSITIVOS DE FACTS

INTRODUCCION A LOS FACTS La filosofía de los sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna ( FACTS, por sus siglas en inglés ), desarrollada a finales de los años 70, es utilizar dispositivos electrónicos basados en diodos, tiristores y GTO para modificar los parámetros del sistema de potencia y con ello controlar el flujo de potencia en una línea de transmisión. Esta circunstancia permite utilizar las líneas cerca de sus límites térmicos o forzar los flujos de potencia por rutas determinadas. Los tiristores presentan ventajas sobre los dispositivos de conmutación mecánicos, como la capacidad de conmutar mucho más rápido, además de poder utilizarse para redireccionar la potencia en una fracción de ciclo. Esta ventaja permite, por ejemplo, amortiguar oscilaciones de potencia, lo cual no puede lograrse con el empleo de controladores mecánicos. Además, los dispositivos de conmutación mecánicos tienden a desgastarse, mientras que los controladores basados en tiristores pueden conmutarse dos veces cada ciclo sin deteriorarse. Debido a la rapidez en su operación. Estos dispositivos también pueden ser utilizados para impactar positivamente en los problemas dinámicos del sistema. Los FACTS permiten:

• Al controlar la impedancia de la línea se puede regular la corriente, así como la potencia activa.

• El control del ángulo permite regular el flujo de corriente. • .Inyectar un voltaje en serie con la línea, ortogonal al flujo de corriente

puede aumentar o disminuir la magnitud de ésta. • Inyectar un voltaje en serie con la línea y con cualquier ángulo de fase

puede regular la magnitud y la fase de la corriente de línea y, por lo tanto, se puede controlar la potencia real y reactiva en forma más precisa.

• La combinación del control de la impedancia de línea con un controlador en serie, y la regulación de voltaje con un controlador en derivación, puede ser una medida efectiva para controlar el flujo de potencia real y reactiva entre dos subsistemas.



126

Los controladores FACTS ofrecen oportunidades sin precedentes para regular la transmisión de corriente alterna (CA), incrementando o disminuyendo el flujo de potencia en líneas específicas y respondiendo de manera casi instantánea a los problemas de estabilidad. Por esta razón se han denominado Sistemas Flexibles de Transmisión de CA. Según el IEEE la definición de dispositivos es la siguiente : “Sistema de transmisión de corriente alterna que incorpora controladores estáticos y otros basados en electrónica de potencia para mejorar el control e incrementar la capacidad de transferencia de potencia”. El concepto de FACTS es nuevo e incluye a los compensadores estáticos de reactivos, los cuales han sido utilizados desde los años 70. Fueron utilizados por primera vez en el control de un sistema de transmisión de CA en 1978 en un proyecto conjunto de EPRI y la Minnesota Power and Light. Sin embargo, para algunos controladores FACTS que se están utilizando actualmente no se tiene la experiencia con la que se cuenta con otros dispositivos y como consecuencia existen riesgos asociados a la nueva tecnología. A pesar de esto, la mayoría de los controladores FACTS tienen muchas características en común entre aquellos que ya han sido probados, lo cual es un gran apoyo para su utilización. La tecnología FACTS abre nuevas oportunidades en el control de la potencia y en el incremento de la capacidad disponible, ya que la posibilidad de controlar la corriente a través de una línea a un costo razonable permite incrementar la capacidad de las líneas existentes ; permite además operar las líneas de transmisión cerca de sus límites térmicos, lo que anteriormente no era posible sin violar las restricciones de seguridad del sistema. Asimismo el desarrollo de estos dispositivos también ha tenido repercusiones importantes en el aspecto económico de las compañías suministradoras debido al ambiente competitivo actual ( desregulación ). El potencial de esta tecnología se basa en la posibilidad de controlar la ruta del flujo de potencia y la habilidad de conectar redes que no estén adecuadamente interconectadas, dando la posibilidad de comerciar energía entre agentes distantes, lo que antes era muy difícil.



