DepartamentodeElectroenergética
DiseñoeImplementaciónenMatlab/SimulinkdeunSVCAplicadoalaLíneade110kVqueAlimentalaTextilera
‘’DesembarcodelGranma’’
Autor:CarlosDemaisonNicolau
Tutor:MSc.Ing.JuanAntonioGutiérrezFernández
Julio2019
DesignandImplementationinMatlab/SimulationofanSVCAppliedtothe110kVLinethatFeedstheTextile
"DesembarcodelGranma"
Author:CarlosDemaisonNicolau
Tutor:MSc.Ing.JuanAntonioGutiérrezFernández
July2019
Electroenergetic Department
EstedocumentoesPropiedadPatrimonialdelaUniversidadCentral“MartaAbreu”deLas
Villas, y se encuentra depositado en los fondos de la Biblioteca Universitaria “Chiqui
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PENSAMIENTO
Solo tendrás éxito si crees que puedes tenerlo
Anónimo
DEDICATORIA
A mi gran familia
AGRADECIMIENTO
En primer lugar, agradecer a Dios porque sin su voluntad no llegaría hasta aquí. A mis padres por sus esfuerzos y sacrificios, por brindarme amor, cariño y su apoyo incondicional a pesar de la distancia que nos separa.
A mi tutor El ingeniero Juan Antonio Gutiérrez Fernández por la entrega, tiempo y colaboración que me dedicó en la elaboración de este trabajo de grado. A Ana Isabel por ser mi compañera inseparable en los momentos buenos y los no tan agradables.
A mis compañeros y profesores por contribuir a mi formación personal y profesional.
A todo aquel que de una u otra forma ha contribuido para que se hiciera realidad este proyecto.
A todos muchísimas gracias
7
RESUMEN
La barra ubicada a la entrada de la subestación que alimenta a la Empresa Textilera ´´
Desembarco del Granma ´´ presenta variaciones de voltaje que exceden el rango de tolerancia
de la norma cubana. La subestación de esta planta es alimentada a su vez desde la
subestación Santa Clara (220/ 110 kV) ubicada en la ciudad del mismo nombre. En dicha
subestación se presentan caídas de voltaje que exceden el 4 % del valor nominal lo que limita
la capacidad de operación de los técnicos del despacho de carga para garantizar la correcta
regulación del voltaje.
Como solución a esta problemática se propone instalar un dispositivo regulador de voltaje en
la barra del primario de la subestación que alimenta a la carga en cuestión. Teniendo en cuenta
las variaciones permanentes y frecuentes que sufre el voltaje en la subestación la propuesta
ha sido la conexión de un dispositivo cuyo comportamiento sea lo suficiente dinámico, ente
este caso un dispositivo FACTS tipo SVC. En este trabajo se define la configuración que debe
presentar el FACTS teniendo en cuenta sus ventajas, desventajas y posibilidades y se
desarrolla el cálculo de los parámetros de cada uno de los componentes que lo conforman.
Estos parámetros serán obtenidos a través de las expresiones matemáticas que describen su
comportamiento y determinan los puntos de operación que son de interés. Posteriormente se
implementa en Matlab/Simulink, se realizan las simulaciones y se analizan los resultados.
Palabras Clave: fiabilidad, control, estabilidad, flexibilidad, FACTS.
8
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS. ................................... 3
1.1 Generalidades de los Sistemas de Potencia ............................................................. 3
1.1.1 Componentes .................................................................................................... 3
1.1.2 Características .................................................................................................. 3
1.1.3 Limitaciones ...................................................................................................... 5
1.2 Sistemas Flexibles de Transmisión de CA (FACTS) ................................................. 6
1.2.1 Ventaja y Desventajas de los FACTS ................................................................ 8
1.2.2 Principales Tipos de Dispositivos FACTS ........................................................ 10
1.2.3 Aplicaciones de los Dispositivos FACTS ......................................................... 20
1.3 Conclusiones del Capítulo ...................................................................................... 22
CAPÍTULO 2. DISEÑO DE UN DISPOSITIVO FACTS TIPO SVC EN MATLAB/SIMULINK . 23
2.1 Compensador Estático de Reactivos (SVC) ........................................................... 23
2.1.1 Estructura y Principio de Operación ................................................................ 24
2.1.2 Características del Sistema de Potencia ......................................................... 26
2.1.3 Reactor Controlado por Tiristores (TCR) ......................................................... 28
2.1.4 Capacitor Conmutado por Tiristores ................................................................ 30
2.2 Características de Operación del SVC ................................................................... 32
2.2.1 Característica de Operación en Estado Estable SVC-SEP .............................. 33
2.3 Sistema de Medición .............................................................................................. 35
2.4 Regulador de Voltaje .............................................................................................. 35
2.5 Diseño de los Componentes del SVC ..................................................................... 36
2.6 Configuración y Calculo de los Parámetros del SVC .............................................. 38
2.6.1 Rama de los Capacitores Conmutados por Tiristores (TSC) ........................... 38
2.6.1.1 Banco de Capacitores ................................................................................. 39
2.6.1.2 Reactor Limitador de Corriente .................................................................... 40
2.6.1.3 Válvula Tiristores ......................................................................................... 40
2.6.2 Rama TCR ...................................................................................................... 41
2.6.2.1 Dimensionamiento de la Inductancia de TCR .............................................. 42
2.7 Diseño del Controlador ........................................................................................... 42
2.7.1 Función de Transferencia ................................................................................ 43
2.7.2 Diseño del Controlador por el Método del Factor K ......................................... 43
2.8 Conclusiones del Capítulo ...................................................................................... 45
CAPÍTULO 3. IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN ............................................................. 46
3.1 Modelo en Simulink ................................................................................................ 46
3.1.1 Circuito Equivalente del Sistema de Potencia .................................................. 47
3.1.2 Transformador de Potencia ............................................................................. 48
3.1.3 Rama del TCR Modelo Simunk ....................................................................... 48
3.1.4 Rama de los TSC Modelo Simulink ................................................................. 49
3.1.5 Componentes de Control Modelo Simulink ...................................................... 50
3.1.5.1 Sistema de Medición ................................................................................... 51
3.1.5.2 Regulador de Voltaje ................................................................................... 51
3.1.5.3 Función de Distribución ............................................................................... 52
3.1.6 Simulaciones ...................................................................................................... 53
3.2 Conclusiones Parciales .......................................................................................... 58
CONCLUSIONES ................................................................................................................. 59
RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 60
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 61
1
INTRODUCCIÓN
A lo largo de los años se ha hecho evidente que la máxima capacidad operativa de un sistema
seguro de transmisión se basa frecuentemente en la estabilidad de la tensión y de los ángulos
de fase, y no tanto en sus limitaciones físicas. Así pues, en vez de construir nuevas líneas, la
industria ha buscado desarrollar tecnologías o dispositivos que incrementen la capacidad de
las redes de transmisión, manteniendo al mismo tiempo, o incluso mejorando la estabilidad de
la red.
Las empresas de prestación de servicios de transmisión de energía pueden ver en los sistemas
de transmisión flexibles de corriente alterna (FACTS por sus siglas en inglés) respuestas a las
cuestiones financieras y de mercado que demandan una operación más óptima y rentable del
SEP. Ahora más que nunca, los avances tecnológicos son necesarios para la operación
confiable y segura de los sistemas de potencia. Para alcanzar tanto la confiabilidad operacional
como altos niveles de rentabilidad financiera es claro que se requiere un control y utilización
más eficiente de la infraestructura del sistema existente y esto es posible en mayor medida
con los equipos basados en electrónica de potencia, FACTS, que son herramientas que
pueden proveer soluciones técnicas para resolver los nuevos retos de operación en los
sistemas de potencia modernos. La tecnología FACTS permite mejorar la operación de un
sistema con mínimas inversiones en infraestructura, (en proporción con las soluciones
esperadas), con mínimo impacto ambiental, y con mejores tiempos de implementación,
comparados con la construcción de nuevas líneas de transmisión cuando se trata de grandes
distancias, y se perfila como una característica fundamental de un sistema eléctrico de
potencia moderno [1]
Los dispositivos FACTS mejoran la capacidad de operación de un sistema por diversas
razones, por ejemplo, controlan los niveles de voltaje y el flujo de energía, compensan la
potencia reactiva (VAR), controlan las circulaciones de potencia o realizan funciones
auxiliares, como la amortiguación de oscilaciones. Los Compensadores Estáticos de Reactivos
(SVC), representan la primera generación de controles FACTS y han sido utilizados desde
1970 hasta la actualidad [1].
