Unidad I Control de Sistemas de Potencia

8/18/2019 Unidad I Control de Sistemas de Potencia

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Introducción.

Los sistemas flexibles de transmisión de corriente alterna, llamados

FACTS, en los últimos años han sido bien conocidos por sucontrolabilidad en los sistemas de potencia por medio de

dispositivos de electrónica de potencia. Varios dispositivos FACTS se

han introducido para varios usos por todo el mundo. Un número de

nuevos tipos de dispositivos están en la etapa de la introducción en

la práctica. Incluso más conceptos de configuraciones de

dispositivos FACTS son discutidos en la investigación y la literatura.

La mayor parte de su controlabilidad se utiliza para evitar el alto

costo de las grandes extensiones de terreno de los sistemas depotencia que se requieren, así como también mejoras o adiciones

de subestaciones y de líneas eléctricas. Los dispositivos FACTS

proporcionan una mejor adaptación a varias condiciones

operacionales y mejora el uso de instalaciones existentes.


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La electricidad empezó a utilizarse para transportar energía hace

aproximadamente 120 años, y el primer enlace en HVDC se realizó

hace 50 años (1954), por lo que podemos considerar a la HVDC como

una tecnología consolidada, aunque en continua evolución tanto porla electrónica de potencia como por las mejoras tecnológicas de los

cables extruidos. La mejor prueba de su madurez son los más de

70,000 MW instalados hasta el año 2005 en más de 90 proyectos en

todo el mundo, así como los numerosos proyectos HVDC en curso.

A la hora de elegir entre un sistema HVAC (High Voltage Alternating

Current) o HVDC en la transmisión de energía eléctrica, se deben

tener en cuenta diversos criterios. Uno de los principales es la

viabilidad técnica de realizar el enlace con cada una de lastecnologías.


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La figura 1.1 muestra cómo la potencia del sistema HVDC se mantiene

prácticamente independiente de la distancia, mientras con HVAC la

capacidad de transmisión disminuye con la longitud de las líneas, debido

a sus efectos inductivos. Otra dificultad añadida es el desfase producidopor esta misma inductancia entre los dos extremos de la línea, puesto

que puede conducir a la inestabilidad del sistema. Estos problemas no

aparecen en los sistemas HVDC por no estar afectados por la

inductancia de la línea.

Figura 1.1 Relación potencia / distancia

de las líneas HVAC y HVDC.


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Cuando es posible implementar un sistema tanto en HVAC como en

HVDC, es necesario tener en cuenta otros factores adicionales.

Habitualmente, el más importante acostumbra a ser el económico.

A la hora de analizar el costo total de un sistema de transporte será

necesario contar con los costos directos de la instalación (líneas y

convertidores/transformadores) y los indirectos (pérdidas

capitalizadas).

La figura 1.2 muestra la distribución de los costos de las instalaciones

HVDC y HVAC en función de la distancia. La figura 1.3 muestra la

relación costo/distancia en dos sistemas de 3,500 y 10,500 MW con

líneas aéreas. Al comparar ambas figuras se observa cómo la

distancia crítica entre un sistema y otro disminuye para mayores

potencia y tensiones.


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Figura 1.3 Comparación del costo de los sistemas HVAC y HVDC en función de la longitud dela línea de transporte (distancias críticas).

Esto es debido al mayor costo fijo de los sistemas HVDC (costo

estación de conversión> costo transformador), que se ve corregidopor el menor costo de las líneas HVDC (menor número de líneas), de

los apoyos (menor resistencia mecánica necesaria), pérdidas

(mayores pérdidas en la estación de conversión compensadas por las

menores pérdidas en las líneas HVDC).


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Otro criterio a tener en cuenta en la solución finalmente adoptada es

el impacto medioambiental de las instalaciones. En el caso de líneas

aéreas, el tamaño de los apoyos es menor en HVDC para el mismo

nivel de transmisión de potencia. Esto repercute también en el

tamaño del corredor de paso necesario (inferior en HVDC) figura 1.4.

Las principales consideraciones medioambientales a tener en cuenta

en las proximidades de instalaciones eléctricas de alta tensión,además del impacto visual, están relacionadas con los campos

eléctrico y magnético, que pueden ionizar el aire alrededor del cable,

apareciendo el efecto corona. Este efecto puede producir

interferencias de radiofrecuencia, ruido audible y generación de

ozono. Por todo ello, es importante conocer su orden de magnitud.