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CLASIFICACION Existen diferentes formas de clasificar los dispositivos FACTS : una de ellas es en función de la conexión de los dispositivos : controladores serie, controladores en derivación, controladores serie - serie y controladores serie - derivación. Controlador serie. Figura 82. Puede consistir en una impedancia variable como un condensador, reactor, etc., o una fuente variable basada en electrónica de potencia a frecuencia fundamental. El principio de operación de todos los controladores serie es inyectar un voltaje en serie con la línea. Una impedancia variable multiplicada por la corriente que fluye a través de ella representa un voltaje en serie inyectado a la línea. Mientras el voltaje esté en cuadratura con la corriente de línea el controlador serie sólo aporta o consume potencia reactiva, cualquier otro ángulo de fase representa manejo de potencia activa. Figura 82. Controlador en serie.

Fuente: Coronado. FACTS Soluciones para la industria moderna. 2000 Controlador en derivación. Al igual que como sucede con el controlador serie, el controlador en derivación puede consistir de una impedancia variable, fuente variable o una combinación de ambas. Ver Figura 83. El principio de operación de todos los controladores en derivación es inyectar corriente al sistema en el punto de conexión. Una impedancia variable conectada al voltaje de la línea causa un flujo de corriente variable y de esta manera representa una inyección de corriente a la línea. Mientras que la corriente inyectada esté en cuadratura con el voltaje de la línea, el controlador en derivación sólo aporta o consume potencia reactiva, cualquier otro ángulo de fase representa manejo de potencia reactiva.



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Figura 83. Controlador en Derivación.

Fuente: Coronado. FACTS Soluciones para la industria moderna. 2000 Controlador serie - serie. Este tipo de controlador puede ser una combinación de controladores serie coordinados en un sistema de transmisión de multilínea, o puede también ser un controlador unificado en el que los controladores serie proveen compensación reactiva en serie para cada línea, además de transferencia de potencia reactiva entre líneas a través del enlace de potencia. Ver Figura 84. La capacidad de transferencia de potencia activa que representa un controlador serie-serie unificado, llamado controlador de flujo de potencia interlínea, hace posible el balance de flujo de potencia activa y reactiva en las líneas y de esta manera maximiza el uso de los sistemas de transmisión. En este caso el término “unificado” significa que las terminales de CD de los convertidores de todos los controladores se conectan para lograr una transferencia de potencia activa entre sí. Figura 84. Diagrama Esquemático de un Controlador Serie - Serie.

Fuente: Coronado. FACTS Soluciones para la industria moderna. 2000



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Controlador serie - derivación. Este dispositivo puede ser una combinación de controladores en derivación y serie separados, controlados de manera coordinada, o un controlador de flujo de potencia unificado con elementos serie y en derivación. El principio de operación de los controladores serie - derivación es inyectar corriente al sistema a través de la componente en derivación del controlador, y un voltaje en serie con la línea utilizando la componente en serie. Cuando los controladores en serie y en derivación son unificados puede haber un intercambio de potencia activa entre ellos a través de su enlace. Ver Figura 85. Figura 85. (a) Controlador Coordinado Serie - Paralelo ; (b) Controlador Unificado Serie - Paralelo

Fuente: Coronado. FACTS Soluciones para la industria moderna. 2000 Los controladores FACTS también puede clasificarse en dos grupos tomando como referencia la función de sus principales elementos. El primer grupo utiliza elementos reactivos y transformadores cambiadores de taps controlados por tiristores. Dentro de este grupo se encuentran : SVC : Compensador Estático de Reactivos. TCVR : Regulador de Voltaje Controlado por Tiristores.