En esta tesis, al desarrollarse el diseño, modelado y simulación de un Compensador Estático
de reactivo (SVC) conectado a un Sistema Eléctrico de Potencia se cubrirán aspectos como,
INTRODUCCIÓN
2
comportamiento, configuración y control. El programa que se ha de elaborar se ajustará lo más
posible a las condiciones reales de operación de un SVC obteniendo resultados relacionados
la estabilidad de voltaje en las líneas de transmisión.
El problema científico de esta investigación es: ¿Cómo regular el voltaje en la barra final de
110 kV de la subestación que alimenta a la Empresa Textilera “” Desembarco del Granma”?
Para dar respuesta al mismo se plantea como objetivo general: Desarrollar un dispositivo
FACTS que regule el voltaje en la barra final de 110 kV de la subestación que alimenta a la
Empresa Textilera “” Desembarco del Granma”.
A partir del mismo, se declaran como objetivos específicos los siguientes:
1. Describir de manera general el funcionamiento de los FACTS.
2. Diseñar el SVC a través del cálculo de cada uno de los parámetros y magnitudes
relativas sus componentes.
3. Simular el Modelo en Matlab/Simulink para analizar el desempeño del dispositivo y
comparar los resultados con el comportamiento del SEP cuando el SVC esta
desconectado.
Para cumplir dichos objetivos se realizan las tareas científicas siguientes
1. Estudio de las principales configuraciones de dispositivos FACTS.
2. Descripción de las ventajas de los FACTS.
3. Modelación mediante el desarrollo de los sistemas de ecuaciones correspondientes.
4. Diseño e implementación del modelo en Matlab/Simulink.
5. Simulación y evaluación de los resultados.
La presente Tesis de Grado estructura su contenido en 3 capítulos, los cuales se resumen a
continuación.
En el Capítulo 1, se realiza un estudio de los sistemas de potencia su constitución,
características y sus limitaciones. Se realiza también un breve historial de los FACTS, tipos de
FACTS sus ventajas, desventajas y respectivas aplicaciones.
En el Capítulo 2, se plantea el SVC conectado en paralelo a la red y con los parámetros de la
misma se hacen los cálculos correspondientes al dispositivo en cuestión.
En el Capítulo 3, se ejecutan las simulaciones para diferentes niveles de tensión y se comparan
los resultados del sistema sin el SVC.
3
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
1.1 Generalidades de los Sistemas de Potencia Los sistemas eléctricos de potencia (SEP) se construyeron inicialmente para satisfacer la
demanda de las regiones en las que por razones demográficas o económicas se fueron
estableciendo. Se abastecía entonces la demanda de una región y luego, por necesidades
climáticas, energéticas o eléctricas se vio la necesidad de interconectarlas eléctricamente. En
ese entonces, se operaba con intercambios mínimos entre regiones [2].
1.1.1 Componentes Los constituyentes principales de un sistema de potencia son: generadores, líneas de
transmisión, sub-transmisión, distribución y cargas junto con sus equipos auxiliares de
protección y soporte.
Los generadores son máquinas rotativas que pueden ser sincrónicas o asincrónicas. Las
líneas de transmisión, Sub-transmisión y distribución, son esencialmente redes de parámetros
distribuidos dominantemente reactivos diseñadas para operar a altos, medios y bajos voltajes
AC. Las cargas pueden ser sincrónicas, no sincrónicas y pasivas, consumiendo en general
potencia activa y reactiva [2].
1.1.2 Características Los sistemas de potencia convencionales, especialmente las líneas de transmisión, se dice
que son inflexibles debido a que ofrecen poca o nula posibilidad de control en el flujo de
potencia como consecuencia de que los parámetros y la configuración de la red son fijos.
Además, la red tiene una respuesta lenta ante contingencias, lo cual dificulta el control del flujo
de potencia del sistema en términos de velocidad y versatilidad.
Esto se debe a que los sistemas eléctricos de potencia en la actualidad están primordialmente
controlados por elementos mecánicos, que son lentos y requieren mantenimiento continuo
debido a que sufren desgaste.
El flujo de potencia entre dos puntos a través de una línea de transmisión sin pérdidas está
dado por la siguiente relación y por la figura 1.1:
4
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
𝑷𝟏𝟐 = 𝑽𝟏𝑽𝟐𝐬𝐢𝐧(𝜽𝟏𝟐)𝑿𝑳𝑻
(1.1)
Figura 1.1: Modelo aproximado de línea de transmisión AC
Donde:
Ø 𝑷𝟏𝟐:es la potencia real o activa transferida a través de la línea de transmisión que conecta los nodos 1 - 2.
Ø 𝑽𝟏𝑦𝑽𝟐:corresponden a la magnitud del voltaje en los nodos 1-2, respectivamente.
Ø 𝜽𝟏𝟐: diferencia angular entre los nodos terminales.
Ø 𝑿𝐋𝐓: es la reactancia entre las líneas de transmisión.
En esta expresión, se aprecia como la potencia transferida a través de una línea de transmisión
depende de tres parámetros [3]:
a) Magnitud de los voltajes de nodo, V1, V2.
La inyección de un voltaje en serie con la línea con un ángulo cualquiera con respecto
al voltaje, puede controlar la magnitud y la fase de la corriente de la línea. Esto puede
controlar de manera efectiva el flujo de potencia activa y reactiva en la línea. Requiere
la inyección tanto de potencia activa como reactiva en serie con la línea.
b) Impedancia de la línea, X.
El control de la impedancia de la línea, X, por ejemplo, con un condensador serie
controlado por tiristores, puede proporcionar un medio poderoso para el control de la
corriente. Cuando el ángulo no es grande, que es a menudo el caso, el control de X o del
ángulo proporciona un control efectivo de la potencia activa.
c) Ángulo entre los voltajes de nodo, 𝜽𝟏𝟐.
5
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
El control del ángulo, por ejemplo, con un regulador de ángulo de fase, que a su vez controla
el voltaje, proporciona un medio efectivo de controlar el flujo de corriente y a su vez el flujo de
potencia activa cuando el ángulo no es grande.
1.1.3 Limitaciones Con la llegada de la desregulación del sector eléctrico se presenta la necesidad de realizar
grandes transferencias de bloques de energía entre zonas remotas con el fin de minimizar el
costo de la operación. Estás nuevas condiciones operativas hicieron evidente un fenómeno
que era inherente al sistema aún antes de la desregulación: la congestión de los SEP.
En teoría, un sistema de transmisión puede transportar energía hasta alcanzar sus límites de
carga térmica. En la práctica, sin embargo, el sistema casi siempre está restringido por los
límites de estabilidad y de variación de la tensión, y por las circulaciones de potencia, antes
de alcanzar el límite térmico. Los niveles de tensión en sistemas de CA pueden variar
moderadamente, pero no se admite que superen límites bien definidos, generalmente del 5 al
10 por ciento. Los límites de estabilidad de la transmisión se refieren a la energía que un
sistema afectado por importantes averías puede transmitir sin haber perdido nada de su
capacidad de transmisión.
Teniendo en cuenta lo anterior se tiene que el flujo de potencia a través de un sistema de
transmisión está limitado por una o más de las siguientes características [4]:
• Límites de estabilidad: En la actualidad en sistemas de potencia desarrollados, los
límites de transmisión de potencia están principalmente relacionados con los límites de
estabilidad;
• Limites térmicos: Es una condición que se presenta más comúnmente en líneas de
transmisión de corta longitud y a niveles de tensiones nominal, menores a 230KV. Este
límite está relacionado con las pérdidas I2R que calienta al conductor, esto índica, que
cuando se alcanza cierta temperatura, las características físicas del conductor cambian
en forma irreversible; • Límites de tensión: Las limitaciones en el control de voltaje y control de potencia
reactiva afecta la estabilidad de voltaje y por lo tanto, la seguridad del sistema;
• Limite en los niveles de corto circuito: El crecimiento de un sistema de potencia
conlleva a un incremento en la corriente de corto por encima de la capacidad original
de los equipos. Esto implica elevadas inversiones en medios para limitarla, tales como
reactores en serie; sin embargo, a su vez disminuyen la capacidad de transmisión. Si
6
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
se limita la corriente de corto circuito se puede elevar la capacidad de transmisión con
equipos construidos para una corriente de falla inferior.