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Figura 1.4 Franja de servidumbre para el caso 500 KV HVAC y ±500 HVDC para

transportar 3000 MW

Figura 1.5 Comparación de torres

HVAC (800 kV, 2000 MW) y HVDC (500

kV, 3000 MW).


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Desde un punto de vista medioambiental, las líneas HVDC se

caracterizan por:

• Necesidad de un pasillo (corredor de paso) menor para líneasaéreas HVDC con la misma transmisión de potencia y con torres más

simples, por lo que el impacto visual es también inferior.

• Los campos eléctricos y magnéticos generados por una línea HVDCson estáticos y del mismo orden de magnitud que los generados por

la Tierra de forma natural, por lo que a priori no afectan

negativamente a ningún ser vivo. En el caso de los magnéticos, estos

campos se anulan al instalar retornos metálicos.

• La generación de ozono por efecto corona es del mismo orden de

magnitud que el generado en procesos naturales.


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Figura 1.6 configuraciones típicas

de enlaces en HVDC


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Existen casos donde los sistemas HVDC son necesarios :

• La transmisión de energía utilizando cables submarinos está

limitada a cortas distancias en el caso HVAC (130 km en laactualidad) debido a la alta capacidad dieléctrica de los cables, por lo

que la tecnología HVDC permite la conexión de sistemas aislados

(estaciones petrolíferas, parques eólicos en alta mar, sistemas

insulares, etc.) a los sistemas continentales, independientemente de

la distancia.

• Transporte de energía mediante líneas subterráneas HVDC a zonas

congestionadas donde es imposible la instalación de generación

(zonas urbanas con gran crecimiento demográfico y energético).

• Incremento de la capacidad de transporte utilizando corredores de

paso existentes en HVAC.


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• Cuando es necesario tener control total del flujo de potencias

activa y reactiva. Estos factores han hecho que la instalación de

sistemas HVDC se haya incrementado sustancialmente en la última

década, como muestra la figura 1.7.

Figura 1.7 Potencia instalada en HVDC (>500 kV) y HVAC (750 kV)


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Componentes de un sistema HVDC

Aunque muchos de los consumos instalados actualmente funcionan

con corriente continua, todos ellos están diseñados para realizar laconversión desde el nivel de corriente alterna al que están

conectados al de continua necesario para su funcionamiento.

Del mismo modo, la generación de energía eléctrica se realiza en

AC. Esto significa que, para transportar la energía utilizando HVDC,

es necesario convertirla de CA a CD para posteriormente realizar la

transformación inversa, de CD a CA. Los principales elementos en

este doble proceso son figura 1.7:

• Convertidores CA/CD (rectificadores) y CD/CA (inversores).

• Transformadores de conversión.

• Líneas de transporte.

• Filtros CA y CD.


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Estaciones de conversión

Los convertidores tienen como objeto la transformación entre

corriente alterna y continua a ambos lados de la transmisión. En el

paso de AC a DC interesa conseguir una entrada con el mayornúmero de fases posible, puesto que esto permite entregar a la

salida una señal continua prácticamente plana (mínimo rizado),

antes de conectar un filtro.

Tecnología clásica o LCC (Line Commutated Converter) La principal

característica de los convertidores clásicos es la utilización de

tiristores o SCR (Silicon-Controlled Rectifiers) (más modernamente

LASCR (Light-Activated Silicon- Controlled Rectifiers)). Esto resulta en

un convertidor con dispositivos semicontrolados, dado que estecircuito permite seleccionar el momento (ángulo) de disparo o

conexión durante la polarización directa del dispositivo, pero no es

posible controlar el corte, que no llegará hasta que sea polarizado

inversamente.


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Este tipo de control permite regular la potencia activa, pero no la

reactiva, que depende solamente de la potencia activa entregada.

Los tiristores utilizados actualmente en HVDC se caracterizan por:• Tensión de bloqueo hasta 8 kV.

• Intensidad máxima de 4 kA.

• Señal de puerta óptica. Tecnología LTT (Light Triggered Thyristor) o

ETT (Electrical-triggered Thyristor).

La primera característica hace necesario el montaje en serie de

varios tiristores para alcanzar la tensión de funcionamiento de la red

a la que se encuentra conectado, lo que implica el montaje de torres,

habitualmente modulares, de cientos de tiristores por válvula. Estasgrandes torres suelen estar suspendidas del techo del edificio que

las alberga, principalmente en aquellas zonas que puedan sufrir

movimientos sísmicos importantes.