130

TCPAR : Regulador de Angulo de Fase Controlado por Tiristores. TCSC : Capacitor en Serie Controlado por Tiristores. El segundo grupo utiliza convertidores de voltaje autoconmutados que actúan como fuentes estáticos de voltaje síncrono. A este grupo corresponden : STATCOM : Compensador Estático Síncrono. SSSC : Compensador Serie Estático o Síncrono. IPFC : Controlador de Flujos de Potencia Interlínea. UPFC : Controlador Unificado de Flujos de Potencia. Dispositivos FACTS controlados por tiristores. Dentro del primer grupo de controladores ( SVC, TCSC y el cambiador de fase controlado por tiristores ) se emplean tiristores convencionales ( sin capacidad de apagado ) en arreglos similares a los de los dispositivos controlados mecánicamente, con la diferencia de tener una respuesta mucho más rápida y ser operados por controles sofisticados. A excepción del cambiador de fase controlado por tiristores, los demás controladores tienen una característica común : la potencia reactiva requerida para la compensación es generada o absorbida por bancos de condensadores y reactores, y los tiristores se utilizan únicamente para controlar la impedancia reactiva combinada que estos bancos representan en el sistema de potencia. En consecuencia, los compensadores convencionales controlados por tiristores representan una admitancia reactiva variable en la red de transmisión y por lo tanto cambian la impedancia del sistema. Típicamente, la compensación capacitiva en derivación acoplada a la impedancia inductiva del sistema resulta en una resonancia por encima de la frecuencia fundamental que puede ser a las frecuencias armónicas dominantes ( 3ª, 5ª, 7ª ) del SVC y del sistema de potencia, o cerca de ellas. La compensación capacitiva serie resulta en una resonancia eléctrica por debajo de la frecuencia fundamental que puede interactuar con las resonancias mecánicas de los sistemas turbina - generador que alimentan la línea y de esta manera puede provocar una resonancia subsíncrona total del sistema (SSR ).



131

Desde el punto de vista de la operación funcional, el SVC y el TCSC actúan indirectamente en la red de transmisión. Por ejemplo, el TCSC se inserta en serie con la línea con el propósito de aportar un voltaje de compensación para incrementar el voltaje a través de la impedancia serie de la línea, la cual determina la corriente y la potencia transmitida. Así, la compensación serie actual es inherentemente una función de la corriente de línea. En forma similar, el SVC se aplica como una impedancia en derivación para producir la corriente de compensación requerida. Así, la compensación en derivación es una función del voltaje de línea. Esta dependencia de las variables de línea (voltaje y corriente) es perjudicial para la compensación cuando grandes disturbios llevan al TCSC y al SVC a operar fuera de su intervalo normal de control. Dispositivos FACTS basados en convertidores. El segundo grupo de controladores FACTS emplea fuentes convertidoras de voltaje autoconmutadas para proporcionar rápidamente, de forma controlable y estática, fuentes síncronas de voltaje y corriente. Este enfoque, cuando se compara con los métodos de compensación convencionales que emplean condensadores y reactores conmutados por tiristores, generalmente provee características superiores de desempeño. Además tiene la opción de intercambiar la potencia real directamente con el sistema de CA, así como proveer control independiente en la compensación de potencia reactiva. La fuente de voltaje síncrona ( SVS ) es análoga a una máquina síncrona ideal, la cual genera un conjunto balanceado de tres voltajes senoidales a frecuencia fundamental, con amplitud y ángulo de fase controlados Figura 86. Esta máquina ideal no tiene inercia, su respuesta es prácticamente instantánea, no altera significativamente .la impedancia existente del sistema, y no puede generar internamente potencia reactiva ( capacitiva e inductiva ). Además, puede intercambiar potencia real con el sistema de CA si está acoplada a una fuente de energía apropiada que pueda proveer o absorber la potencia requerida por el sistema de CA. Si la función de intercambio de potencia real no se requiere, el SVS se convierte en una fuente de potencia reactiva autosuficiente, y la fuente de energía externa puede eliminarse. El SVS puede aplicar un voltaje específico para forzar la corriente de línea deseada ( o una corriente específica para forzar el voltaje terminal deseado ). En contraste con el enfoque de impedancia controlada, la compensación aplicada por un SVS se mantiene independiente de las variables de



132

la red (corriente de línea, voltaje o ángulo) y así puede mantenerse durante disturbios grandes del sistema (por ejemplo abatimientos de voltaje, oscilaciones de potencia y ángulo). El SVS es una fuente de voltaje alterna con entradas de control adecuadas, operará solamente a la frecuencia fundamental. Su impedancia de salida a otras frecuencias en teoría será cero. Consecuentemente, el SVS, en contraste con los compensadores de tipo impedancia, es incapaz de formar un circuito resonante serie o paralelo con la red de transmisión de CA. Figura 86. Diagrama Esquemático de una Fuente de Voltaje Síncrona.

Fuente: Coronado. FACTS Soluciones para la industria moderna. 2000 Es importante tener presente que la segunda generación de FACTS son de última tecnología y como última tecnología tiene los inconvenientes que apenas se está en pruebas y se corren riesgos.