Observando la ecuación 1.1, es evidente que manipulando cualquiera de los tres parámetros
mencionados se puede tener un control sobre los flujos de potencia activa y reactiva entre dos
sistemas. La cuestión a considerar es cómo manipular estos parámetros mediante dispositivos
que impacten el sistema de manera eficiente tanto en lo técnico como en lo económico.
1.2 Sistemas Flexibles de Transmisión de CA (FACTS) Como un resultado del crecimiento de los sistemas y de la desregulación, surgieron
problemáticas que han causado serias perturbaciones en los sistemas, que generan
requerimientos adicionales para el control de flujo de carga y para suplir con confiabilidad todo
el sistema. Esto ha estimulado a las compañías que desarrollan equipos de control para SEP,
a diseñar esquemas de protección del sistema contra inestabilidad de voltaje, inestabilidad
angular, inestabilidad de frecuencia, con el fin de incrementar propiedades de amortiguamiento
o para otros propósitos específicos como evitar la apertura de líneas en cascada. Existen
diferentes dispositivos de control utilizados para garantizar la operación estable de los
sistemas eléctricos de potencia. Los controles convencionales utilizados para estos efectos
hacen uso de teorías avanzadas de control que actúan sobre variables críticas de las máquinas
generadoras y que permiten, bajo ciertas condiciones, incrementar los límites de estabilidad y
por tanto, controlar el amortiguamiento de las oscilaciones que puedan aparecer en el sistema.
Sin embargo, este tipo de controladores que actúan sobre la máquina síncrona, por sí solos
no permiten realizar manejo de la congestión del SEP, y con el incremento en el suministro de
energía a grandes distancias se podrían tener condiciones severas en la transmisión, bajo las
cuales estos controles convencionales pueden, en algunos casos, no suministrar
amortiguamiento suficiente ante la presencia de oscilaciones tipo inter-área.
Así, bajo ciertas condiciones de operación del SEP, estos controladores convencionales no
pueden evitar la pérdida de estabilidad. Con el objeto de superar estas circunstancias e
incrementar el amortiguamiento de las oscilaciones electromecánicas, además de otros
objetivos de control en la operación de la red, son necesarios otros equipos efectivos como
apoyo auxiliar a los dispositivos convencionales. Los dispositivos FACTS, por sus
características de versatilidad de control, y de velocidad de respuesta ante las perturbaciones,
son el mejor dispositivo adicional de control en un SEP [3].
La filosofía de los sistemas de transmisión flexibles de CA (FACTS), desarrollada en los
ochenta, es el uso de equipos electrónicos como diodos, tiristores y GTO, que se instalan sea
7
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
en las líneas o en los barrajes de los sistemas de potencia con el fin de controlar diferentes
parámetros y variables y permiten transportar más energía con la misma infraestructura
eléctrica. Los tiristores presentan ventajas sobre los dispositivos de conmutación mecánicos, como la
capacidad de rápida conmutación, además de poder utilizarse para re-direccionar 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 conmutar 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. La característica principal de
los controladores FACTS, es la capacidad que tienen para modificar los parámetros del
sistema, lo cual permite controlar el flujo de potencia. Esto se logra porque [1]:
Ø Al controlar la impedancia de la línea X12, a través de compensación serie o
utilizando FACTS, se puede controlar la corriente, así como la potencia activa.
Ø El control del ángulo, permite verificar el flujo de corriente.
Ø Inyectar un voltaje en serie con la línea y con cualquier ángulo de fase, puede
controlar la magnitud y la fase de la corriente de línea y, por lo tanto, se puede
controlar la potencia activa y reactiva de forma más precisa.
Ø La combinación del control de la impedancia de línea con un controlador 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.
Los controladores FACTS ofrecen oportunidades sin precedentes para regular la transmisión
de CA, incrementando o disminuyendo el flujo de potencia en líneas específicas, y
respondiendo de manera casi instantánea a los problemas de estabilidad angular. Por esta
razón se han denominado sistemas flexibles de transmisión de CA.
De acuerdo con la IEEE la definición de estos dispositivos es [1], “Sistema de transmisión de
corriente alterna que incorpora controladores estáticos y otros basados en electrónica de
potencia para mejorar la controlabilidad e incrementar la capacidad de transferencia de
potencia.”
Con el advenimiento de la electrónica de potencia se han desarrollado los dispositivos FACTS,
que aprovechan las bondades de los elementos semiconductores de potencia con el fin de
mejorar el desempeño de la red eléctrica. Actualmente los sistemas eléctricos de potencia son
redes de gran tamaño y complejidad no solo en extensión territorial sino también en la cantidad
8
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
y diversidad de los elementos que los conforman, debido a esto presentan un gran número de
problemas operativos y de control, que se traducen en pérdidas económicas para las
compañías suministradoras de servicio eléctrico, así como para los usuarios.
Los dispositivos FACTS se han consolidado como una alternativa de solución a muchos de los
problemas que actualmente enfrenta el sector eléctrico, puesto que éstos permiten controlar
los parámetros que rigen la transferencia de potencia. Además, presentan una serie de
beneficios como la utilización de líneas de transmisión muy cerca de sus límites térmicos,
incremento de los márgenes de estabilidad, control del flujo de potencia a través de rutas
preestablecidas, entre otros. Esto tiene como consecuencia un mejor aprovechamiento de los
recursos disponibles permitiendo así ahorros en el aspecto económico. Si bien los dispositivos
FACTS se instalan para operar en estado estacionario, son bien conocidas las virtudes que
éstos tienen en estado transitorio, además de ayudar al amortiguamiento de oscilaciones,
estabilidad de voltaje, estabilidad dinámica, compensación de reactivos y limitación de
corrientes de falla [4].
Los dispositivos FACTS tienen como base operativa el desarrollo de dispositivos
semiconductores con poderosas características en cuanto a capacidad de potencia, tamaño y
relación costo – beneficio.
Los más poderosos dispositivos semiconductores para aplicaciones de potencia siguen siendo
los tiristores, los cuales tienen la capacidad de manejar más de 10 KV y llevar corrientes
superiores a los 5 KA. Algunos de estos dispositivos, como el GTO, ofrecen ventajas
adicionales para interrupción de corriente, lo que habilita el uso de convertidores de
conmutación forzada, que es una de las ventajas constructivas y de las características
avanzadas de los dispositivos FACTS. Los dispositivos IGBT son utilizados en convertidores
de baja capacidad nominal de potencia, principalmente son utilizados en redes de medio y
bajo voltaje y son parte importante de muchos dispositivos empleados en incrementar la
calidad de la potencia en estos niveles de tensión gracias a sus características de rapidez de
respuesta ya que permiten la conmutación con frecuencias en un rango entre los 3KHz y los
10KHz [3].
1.2.1 Ventaja y Desventajas de los FACTS El término de la industria eléctrica, FACTS, cubre un número de tecnologías que optimizan la
seguridad, la capacidad y la flexibilidad de los sistemas de transmisión de energía. Las
soluciones FACTS permiten incrementar la capacidad de las redes de transmisión existentes,
9
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
mientras mantienen o mejoran los márgenes de operación necesarios para la estabilidad de la
red.
Al utilizar los sistemas de transmisión flexible (FACTS), se puede hacer llegar más energía a
los consumidores con un mínimo impacto en el ambiente y a menor costo de inversión
comparado con la alternativa de construir nuevas líneas de transmisión o plantas generadoras,
que llevan más tiempo.
La tecnología de los FACTS provee soluciones a los problemas de estabilidad y permite a los
sistemas de transmisión operar más eficientemente [5].
v Ventajas ü Incrementan la capacidad de transferencia de potencia en los sistemas de
transmisión.