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La utilización de la tecnología LTT permite el disparo de un tiristor

mediante una señal óptica de aproximadamente 40 mW, lo que

elimina parte de la electrónica de control y mejora el aislamiento y

el nivel de protección. La tecnología ETT, controlada por una señal

eléctrica, tiene un consumo del circuito de control de unos 10 W.

La penetración de la electrónica en el sistema eléctrico no ha sido

uniforme. El sistema eléctrico de potencia, hoy en día, dispone deun numero ingente de sistemas electrónicos (IED Intelligent

Electronic Devices), que actúan de relé o de medida, en las

protecciones, en la operación, en la planificación… pero siempre

finalmente se termina accionando un tradicional y lento interruptor

electromecánico.


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Dispositivos y Aplicaciones

Los sistemas FACTS:

• Tienen un gran rango de aplicaciones gracias a su buena

controlabilidad

•

Se utilizan para reducir costes, mejorar las líneas y la calidaddel suministro

• Tienen una gran flexibilidad para adaptarse a diferentes

condiciones de trabajo.


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Las aplicaciones básicas de los dispositivos FACTS son:

•Control de flujo de potencia

•Incremento de la capacidad de transmisión

•Control de voltaje

•Compensación de energía reactiva

•Mejoras de estabilidad

•Mejoras de calidad de potencia

•Mejoras de calidad de suministro

•Mitigación del efecto flicker

•Interconexión de generación renovable y distribuida


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Algunas consideraciones:

•Requieren un estudio de necesidades y beneficios para justificar sucoste

•La electrónica de potencia permite tiempos de respuesta muy

rápidos

•Son estáticos y dinámicos a la vez


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Clasificación

•Convencionales vs FACTS

•Según tipo de conexión (paralelo, serie, serie-paralelo)

•Utilizando tiristores o IGBT’s


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Dispositivos Paralelo

• Se utilizan básicamente para compensación de reactiva ycontrol de tensión.

Aplicaciones:

• Reducción de flujos indeseados de potencia reactiva

• Control del intercambio de energía contratada con energíareactiva equilibrada

• Compensación de los consumidores y mejora de la calidad depotencia

• Mejora de la estabilidad estática o transitoria

• Energías renovables y energía distribuida en general


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SVC (Static Var Compensator)

Aplicaciones:

• Aumento de la capacidad de transferencia de energía y

reducción de las variaciones de tensión (estabilización de la

tensión dinámica)• Aumento de la estabilidad en régimen transitorio y mejor

amortiguación del sistema de transmisión de energía eléctrica

(mejora de la estabilidad sincrónica).

• Equilibrio dinámico de la carga• Soporte de la tensión en régimen permanente


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• Tipos más conocidos: TSR, TSC, TCR, MSC• Se pueden usar diversas combinaciones

• Se colocan en centros de carga importantes, subestacionescríticas y en puntos de alimentación de grandes cargas

SVC (Static Var Compensator)


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STATCOM (Static Compensator)

• Se trata de un compensador estático sincrónico y sin inercia

–

Mejor dinámica – Menor inversión

– Menores costes de mantenimiento

– 1200 MVA instalados en la actualidad.

Aplicaciones:

• Aumento de la transmisión de energía y menores variaciones detensión (estabilización de la tensión dinámica)

•

Mejor estabilidad en régimen transitorio, mejor amortiguamientodel sistema de transmisión, amortiguamiento de SSR (mejora dela estabilidad sincrónica)

• Equilibrio dinámico de carga

• Mejora de la calidad de la energía

• Soporte de tensión en régimen permanente


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• Compuesto de un condensador en el lado de continua y de

tiristores con capacidad de desconectarse (GTO, IGCT o IGBT)• Es posible controlar la tensión del convertidor, por lo tanto,

también la energía reactiva

• Se suelen usar impulsos PWM en el control, reduciendo así los

harmónicos generados

STATCOM (Static Compensator)


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Dispositivos Serie

• Compensan reactiva además de permitir un flujo de potencia

estable gracias a las impedancias

• Suelen estar protegidos con un puente de tiristores

• Potencia instalada aproximada: 350.000 MVA

Aplicaciones:

• Disminución de la reducción de tensión en una línea

• Reducción de fluctuaciones de voltaje

• Mejora de la respuesta ante las oscilaciones

• Limitación de cortocircuitos en redes o subestaciones

• Evitan el reflujo de carga en una red mallada


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TCSC (Tyristor Controlled Series Capacitor )

• Condensador en serie controlado por tiristores

• Puede estar formado por varias reactancias en paralelo

controladas

• Control uniforme de la reactancia capacitiva

Aplicaciones:

• Eliminación de problemas dinámicos en sistemas de

transmisión

• Amortiguación de oscilaciones electromecánicas

• Reducción de la resonancia subsincrónica


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•

Condensador en paralelo con un varistor de óxido metálico paraevitar sobretensiones

• Formado, además, por un inductor de intensidad variable.