133

A continuación se presenta algunos de los más importantes y utilizados dispositivos FACTS : El SVC En la operación, el SVC se comporta como una reactancia shunt variable, el cuál genera o absorbe potencia reactiva, para regular la magnitud de tensión en un punto de conexión de la red AC. En esta forma simple, el SVC consiste de un TCR en paralelo con un banco de condensadores. Los tiristores disparan un ángulo de control permitiendo al SVC tener casi instantáneamente una velocidad de respuesta. Este es usado extensamente para proveer rápidamente potencia reactiva y soporte en la regulación de tensión. Este es utilizado también para aumentar el margen de estabilidad del sistema y controla las oscilaciones del sistema de potencia. En el estudio de flujos de potencia el SVC es normalmente modelado como un generador sincrónico, con cero potencia activa de generación, y con límites superiores e inferiores dados para la generación de potencia reactiva. El generador representado por el SVC es reemplazado por una admitancia constante si el SVC se mantiene en uno de sus límites. La representación esquemática del SVC y su circuito equivalente se muestra en la Figura 87, donde un TCR es conectado en paralelo con un banco fijo de condensadores.



134

Figura 87. El SVC. a) Estructura formada por un condensador fijo y un TCR. b) Representación de la Susceptancia Variable.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002 Un compensador ideal shunt variable se asume que no contiene componente resistiva, Gsvc = 0. La potencia reactiva es función de un nodo con una magnitud de voltaje en un punto de conexión, siendo el nodo l , y la susceptancia BSVC equivalente del SVC, tenemos:

Pl = 0 (27) Ql = - Vl2 BSVC (28)

El SPS El Conmutador estático de fase SPS varía el ángulo de fase en el voltaje al final de la línea con un pequeño retraso. Esto se logra inyectando un voltaje en cuadratura con la línea el cual es enviado al final de la línea. El modelo de flujo de potencia del Conmutador Estático de Fase SPS es basado en el concepto de pequeñas pérdidas del transformador con un complejo sistema de taps. El control variable es en ángulo de fase, el cuál es ajustado usando el algoritmo de Newton para llevar el flujo de potencia activa a través de las pequeñas pérdidas del transformador representado en el SPS.



135

El esquema representativo del SPS y su circuito equivalente se muestra en la Figura 88. Figura 88. El SPS. a) Estructura formada por un Transformador en Serie, la excitación del transformador y la red de tiristores. b) Representación del ángulo de fase variable.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002 Una fase cambiada, controlado con el ángulo complejo de fase está relacionada por: Tv = cos φ + j sen φ y TI = cos φ - j sen φ lo podemos ver en la matriz de admitancia transferida

+−

−−

=

VmVljsen

jsenIl

X T1

)(cos)(cos

11Im

φφφφ (31)



136

donde XT es la reactancia desconocida del transformador en serie y Tv y TI son taps que cambian de acuerdo a cada operación a realizarse. Su magnitud es 1 y su ángulo de fase es φ. La potencia activa transferida a través del SPS Plm es calculada usando la expresión :

PlmV l V m

l mreg

tx= ∗ − −sen( )θ θ φ (32)

El ajuste apropiado del ángulo de fase φ hace posible el paso de potencia activa Plmreg a través del controlador SPS. Se logra, notando que el controlador de fase lleva a cabo la regulación del ángulo de fase, consumiendo la potencia reactiva de la red . El STATCOM El compensador sincrónico estático STATCOM permite realizar compensación de potencia reactiva obteniendo algunas de las ventajas mencionadas para los FACTS. Este elemento llamado también SVC avanzado o GTO - SVC, suministra compensación paralela de manera similar a los SVC pero usa un convertidor tipo fuente de voltaje para controlar la cantidad de carga de un condensador. Puesto que sus componentes básicos son pocos, su construcción es compacta y modular, lo que hace que pueda ser fácilmente enviado, ensamblado y reubicado en el sitio donde se necesite. Entre las ventajas más importantes que justifican su uso están :

• Respuesta rápida • Aumento de flujo de potencia en línea de transmisión • Mejora condiciones de estabilidad • Soporte de tensión en áreas críticas