ü Mantienen el flujo en las trayectorias de la red para que se establezcan de acuerdo
a las distintas condiciones operativas.
ü Operan con niveles de carga seguros (sin sobrecarga), y cercano a los límites
térmicos de las líneas de transmisión.
ü Permiten mayor capacidad de transferencia de potencia entre áreas controladas
con lo que el margen de reserva en generación puede reducirse
considerablemente.
ü Previenen salidas de servicio en cascada, limitando el efecto de fallas en el sistema
y equipos.
ü Amortiguar oscilaciones del sistema de potencia, que dañan los equipos y limitan
la capacidad de transmisión disponible. Pueden bloquear flujos en anillo
indeseados. Esto permite aumentar la capacidad de las líneas entre un 20-40%,
cuando de otra manera una restricción en éstas obligaría a reducir la capacidad de
flujo a través de ellas.
ü Otorgan la posibilidad de operar las líneas cercanas a sus límites térmicos
manteniendo o mejorando la seguridad y confiabilidad en el sistema. Esto permite
a las empresas ahorrar dinero mediante la mejor utilización de sus activos (cables
y equipos en general) acomodándose al aumento de demanda de energía y
potencia por parte de los clientes.
ü Responden rápidamente a los cambios en las condiciones de la red para proveer
un control del flujo de potencia en tiempo real, el cual es necesario cuando se
produce un gran número de transacciones en un mercado eléctrico completamente
desregulado.
10
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
ü Controlan el flujo de potencia activa y reactiva según se requiera, lo que permite
optimizar las capacidades de las líneas y moverse bajo condiciones de emergencia
más adecuadamente.
ü Aumentan la seguridad del sistema en general a través del aumento del límite de
estabilidad, limitando corrientes de cortocircuitos y sobrecargas, entregando la
posibilidad de controlar los apagones en cascada, absorbiendo oscilaciones
electromecánicas de sistemas de potencia y máquinas eléctricas.
ü Proveen conexiones seguras a instalaciones y regiones vecinas al mismo tiempo
que reducen las exigencias generales de reservas de generación.
ü Entregan mayor flexibilidad en la locación de nuevas unidades generadoras.
ü Una propiedad única de los FACTS es la gran flexibilidad que presentan enlos tres
estados operativos del sistema de potencia: prefalla, falla y postfalla. La capacidad
para controlar transitorios y para impactar rápida y significativamente el estado de
postfalla los hace sumamente atractivos.
v Desventajas ü Costos aún elevados comparados con la compensación reactiva tradicional.
ü Generación e introducción de armónicos a la red.
ü No están estandarizados, es decir, son muy ajustados a los sistemas donde se
colocan.
1.2.2 Principales Tipos de Dispositivos FACTS a) Primera generación de equipos FACTS
Los primeros desarrollos de la tecnología FACTS consistieron en la adición de las nuevas
tecnologías en electrónica de potencia a los transformadores desfasadores y con cambio
de derivación. También son considerados como pertenecientes a esta primera generación
de equipos FACTS, los compensadores serie y paralelo controlados por tiristores.
b) Segunda generación de equipos FACTS
En la actualidad, la investigación está más enfocada a los equipos de la segunda
generación, los cuales están basados en Conversores de Fuentes de Voltaje, VSC
(Voltage Source Converters), y cuyas capacidades de control, funcionalidad, y versatilidad
en la interacción con el sistema, son más sofisticadas que sus pares de la primera
generación [8]. Esta segunda generación ha tenido como base una de las ventajas de los
dispositivos FACTS: se pueden obtener nuevos equipos más completos y versátiles
mediante la combinación de una variedad de diferentes equipos de la familia FACTS.
11
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
En este numeral se presentan brevemente los distintos tipos de compensación realizables
mediante la utilización de dispositivos FACTS, Los cuales, según su forma de conexión a la
red, se clasifican como [3]: ü Controladores serie,
ü Controladores paralelo,
ü Controladores serie-serie,
ü Controladores serie-paralelo.
Controladores serie El controlador serie puede ser una impedancia variable, como un condensador, un reactor, o
un convertidor estático con frecuencias fundamental, subsíncrona y armónicas. En principio,
todos los controladores serie inyectan un voltaje en serie con la línea ya que una impedancia
variable en serie, multiplicada por el flujo de corriente, representa un voltaje serie inyectado a
la línea. Mientras que el voltaje esté en cuadratura con la corriente de línea, el controlador
serie solo consume o inyecta potencia reactiva. Cualquier otra combinación de fase involucrará
también el manejo de potencia activa. Así, el efecto fundamental de este tipo de equipos es
controlar la corriente en la línea de transmisión.
Un controlador serie ideal puede representarse como una fuente de voltaje conectada en la
mitad de la línea de transmisión como se indica en la figura 1.2, y el voltaje serie inyectado,
Vf, puede reemplazarse por una impedancia reactiva, si éste está en cuadratura con la
corriente como se indica en la figura 1.2.
Figura 1.2: Controlador serie ideal
La corriente bajo esta condición será:
𝐼 = 89::: ;8<::::=>(?;@)
(1.2)
12
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Donde:
>ABCD
> (1.3)
De esta expresión se observa que la impedancia total equivalente de la línea de transmisión
se modifica sumando o restando la impedancia de compensación a la impedancia de la línea.
El factor a es el grado de compensación serie. El valor absoluto de a varía entre 0 y 1, y su
signo es positivo para compensación capacitiva y negativo para compensación inductiva.
Observando el análisis realizado en el numeral 1.1, la ecuación de transferencia de potencia
activa en la línea de transmisión mostrada en (1.1) cambiaría de la siguiente manera:
𝑃 = 8F∗8<>(?;@)
sin(𝛿) (1.4)
Y la potencia reactiva suministrada por el controlador quedará definida por:
𝑄M = 𝑉OP + 𝑉RP + 2 ∗ 𝑉T ∗ 𝑉R ∗ cos(𝛿)@
>(?;@)W (1.5)
De las ecuaciones (1.4) y (1.5), se observa que, para un determinado valor de desfasaje entre
nodos, δ, la variación del grado de compensación serie, a, permite incrementar el valor de la
potencia activa transferida a través de la línea, mediante el incremento de la potencia reactiva
inyectada por el dispositivo serie.
Los dispositivos FACTS para compensación serie son los siguientes [1, 3]:
a) Compensador Serie Conmutado por Tiristores (TSSC): Este dispositivo es una
reactancia capacitiva que consiste en un arreglo de bancos de condensadores en serie
con la línea y en paralelo con un interruptor formado por tiristores para lograr una
variación escalonada de la reactancia. El grado de compensación varía sólo entre
valores discretos. En este caso la capacitancia equivalente se controla con el número
de interruptores cerrados (Figura 1.2).
13
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Figura 1.3: Arquitectura básica de dispositivo TSSC
b) Compensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC): Este controlador es, en
esencia, un condensador en serie con la línea y en paralelo con un reactor controlado
por un arreglo de tiristores. Controlando el ángulo de encendido del tiristor se puede
modificar la impedancia efectiva del reactor en paralelo. De esta forma, con el TCSC
puede obtenerse un rango continuo de variación para el grado de compensación
(Figura 1.4).
Un TCSC (Tyristor Controlled Series Capacitor) es un condensador en serie por tiristores,
puede comprender de varias reactancias en paralelo controladas, lo que hace posible un
control uniforme de la reactancia capacitiva. Sus aplicaciones principales son [6]:
o Eliminación de problemas dinámicos en sistemas de transmisión
Reducción de la resonancia subsincrónica.
Figura 1.4: Arquitectura básica de dispositivo TCSC
c) Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC): Es uno de los controladores
FACTS más importantes. Este permite la inyección de un voltaje serie en cuadratura
con la corriente de línea e independientemente de esta. Su propósito es aumentar o
disminuir la caída de voltaje reactiva de la línea y controlar así la potencia transferida.
Controladores Paralelo Los controladores en paralelo son dispositivos que, mediante la inyección de corriente reactiva,
permiten controlar el voltaje en un nodo, independientemente de las líneas conectadas a este,
(a diferencia de un controlador serie, que en algunos casos podría requerir controladores
independientes para cada línea, sobre todo en el supuesto fallo de una de las líneas).