TCSC (Tyristor Controlled Series Capacitor )


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SSSC (Static Syncronous Series Compensator)

• Compensador en serie síncrono estático.

• Puede funcionar como si fuera un condensador en serie

controlable

Aplicaciones:

• Control dinámico del flujo de energía

• Mejora de la estabilidad de la tensión y del ángulo


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Dispositivos Serie y Paralelo

• Con el crecimiento del consumo de energía y de las redes, la

capacidad del flujo de potencia de las líneas adquiere cada

vez más importancia, así como sus pérdidas de energía. Estos

dispositivos intentan solucionar ambas problemáticas

simultáneamente.


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DFC (Dynamic Flow Controller)

• Híbrido formado por un transformador de desplazamiento defase (PST, Phase Shifting Transformer) y por compensación decambios en serie

• Contiene un PST, un TSC/TSR y, opcionalmente, un capacitor enparalelo mecánicamente activado, MSC

• La intensidad que circula por las impedancias colocadas en seriese puede modificar mediante válvulas

• Los cambios de las conexiones de válvulas se realizan por mediode señales binarias y en el instante en que el corriente es ceropara minimizar los armónicos generados


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UPFC (Unified Power Flow Controller)

• Combinación de un STATCOM y un SSSC acoplados mediante unbus de continúa

• Permite un flujo bidireccional de potencia activa y control depotencia reactiva (independientemente).

• El bus de continua, que tiene un condensador, permite adaptardiferentes niveles de potencia reactiva, pero la potencia activadebe ser la misma en los dos extremos

• Este dispositivo fue diseñado para un control en tiempo real yuna compensación dinámica de los sistemas de transmisión

IPFC (I t li P Fl C t ll )


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IPFC (Interline Power Flow Controller)

• Dispositivo muy parecido al UPFC con la diferencia principal que su

conexión es, en ambos lados, mediante un transformador en serie conla red

• Intenta compensar la potencia reactiva de un número dado de líneas detransmisión en una subestación

• Con un IPFC es posible:

–

Equilibrar el flujo de activa y reactiva entre líneas – Reducir la sobrecarga de las líneas mediante transmisión de

potencia activa

– Compensar las caídas de tensión resistivas a la potencia reactiva quese requiere

– Incrementar la efectividad del conjunto a las perturbacionesdinámicas


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GUPFC (Generalized Unified Power Flow Controller)

• Combinan tres o más convertidores VSC interconectados con unmismo bus de continua y conectados a la red mediantetransformadores serie y paralelo.

• Mejoras introducidas: – Control de energía reactiva en cada binomio VSC +

Condensador

– Flujo unificado de energía activa entre las líneas a las que está

conectado


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Dispositivos Back-to-Back

Convencionales

• Formados por tiristores• No permiten la regulación

de energía reactivacompensada

•

Permiten transmitirgrandes cantidadespotencia activa

• Tienen menos pérdidas(frecuencia de

conmutación baja)

Con VSC

• Formados por semiconductores

con capacidad de desconexión(IGBT)

• Permiten la regulación depotencia reactiva (además de la

activa)• La cantidad de energía activa que

permiten transmitir es menorque en el caso de los tiristores

• Insertan menos armónicos pero

incrementan las pérdidas

•Permite un control total de flujo de potencia ya que toda laenergía activa circula a través de él.


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Dispositivos Back-to-Back

• Los primeros (sin VSC) disponen de unos 14.000 MVAinstalados mundialmente

• Los segundos (con VSC) se limitan a 900 MVA a día de hoy


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HVDC (High-Voltage Direct-Current transmission)

• Convierten la corriente AC a DC

• La transportan a través de una línea DC

• Finalmente realizan la transformación inversa.

Ventajas en muchas aplicaciones:

– Cables submarinos

– Interconexión de sistemas AC de distintas frecuencias

– Transmisión a largas distancias

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