También presenta algunas desventajas siendo las más importantes : • Inyección de armónicos en la red • Su costo es aún elevado • Limitación en potencia debido a las limitaciones de los GTO



137

El esquema representativo del STATCOM y su circuito equivalente se aprecia en la Figura 89. Figura 89. El STATCOM. a) VSC Conectado a la red AC con el Transformador en shunt. b) Fuente Variable Conectada en Shunt.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002 Aparte de usarse para el control de la potencia reactiva, el STATCOM se aprovecha también para ayudar a amortiguar las oscilaciones electromecánicas del sistema que resultan cuando se presentan perturbaciones. En el STATCOM ideal, el cuál se considera sin potencia activa, y observando la ecuación de potencia reactiva está nos da a entender como es el intercambio de potencia reactiva con el sistema AC

VRVR

VR

VR

VR

VR

QX

VX

Vx

Vl Vll VR

V Vl= − − =

−cos( )θ θ

2

(33)

donde θVR = θ l para el caso de pequeñas pérdidas del STATCOM.



138

Si Vl>VVR entonces QVR se hace positivo y el STATCOM absorbe potencia

reactiva. En el caso que QVR se hace negativo si Vl<VVR y el STATCOM genera potencia reactiva. En los estudios de flujo de potencia el STATCOM puede ser representado como un condensador sincrónico lo que es en muchos casos el modelo del generador sincrónico con cero potencia activa de generación. EL ajuste de la magnitud de la fuente de voltaje en ángulo de fase usando el algoritmo de Newton, satisface específicamente la magnitud de tensión del punto de conexión con la red AC.

VVR = VVR ( cos θ VR + j sen θ VR ) (34)

Teniendo el punto fuera de los límites máximos o mínimos que existe para VVR el cuál está en función del rango del condensador del STATCOM. Por otra parte, θVR puede tomar cualquier valor entre 0 y 2 π radianes pero en la práctica se debe

mantener cercano a θ l.

El DVR. El DVR es una conexión serie VSC. El uso de este mecanismo es en media tensión, con aplicación en distribución, este es usado para mejorar los rangos de forma dinámica, a los problemas de calidad de potencia tales como tensiones atrasadas en la fuente. Para el propósito de operación en estado estable, el desempeño del DVR es similar al SPS ; en este se inyecta una tensión en cuadratura con uno de los voltajes finales de la línea con el fin de regular el flujo de potencia activa. Sin embargo, el DVR es más versátil como controlador por que el no toma potencia reactiva de la red AC del sistema ; el tiene su propia potencia reactiva en un condensador a DC. Esta característica hace al DVR capaz de regular tanto el flujo de potencia activa como el de potencia reactiva dentro de sus límites impuestos por su rango. Dándole un mayor papel de desempeño al conmutador de fase y su compensador serie variable que en conjunto es el DVR. La representación esquemática del DVR y su circuito equivalente se ve en la Figura 90.



139

Figura 90. EL DVR. a) VSC conectado a la red AC vía Transformador en Serie. b) Fuente Variable de Voltaje conectada en Serie.

FuFuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002

El modelo del flujo de potencia del DVR es basado en el concepto de una fuente de voltaje conectada en serie, así :

VCR = VCR ( cos θ CR + j sen θ CR ) (35)

La magnitud del ángulo de fase del modelo DVR es ajustado usando el algoritmo de Newton el cual satisface las especificaciones de flujo de potencia activa y reactiva a través del DVR. Similarmente al STATCOM, existen unos límites máximos y mínimos para la magnitud de tensión VCR, el cuál está en función

del rango del condensador del DVR. De otra parte, el ángulo de fase θCR puede tomar valores entre 0 y 2π radianes. El UPFC El UPFC puede ser visto como un STATCOM y un DVR con una parte común que es un condensador en el lado de DC unificando el sistema de control. El UPFC permite simultáneamente el control del flujo de potencia activa, del flujo de potencia reactiva y la magnitud de tensión en las terminales del UPFC. Alternamente, el controlador puede ser el control de uno o más de estos parámetros o una combinación de estos. La representación esquemática del UPFC y su circuito equivalente se muestra en la Figura 91.