14
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Así, el principio de operación de un controlador paralelo consiste en suministrar potencia
reactiva a la línea, buscando aumentar la transferencia de potencia activa por ella mediante
una mejora en su factor de potencia, y manteniendo a la vez los niveles de voltaje dentro
de los rangos de seguridad bajo condiciones de carga extremas.
Para un análisis simple del principio de la compensación en paralelo, es conveniente tomar
un esquema circuital como el mostrado en la figura 1.5, donde, suponiendo pérdidas
resistivas nulas, se ubica el compensador paralelo en el punto medio de una línea de
transmisión. Como se indica en la figura, se supone que la línea queda dividida en dos
segmentos iguales.
Figura 1.5: Compensador en paralelo ideal
Considerando que el compensador paralelo inyecta una corriente tal que los voltajes en
los extremos y el punto medio de la línea sean de la misma magnitud, eso significa que
IVsI = IVrI = IVf I= V, y haciendo un análisis similar al realizado en el numeral 1.3, las
potencias activa y reactiva en el nodo S estarían dadas por las ecuaciones (1.6), (1.7), y
su representación gráfica corresponde a la figura 1.6.
𝑃TXYZ[ =P∗8W
>sin \]
P^ (1.6)
𝑄XXYZ[ =_∗8W
>\1 − cos \]
P^^ (1.7)
15
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Figura 1.6: Variación del flujo de potencia en una línea debido a compensación paralela.
Observando las ecuaciones dadas en (1,6) y la figura 1.6, es evidente como la compensación
en paralelo puede incrementar la transferencia de potencia en una línea de transmisión.
Los dispositivos FACTS diseñados para realizar compensación en paralelo, más relevantes,
son[1, 3, 6]:
a) Reactor Controlado por Tiristores (TCR): Es un reactor en serie con un arreglo bidireccional de tiristores, conectado en paralelo al sistema y cuya reactancia es
variada de manera continua mediante el control del ángulo de disparo de los tiristores
del arreglo. De esta manera se logra un control de la corriente de compensación. La
arquitectura básica de un dispositivo TCR se presenta en la figura 1.7a.
En un sistema de potencia se utilizan dispositivos TCR trifásicos que utilizan filtros y
otros arreglos de cancelación de armónicos para prevenir que las corrientes armónicas
generadas por la conmutación de los tiristores alcancen el lado de alta tensión de la
red.
En la figura 1.7c se muestra un TCR conectado en delta a un sistema de potencia
trifásico. Esta topología es conocida como TCR de seis pulsos.
(Figura 1.7: a) Arquitectura básica de dispositivo TCR, b) Arquitectura básica de dispositivo TSC, c) Dispositivo TCR de seis pulsos.
16
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
b) Condensador Conmutado por Tiristores (TSC): Consiste en un condensador en
serie con una inductancia. Éstos a su vez están en serie con un arreglo bidireccional
de tiristores (figura 1.7 b). El capacitor es de capacidad fija y la inductancia es para
limitar sobrecorrientes. Controlando el ciclo de trabajo del tiristor se puede variar la
corriente de compensación inyectada en la línea.
c) SVC (Static Var Compensator): es un tipo de compensador estático que puede
presentar diseños muy diversos con elementos controlables similares. Las principales
aplicaciones de estos dispositivos son:
• 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
En su forma simple, el SVC consiste de un TCR en paralelo con banco de capacitores. Puede
contar, en lugar de un TCR con un TSC de manera que permite realizar compensación
capacitiva o inductiva.
Los tipos de SVC más conocidos son: TCR (Reactancia Controlada por Tiristores), TSC
(Condensador Conmutado por Tiristores), TSR (Reactancia Conmutada por Tiristores) y MSC
(Condensador Conmutado Mecánicamente). En ciertas ocasiones se suelen usar
combinaciones de más de un tipo de los citados.
Figura 1.8: Tipos de SVC
17
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Los detalles de la operación del SVC se estudian en el capítulo 2, donde se muestran los
modelos matemáticos necesarios y pertinentes para incluir este tipo de dispositivos en un
SEP.
Compensadores Combinados[3] Aunque son varios los dispositivos FACTS que se encuentran bajo investigación y que
combinan las ventajas de los dispositivos serie y paralelo buscando mejores prestaciones
técnicas y financieras en su aplicación en un SEP, en este trabajo se relacionan los tres más
relevantes. Los dos primeros, a diferencia del tercero, pueden controlar los flujos de dos o más
líneas y son considerados dispositivos teóricos ya que en la actualidad no se han instalado en
un sistema de potencia.
a) Controlador Interlínea de Flujos de Potencia, IPFC (Interline Power Flow Controller):
El IPFC, propuesto por Gyugyi, Sen y Schauder en 1998 [5], básicamente consiste en un
dispositivo que controla un arreglo de compensadores serie (como mínimo dos), cada uno de
los cuales está instalado en líneas diferentes. Los compensadores serie son del tipo SSSC,
los cuales comparten un enlace común en corriente continua, por lo cual, al igual que en el
UPFC, la suma de la potencia activa intercambiada entre los conversores debe ser igual a cero
si se desprecian las pérdidas en los circuitos de los conversores.
El esquema IPFC, junto con la compensación reactiva serie independientemente controlable
de cada línea individual, permite manipular la potencia activa entre las líneas controladas. Esto
permite estabilizar potencia activa y reactiva entre las líneas, reducir la carga de líneas
sobrecargadas mediante la transferencia de potencia activa permitiendo hacer un manejo
adecuado de la congestión, compensar contra caídas de voltaje resistivas en la línea y la
correspondiente demande de potencia reactiva, e incrementar la efectividad del sistema de
compensación global para perturbaciones dinámicas [5]. En otras palabras, el IPFC puede
proveer un esquema altamente efectivo para el manejo de la transmisión de potencia en una
subestación donde converjan múltiples líneas.
18
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Figura 1.10: Controlador IPFC compuesto por n convertidores
En la figura 1.10 se observa un esquema monofásico de IPFC con n conversores, controlando
por lo tanto n líneas. Evidentemente, debe existir un riguroso control coordinado entre los
conversores para mantener el balance de potencia activa en el enlace DC.
b) Controlador Unificado de Flujos de Potencia Generalizado, GUPFC (Generalized Unified Power Flow Controller):
El dispositivo GUPFC, propuesto por Gyugyiy colaboradores en 1998, combina tres o más
convertidores serie y paralelo trabajando juntos para incrementar las ventajas del control
de voltaje y del control de flujo de potencia que se pueden lograr con el equipo de dos
convertidores UPFC, dispositivo que se trata a continuación. El GUPFC más simple tiene
tres convertidores como se muestra en la figura 1.11. Uno de los tres convertidores es
conectado en paralelo con un nodo y los otros dos están en serie, a través de
transformadores, con dos líneas de transmisión, conectados todos en una subestación.
Figura 1.11: Principio operacional de dispositivo GUPFC de tres convertidores
19
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
La arquitectura de un GUPFC indicada en la figura 1.11 provee al sistema control total sobre
cinco cantidades del sistema de potencia incluyendo la magnitud del voltaje en el nodo i y los
flujos de potencia activa y reactiva independientes en las dos líneas. Mientras más
convertidores en serie se incluyan en el GUPFC, más grados de libertad de control se
introducirán y, de esta manera, se puede lograr una mayor cantidad de objetivos de control.
Puede intercambiarse potencia activa entre los conversores serie y paralelo a través del enlace
común en corriente continua. Si se desprecian las pérdidas en los conversores, la suma de
potencia activa intercambiada entre los conversores debe ser cero.
c) Controlador Unificado de Flujos de Potencia, UPFC: El concepto de controlador unificado de flujo de potencia fue introducido en la literatura mundial
en 1991 por Gyugyi, y fue concebido para el control en tiempo real y la compensación dinámica
de los sistemas de transmisión AC mediante el suministro de la flexibilidad multifuncional
requerida para el control de un sistema de potencia moderno. El UPFC es capaz de controlar
simultánea o selectivamente todos los parámetros, mostrados en la ecuación (1.1), que
afectan el flujo de potencia en una línea de transmisión. Adicionalmente, el dispositivo es capaz
de controlar de manera independiente la potencia activa y la potencia reactiva, a diferencia de
los dispositivos serie o paralelo, en los que el control de potencia activa es asociado con un
cambio similar en potencia reactiva, es decir, en estos dispositivos simples incrementar el flujo
de potencia activa también involucra un incremento de la potencia reactiva en la línea.