140

Figura 91. El UPFC. Back to Back VSC conectado con la red AC vía Transformador en Shunt y un segundo VSC conectado con la red AC vía Transformador Serie. b ) Circuito equivalente basado en las Fuentes de Voltaje.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002 La potencia activa demandada por el convertidor serie es enviada por el convertidor shunt por la red AC, la cual suple el enlace con DC. La tensión invertida del convertidor serie es sumado al nodo de tensión, es decir al nodo l, y este empuja la tensión en el nodo m. La magnitud de la tensión invertida VCR provee una tensión regulada y un

ángulo de fase θ CR determinado por el modo de control del flujo de potencia.



141

1. Si θ CR está en fase con el ángulo de fase de tensión θl, éste no regula el flujo de potencia activa.

2. Si θ CR está en cuadratura con el ángulo de fase de tensión θl, éste controla el flujo de potencia activa desempeñándose como un conmutador de fase pero sin arrastrar potencia reactiva de la red AC.

3. Si θ CR está en cuadratura con el ángulo de corriente entonces éste controla el flujo de potencia activa desempeñándose como un compensador serie variable.

4. En algún otro valor de θ CR, el desempeño es una combinación de conmutador de fase y compensador serie variable. Esto trae como resultado una regulación apropiada por parte del control a la tensión VCR.

En consecuencia se provee de un intercambio de potencia reactiva entre el convertidor serie y el sistema AC, el convertidor shunt puede también generar o absorber potencia reactiva con el fin de mantener una tensión independiente en su punto de conexión al sistema AC. El modelo del flujo de potencia del UPFC y su circuito equivalente se muestra en la Figura 91, el cuál consiste de una conexión shunt , una fuente de tensión, una conexión serie de una fuente de tensión y una potencia activa la cuál funciona por estas ecuaciones enlazadas con dos fuentes de tensión :

VVR = VVR ( cos θ VR + j sen θ VR ) (36) VCR = VCR ( cos θ CR + j sen θ CR ) (37)

Re - V VR I* VR + V CR I*m = 0 (38)

Estas ecuaciones son ajustadas en coordinación con el medio usado por el algoritmo de Newton que satisface las especificaciones de control requeridas. Similarmente las fuentes shunt y serie de tensión usadas son la representación del STATCOM y el DVR respectivamente, la tensión de la fuente usada en el UPFC en sus aplicaciones es limitada. Para el convertidor shunt los límites de la magnitud de tensión y el ángulo de fase son : VVR min < VVR < VVRmax y

0 < θCR < 2π. Los correspondientes límites para el convertidor serie son: VCR min

< VCR < VCRmax y 0 < θ CR < 2π.



142

EL HVDC – LIGHT El HVDC - LIGHT comprende dos VSC, uno operando como un rectificador y otro como un inversor. Los dos convertidores son conectados a cada lado unidos por una línea DC dependiendo de la aplicación. La función principal es transmitir potencia constante, rectificada en la estación inversora, con un alto nivel de control. La representación del HVDC - LIGHT y su circuito equivalente está en la Figura 92. Figura 92. El HVDC - LIGHT. El VSC al final es un Rectificador, y el VSC que recibe es un Inversor. b) Circuito Equivalente.

Fuente: Power Electronic Control in Electrical Systems. T.J.E. MILLER. Capítulo 4. 2002



143

Un VSC controla el voltaje DC y el otro la transmisión de potencia activa a través de la línea DC. Asumiendo las pequeñas pérdidas de los convertidores, la potencia activa que fluye por el sistema AC menos las pequeñas pérdidas en la línea DC. Durante operación normal, ambos convertidores tienen independencia en el control de la potencia reactiva. El modelo del flujo de potencia back to back del HVDC - LIGHT puede ser basado en el uso de una fuente de tensión como rectificador, y una fuente de tensión como inversor dada por la ecuación :

VVR1 = VVR1 ( cos θ VR1 + j sen θ VR1 ) (39)

V VR2 = VVR2 ( cos θ VR2 + j sen θ VR2 ) (40) Re - VVR1 I*vR + VVR2 I*m = 0 (41)

En esta aplicación de dos fuentes de tensión en shunt usadas para representar dos convertidores, tiene como magnitud de tensión y ángulo de fase los límites : VVR min1 < VVR1 < VVRmax1 y 0 < θVR1 < 2π, es VVR min2 < VVR < VVRmax2 y 0 < θVR2 < 2π. VENTAJAS DE LOS FACTS Las siguientes son las principales ventajas que representan el uso de los dispositivos FACTS :

• Permiten un mayor control sobre el flujo de potencia, dirigiéndolo a través de rutas predeterminadas.

• Se puede operar con niveles de carga seguros (sin sobrecarga) y cercanos a los límites térmicos de las líneas de transmisión.

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

• Incrementan la seguridad del sistema al aumentar el límite de estabilidad transitoria, limitando las corrientes de corto circuito y sobrecargas, previniendo salidas en cascada, y limitando el efecto de otras fallas en el sistema y equipos.



144

• Amortiguen oscilaciones del sistema de potencia que dañan los equipos y limitan la capacidad de transmisión disponible.

• Responden rápidamente a los cambios en las condiciones de la red para proveer un control del flujo de potencia en tiempo real.

• Proveen una mayor flexibilidad en la localización de nuevas plantas generadoras.

• Proporcionan seguridad en las conexiones a través de las líneas de enlace entre empresas y regiones vecinas.

Una propiedad única de los FACTS es la gran flexibilidad que presentan en los tres estados operativos del sistema de potencia : prefalla, falla, postfalla. La capacidad para controlar transitorios y para impactar rápida y significativamente el estado de posfalla los hace sumamente atractivos. LOCALIZACION Existen tres factores importantes a considerar cuando se ha tomado la decisión de instalar un dispositivo FACTS : el tipo de dispositivo, la capacidad requerida y la ubicación que optimice el funcionamiento del dispositivo. De estos factores, el último es de suma importancia, ya que la ubicación de los FACTS depende del efecto deseado de las características propias del sistema. Por ejemplo, si se desea evitar el flujo en anillo ( la diferencia entre una ruta directa y la determinada por la red se denomina “flujo en anillo”, que se caracteriza por una circulación de potencia que disminuye la capacidad disponible de la línea. ) primero debe identificarse el anillo y después ubicar el dispositivo en una de las líneas de transmisión de éste para forzar el flujo en la manera deseada. Ahora bien, si se desea mejorar la operación económica del sistema al incrementar la capacidad de transmisión de potencia, el dispositivo FACTS se puede ubicar en una línea subutilizada, aumentando el flujo a través de ella, o bien, colocarlo en la línea más cargada para limitar el flujo de la misma, permitiendo mayor flujo por el resto del sistema.

126

ANEXO 2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV

126

ANEXO 4 DIAGRAMA UNIFILAR INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

79,31Ω

126


Caso 1 _ 180 MW

79,31Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

126


Caso 2 _ 205 MW

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

126


Caso 3 _ 240 MW

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

Ω

126

ANEXO 8 MODELO EN ATP INTERCONEXIÓN COLOMBIA – ECUADOR 230 kV

(LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI) Caso 1 _ 180 MW

S_COL

STN ECUSTN COL

RE1_1 RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECUTHEV_COL

S_ECU

INT_2

INT_3

JAMONDIN POMASQUI

126



S_COL

STN ECUSTN COL

RE1_1 RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECUTHEV_COL

INT_1

INT_2

INT_3

JAMONDIN POMASQUI

126



STN ECUSTN COL

RE1_1 RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECUTHEV_COL

INT_1

JAMONDIN POMASQUI

126

ANEXO 11 MODELO EN ATP DE LA LÍNEA JAMONDINO – POMASQUI 230 kV

COMPENSADA EN SERIE CON UN FSC Y UN TCSC Caso 2

S_COL

STN ECUSTN COL

RE1_1 RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECUTHEV_COL

INT_1

INT_2

INT_3

JAMONDIN POMASQUI

126


COMPENSADA EN SERIE CON UN FSC Y UN TCSC Caso 3

X0001

STN ECUSTN COL

RE1_1 RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECUTHEV_COL

INT_1

JAMONDIN POMASQUI

126


X0043

RE1_1

X0042

RE1_2

RE1_3CAP 1

THEV_ECU

THEV_COL

INT_1

A

B

C

A

B

C

126

ANEXO 3 CONFIGURACIÓN GEOMÉTRICA DE LA TORRE

Análisis de comportamiento eléctrico mediante la ...

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