Los dispositivos FACTS serie o paralelo pueden realizar algún tipo de compensación que
modifica el flujo de potencia de una línea. Sin embargo, cada uno presenta ciertas limitaciones
en cuanto a la generación de reactivos y el intercambio de potencia activa con la línea. En los
equipos basados en tiristores y válvulas convencionales, estas capacidades se encuentran
separadas. Los equipos son, o bien generadores de reactivos como el SVC y el TCSC,
incapaces de intercambiar potencia activa con el sistema, o reguladores como el TCPAR, que
pueden intercambiar potencia activa pero no pueden generar reactivos.
En cambio, los equipos basados en convertidores de fuente de voltaje, VSC, como el
STATCOM y el SSSC, tienen la capacidad inherente de intercambiar potencia activa y reactiva
con el sistema. Estos equipos generan o absorben automáticamente la potencia reactiva
requerida y, por lo tanto, pueden realizar compensación de reactivos sin necesidad de
condensadores o reactores en corriente alterna. Sin embargo, la potencia activa intercambiada
con el sistema debe ser suministrada por ellos o absorbida desde ellos.
20
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Básicamente, el UPFC puede representarse como una combinación de un STATCOM y un
SSSC unidos mediante un enlace en corriente continua, permitiendo de este modo el libre flujo
de potencia activa entre ambos dispositivos.
Figura 1.12: Arquitectura básica de dispositivo UPFC
La arquitectura básica del UPFC, que se muestra en la figura 1.12, está constituida por dos
convertidores AC/DC, basados en equipos VSC (convertidores de fuente de voltaje), con un
enlace DC común (condensador en corriente continua), y unidos al sistema mediante
transformadores de acoplamiento, uno en paralelo con la línea de transmisión y el otro en serie
con ella. El condensador en el acoplamiento provee soporte de voltaje DC para la operación
de los conversores y funciona como elemento de almacenamiento de energía. La potencia
activa fluye entre los terminales AC serie y paralelo del UPFC a través del enlace común en
DC. La potencia reactiva es generada o absorbida localmente por los conversores del UPFC,
independientemente entre si, por lo que la potencia reactiva no fluye a través del enlace DC.
1.2.3 Aplicaciones de los Dispositivos FACTS Los controladores FACTS de mayor aceptación y uso en diversos sistemas en el mundo son
esencialmente el SVC, el STATCOM, el TCSC, el SSSC, el TCPAR y el UPFC. El SVC ya ha
estado en uso por tres décadas con excelentes experiencias operativas, lo que ha
incrementado la demanda de estos dispositivos a medida que el manejo de la carga se hace
más pesado en los sistemas y surgen problemas relacionados con el control del voltaje [3].
Aunque por lo general existe una solución convencional, no basada en los avances de la
electrónica de potencia, para los problemas que corrigen los FACTS, estos dispositivos
superan a los convencionales, dadas su mayor controlabilidad y rapidez de respuesta, y por
ello el interés de la comunidad científica mundial en el tema, en realizar aplicaciones tanto en
estado estable como en estado dinámico. En las tablas 1.1 y 1.2 se presenta un resumen
sacado de la referencia [3], donde se muestran algunas aplicaciones de controladores FACTS.
21
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
En la tabla 1.1 se muestran aplicaciones bajo condiciones de estado estable, en temas como
límites de tensión y límites térmicos de líneas de transmisión. En la tabla 1.2 se muestran
aplicaciones de tipo dinámico y se discriminan los sistemas como sistemas de tipo A, aquellos
que tienen generación remota y líneas radiales, como sistemas tipo B, aquellos que tienen
áreas interconectadas, como sistemas tipo C, aquellas redes altamente enmalladas, y como
sistemas tipo D, aquellas redes débilmente enmallada.
Tabla1.1: Aplicaciones de FACTS en estado estable
Tema Problema Acción correctiva FACTS
Límites de
tensión
Baja tensión debido a gran consumo
Suministrar potencia
Reactiva
STATCOM, SVC
Alta tensión debido a
consumo ligero
Absorber potencia reactiva STATCOM, SVC, TCR
Baja tensión luego de una
Contingencia
Suministrar potencia
Reactiva
STATCOM, SVC
Alta tensión luego de una
Contingencia
Absorber potencia reactiva,
prevenir sobrecarga
STATCOM, SVC, TCR
Limites Térmicos
Circuito de transmisión
Sobrecargado
Reducir sobrecarga TCSC,SSSC, UPFC, IPFC, TCPAR
Desconexión de un circuito
Paralelo
Limitar carga de circuitos
Restantes
TCSC, SSSC, UPFC,IPFC, TCPAR
Tabla1.2 Aplicaciones dinámicas de FACTS
Tema Tipo de Sistema
Acción Correctiva FACTS
Estabilidad Transitoria
A, B, D Incrementar torque sincronizante TCSC, TSSC, UPFC
B, C, D Control dinámico de flujos IPFC, TCPAR, UPFC,
TCSC
Amortiguamiento de oscilaciones
A Amortiguamiento de oscilaciones
de 1 HZ
TCSC, STATCOM
B, D Amortiguamiento de oscilaciones
de baja frecuencia
IPFC, TCPAR, UPFC,
TCSC, STATCOM
Control de tensión post contingencia
A, B, D Soporte dinámico de tensión STATCOM, UPFC, IPFC
A, B, C, D Control dinámico de flujos UPFC, IPFC, TCPAR
Estabilidad de tensión
B, C, D Soporte reactivo STATCOM, UPFC
Acciones de control sobre la red UPFC, TCSC, STATCOM
22
CAPÍTULO 1. FUNCIONAMIENTO DE LOS DISPOSITIVOS FACTS.
Se han realizado numerosos estudios relativos al uso de equipos FACTS, tanto en régimen
permanente como en aplicaciones dinámicas, para resolver los problemas en los sistemas de
potencia mencionados en este capítulo. En la tabla 1.3 presenta un resumen y comparación
de tecnologías FACTS [7].
Tabla 1.3: Resumen y perspectiva económica de las tecnologías FACTS mas importantes
Dispositivo Estabilidad de voltaje
Control de Flujos de Potencia
Limitación de la
Corriente de CC
Mitigación del Desbalance de
Voltaje
Rango de
Pérdidas %
Costos (€/kvar)
Velocidad de Respuesta
SVC (fijo) *** * - *** 0.6 € 50 Rápido (2-3 ciclos)
SVC (Reubicable)
**** * - *** 0.6 € 55 Rápido (2-3 ciclos)
STATCOM **** ** - **** 1 € 80-100 Muy rápido (1-2 ciclos)
UPFC **** **** ** **** 1-1.2 € 170 Muy rápido (1-2 ciclos)
TCSC ** ** * - 0.8-1.2 € 45 Rápido (2-3 ciclos)
El Compensador Estático de Var (SVC) es un dispositivo sencillo de compensación paralelo
muy efectiva y menos cara que otros, que actúa sobre la impedancia de la línea de transmisión
inyectando y absolviendo reactivos [7].
1.3 Conclusiones del Capítulo En este capítulo se hace una panorámica acerca de las principales configuraciones que
presentan los dispositivos FACTS y las particularidades de cada uno de ellos en cuanto a las
funciones específicas que desempeñan al conectarse a la red. Las ventajas y desventajas de
cada una son expuestas de manera que la elección de cualquiera está sujeta a una apreciación
de los problemas a resolver y de los inconvenientes que esta presente.
23
CAPÍTULO 2. DISEÑO DE UN DISPOSITIVO FACTS TIPO SVC EN MATLAB/SIMULINK
2.1 Compensador Estático de Reactivos (SVC) El SVC es uno de los dispositivos utilizados para mantener el voltaje dentro de niveles
aceptables de operación. Los SVCs desarrollados a principios de los 70s son los precursores
de los actuales controladores FACTS. La función del SVC es regular el voltaje del sistema de
transmisión en el punto de conexión [4].
Las cargas eléctricas generan y absorben energía reactiva, dado que la carga varía
considerablemente de una hora a otra, la potencia reactiva resultante en la red también varía,
como consecuencia de esto se pueden producir variaciones inaceptables de los niveles de
tensión o incluso bajadas de tensión que pueden llegar a convertirse en caídas totales. El
sistema de compensación estática (SVC) reacciona rápidamente, proporcionando la energía
reactiva requerida para controlar las variaciones dinámicas de tensión, en diferentes
condiciones del sistema y así, mejorando el rendimiento del sistema eléctrico de generación y
transporte [5]. Su salida es ajustada para intercambiar corriente capacitiva o inductiva para
mantener o controlar una variable específica del sistema eléctrico de potencia, típicamente la
tensión de un nodo [8].
La instalación de equipos SVC en uno o más puntos seleccionados de la red, puede aumentar
la capacidad de transporte y reducir las pérdidas, a la vez que mantiene unos niveles estables
de tensión en las distintas situaciones de la red. Adicionalmente, el SVC puede reducir las
oscilaciones de potencia activa por medio de la modulación de la amplitud de la tensión.
Un SVC (Static Var Compensator) es un tipo de compensador estático que puede presentar
diseños muy diversos con elementos controlables similares. Las principales aplicaciones de
estos dispositivos son [6]:
Ø Aumento de la capacidad de transferencia de energía y reducción de las
variaciones de tensión (estabilización de la tensión dinámica)
Ø Aumento de la estabilidad en régimen transitorio y mejor amortiguación del
sistema de transmisión de energía eléctrica (mejora de la estabilidad sincrónica)
Ø Equilibrio dinámico de la carga
Ø Soporte de la tensión en régimen permanente
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
24
Los tipos de SVC más conocidos son: TCR (Reactancia Controlada por TSC (Condensador
Conmutado por Tiristores), TSR (Reactancia Conmutada por Tiristores) y MSC (Condensador
Conmutado Mecánicamente). En ciertas ocasiones se suelen usar combinaciones de más de
un tipo de los citados.
En el caso del TSC, hay un condensador conectado a un tiristor bidireccional que permite
desconectar el condensador para un número entero de semiciclos de la tensión. Se puede
colocar una reactancia para limitar la corriente en condiciones anormales y para ajustar el
circuito a la frecuencia deseada. El conjunto se conecta en paralelo a la red.
Se suelen colocar en tres tipos de áreas: centros de carga importantes, subestaciones críticas
y en puntos de alimentación de grandes cargas [6].
Figura 2.1: Tipos de SVC
2.1.1 Estructura y Principio de Operación Desde el punto de vista de operación de un sistema de potencia, la característica de un SVC
ideal, es equivalente a un inductor y un capacitor variable, los cuales pueden ser ajustados
para controlar de la manera deseada, el voltaje y potencia reactiva en un sistema de
transmisión [9, 10], como se aprecia en la figura 2.2.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
25
Figura 2.2: Sistema ideal de un SVC
Idealmente, un SVC puede mantener un voltaje de manera constante, y a su vez tiene
capacidad ilimitada de generar o absorber energía reactiva, sin pérdida de potencia activa o
reactiva y proveer de respuesta instantánea [11].
La característica de V/I de un SVC se muestra en la figura 2.3
Figura 2.3: Característica de V/I de un compensador ideal.
Considérese un SVC conformado por un reactor controlable y un banco de capacitores. La
característica resultante es suficientemente general y aplicable para una configuración
práctica. En la Figura 2.4 se presentan las características ideales del reactor controlable y del
banco de capacitor. La suma de las dos características individuales nos da como resultado la
característica del SVC [12].
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
26
Figura 2.4: Característica Compuesta de un SVC.
2.1.2 Características del Sistema de Potencia Para analizar el comportamiento de un SVC cuando es aplicado a un sistema de potencia, es
necesario analizar las características que presenta el sistema de potencia. Para analizar la
característica de V/I del sistema se emplea como herramienta el circuito equivalente de
Thevenin desde el Bus Alta Tensión, cuyo voltaje va a ser regulado por el SVC. Como se
muestra en la figura 2.5. la impedancia de Thevenin es predominantemente inductiva. El voltaje
correspondiente a la característica V-I se muestra en la figura 2.6. Donde se aprecia que el
voltaje V crece linealmente con una corriente de carga capacitiva y decrece con una corriente
de carga inductiva.
Figura 2.5 Circuito equivalente del SEP
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
27
Figura 2.6Curva Característica de V/I Real.
Los elementos más característicos de un SVC son los condensadores conmutados por
tiristores (TSC) y las bobinas conmutadas (TSR) o controladas (TCR) por tiristores, ya que
estos dispositivos son los que incluyen la electrónica de potencia, pero también existen otros
tipos de configuraciones de tipo manual o discreto como se muestran a continuación.
Ø Reactores Conmutados Mecánicamente (Mechanical Switched Reactors, MSR).
Ø Capacitores Conmutados Mecánicamente (Mechanical Switched Capacitor, MSC).
Ø Reactores Conmutados por Tiristores (Thyristor Switched Reactors, TRS).
Ø Capacitores Conmutados por Tiristores (Thyristor Switched Capacitors, TSC).
Ø Reactancias Saturables (Saturated reactor, SR).
Ø Reactor Controlado por Tiristores (Thyristor Controlled Reactor, TCR).
En la figura 2.7 se representan de forma esquemática los distintos elementos que pueden
formar parte de un compensador estático de reactivos.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
28
Figura 2.7: Componentes de un SVC
2.1.3 Reactor Controlado por Tiristores (TCR) El reactor controlado por tiristores (TCR) consiste de un reactor o inductancia L y dos tiristores
en anti paralelo Figura 2.8 (a). Aplicando simultáneamente un pulso de disparo a las
compuertas de los tiristores, éstos entran en conducción. Los tiristores automáticamente
conmutan cuando la corriente que circula por ellos cae por debajo de una corriente mínima de
conducción (idealmente esta corriente es cero). La forma de controlar este dispositivo es
variando el ángulo de disparo de los tiristores [1].
La corriente del tiristor puede ser controlada mediante la variación del ángulo α figura 2.8 (b),
que es medido desde el cruce por cero. La conducción plena se obtiene con un ángulo α = 90
grados. La corriente es esencialmente reactiva y sinusoidal. Conducción parcial es obtenida
con ángulos de disparos entre 90° y 180°, como se muestra en la Figura 2.8 (c).
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
29
Figura 2.8: (a). Elementos Básicos de un TCR, (b). Control del ángulo de disparo,
(c). Forma de onda de la corriente con distintos ángulos α.
Ángulos de disparo entre 0° y 90° no son permitidos debido a que producen corrientes
asimétricas con componentes DC.
El ángulo de conducción σ. Está relacionado con el ángulo de conducción α mediante la
ecuación:
𝝈 = 𝟐(𝝈 − 𝜶) (2.1) La corriente instantánea i viene dada por[11]:
(2.2)
La susceptancia del TCR viene dada por:
𝑩𝑻𝑪𝑹 = 𝑩𝑴𝑨𝑿 \𝟏 −𝟐𝝅𝜶 − 𝟏
𝝅𝐬𝐢𝐧(𝟐𝜶)^ (2.3)
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
30
𝑩𝑴𝑨𝑿 =𝟏𝝎𝑳
(2.4)
Sustituyendo el valor de α por el ángulo de conducción σ, se obtiene la expresión alternativa
de la componente fundamental de la corriente del TCR.
Figura 2.9: Característica de control de la susceptancia de TCR[11].
La Figura 2.9 muestra la variación de la susceptancia BTCR en p.u, con relación al ángulo α, el
valor en p.u de la susceptancia BTCR se obtiene con respecto a su valor máximo Bmax como
la cantidad base. La variación de la amplitud de la componente fundamental es lo que permite
tener una admitancia reactiva variable BL (α) en el TCR. La ecuación de la figura 2.9 muestra
esta susceptancia como una función del ángulo α.
El valor máximo de la susceptancia efectiva es en conducción completa (α=90 grados), y es
igual a 1/XL; el valor mínimo es cero, que se obtiene medianteα=180 grados o α=0 grados.
2.1.4 Capacitor Conmutado por Tiristores El esquema del condensador conmutado por tiristor (Thyristor Switched capacitor, TSC)
representa la configuración más sencilla de la utilización de dispositivos electrónicos de
potencia en el control de potencia reactiva. Este elemento está formado por una válvula
bidireccional de tiristores en serie con un condensador o batería de condensadores ver figura
2.10.
En la figura 2.10 se muestran dos tiristores en anti paralelo. De forma que, para conectar el
condensador (C) se disparan los dos tiristores al mismo tiempo empezando a conducir tan
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
31
pronto estén polarizados positivamente. Para la desconexión se anula la señal de disparo y
los tiristores se apagarán en el instante en que la corriente que los atraviesa cruce por cero[13].
Figura 2.10: Configuración básica de un capacitor conmutado por tiristores, sus
Respectivas formas de onda[14].
Debido a los problemas de transitorios en el encendido de las válvulas, añade un reactor
limitador de corriente en serie con el condensador, el cual tiene la función principal de limitar
la corriente en la válvula de los tiristores bajo condiciones anormales de operación o cuando
no se cumple la condición de conexión en el instante de mínimo transitorio y para prevenir
resonancias con la red.
Las estrategias de conexión del TSC que se mostraran a continuación limitan los transientes
hasta límites aceptables, estas estrategias deciden básicamente cuando un tiristor debe ser
disparado [11].
Estrategia A • El capacitor tiene una carga inicial menor al valor de la amplitud del voltaje AC aplicado.
Es decir, VC0< V. En el momento ideal para la conexión para el mínimo transitorio es
cuando el valor instantáneo de voltaje AC aplicado es igual al valor del voltaje inicial
del capacitor.
• El capacitor tiene una carga inicial igual o mayor al valor de la amplitud de voltaje AC
aplicado, es decir VC0 >V. El momento ideal para la conexión para el mínimo.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
32
• transitorio es en el valor pico de voltaje AC aplicado, en el cual el voltaje en la válvula
de tiristores es el mínimo.
Estrategia B • Los condensadores se cargan a la cresta de la tensión de alimentación disparando
sólo uno de los dos tiristores. Se puede notar que no se cargan a la óptima
tensión𝑽𝒏𝟐/(𝒏𝟐 − 𝟏).
• Disparar siempre tiene lugar en la cresta de la tensión de alimentación, donde el
voltaje de la válvula es mínimo.
Estas estrategias de disparo tratan de minimizar el transitorio de corriente. No requieren
estrategias especiales de carga del capacitor y pueden operar con capacitores de potencia
convencionales.
2.2 Características de Operación del SVC El SVC puede operar en dos modos diferentes: en modo de regulación de voltaje o en modo
de regulación de reactivo. Cuando el SVC opera en modo de regulación de voltaje implementa
la característica de V-I que se muestra en la figura. Siempre que el valor de la susceptancia
del SVC se mantenga dentro de los límites mínimo y máximo impuestos por la potencia
reactiva total de los bancos de capacitores (BCMAX) y de los bancos de reactores (BLMAX), el
dispositivo regula el voltaje con respecto a un valor de referencia (Vref). No obstante,
normalmente se introduce cierta caída de voltaje (usualmente entre el 1% y el 4% en el punto
de máxima potencia reactiva), por lo que la característica V-I presenta la pendiente que se
indica en la figura 2.11.
La característica V-I está determinada por las tres siguientes expresiones matemáticas:
Rango de regulación del SVC (-BCMAX< B <BLMAX)
𝑽 = 𝑽𝒓𝒆𝒇 + 𝑿𝑺𝑳𝑰𝑺𝑽𝑪 (2.5)
Si SVC es totalmente capacitivo(𝑩𝑺𝑽𝑪 = 𝑩𝑪𝑴𝑨𝑿)
𝑽𝑺𝑽𝑪 =𝑰𝑺𝑽𝑪𝑩𝑪𝑴𝑨𝑿
(2.6)
Si el SVC es totalmente inductivo(𝑩𝑺𝑽𝑪 = 𝑩𝑳𝑴𝑨𝑿)
𝑽𝑺𝑽𝑪 =𝑰𝑺𝑽𝑪𝑩𝑳𝑴𝑨𝑿
(2.7)
Donde:
𝑽𝑺𝑽𝑪: Voltaje del SVC (𝐩𝐮 𝐏𝐛𝐚𝐬𝐞x )
𝑰𝑺𝑽𝑪: Corriente del SVC (𝐩𝐮 𝐏𝐛𝐚𝐬𝐞x )(𝑰𝑺𝑽𝑪 > 0 indica que la corriente es inductiva
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
33
𝑿𝑺𝑳 : Pendiente o reactancia de caída del SVC (𝐩𝐮 𝐏𝐛𝐚𝐬𝐞x )
𝑩𝑪𝑴𝑨𝑿 : Susceptancia máxima capacitiva del SVC (𝐩𝐮 𝐏𝐛𝐚𝐬𝐞x ) con todos los bancos de
capacitores (TSCs) y el banco de reactores (TCR) fuera de servicio
𝑩𝑳𝑴𝑨𝑿 : Susceptancia máxima inductiva del SVC (𝐩𝐮 𝐏𝐛𝐚𝐬𝐞x ) con el banco de reactores en
estado de conducción total (ángulo de disparo de los tiristores igual a 90| ) y los bancos de
capacitores desconectados.
𝑷𝒃𝒂𝒔𝒆: Potencia base
Figura 2.11: Curva de la característica V-I del SVC[15]
2.2.1 Característica de Operación en Estado Estable SVC-SEP El punto de operación en estado estable de la característica V-I va estar dado por la interacción
entre el SVC y la planta (SEP), por lo que debe también tomarse en consideración la
característica V-I del SEP. El diagrama eléctrico del SEP incluyendo el SVC en su conexión
es mostrado en la figura 2.12(a).
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
34
(a)
(b)
Figura 2.12: Característica de operación del SVC: a) SVC instalado en el SEP; b) Operación V-I del SVC y el SEP[15].
En la Figura 2.12(a) el voltaje de la barra VSVC, dado por la característica del SEP, se calcula
según la ecuación (2.8), donde VS y XS son, respectivamente, el voltaje y reactancia del SEP,
visto desde la barra del SVC. Una pendiente negativa (reactancia inductiva) es utilizada para
la operación del SEP.
𝑽𝑺𝑽𝑪 = 𝑽𝑺 +𝑿𝑺𝑰𝑺𝑽𝑪 (2.8)
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
35
Por otro lado, visto desde el rango de control del SVC, el voltaje de barra VSVC es obtenido de
ecuación (2.8), donde XSL es la pendiente de la característica de control del SVC y Vref es el
voltaje de referencia del SVC cuando 𝑰𝑺𝑽𝑪 = 𝟎
Combinando las ecuaciones (2.5) y (2.8) se obtiene la expresión del control de voltaje de barra
del SVC, determinado por la característica de operación del SEP y control del compensador
estático paralelo.
𝑽𝑺𝑽𝑪 = 𝑽𝒓𝒆𝒇 +𝑿𝑺𝑳𝑰𝑺𝑽𝑪 (2.9)
En la figura (2.12) la característica del medio representa las condiciones nominales del
sistema, y se asume para interceptar la característica del SVC en el punto A, donde Vs = Vref
y ISVC = 0. Si el Voltaje del sistema se incrementa (debido a un decremento en el nivel de la
carga del sistema) Vs va incrementarse hasta V1 sin un SVC. Con un SVC se estabilizará el
voltaje en el punto B, absorbiendo corriente inductiva I3 y va a mantener su voltaje V3. De igual
manera Si el voltaje del sistema decrece (debido a un incremento en el nivel de carga del
sistema) VS va a disminuir hasta V2 sin un SVC, Pero con un SVC, va a estabilizar el voltaje
en el punto C, manteniendo su voltaje en V4. Si la pendiente KS fuera 0, el voltaje se habría
mantenido en Vref para ambos casos considerados en el análisis y para tal se necesitaría más
capacidad tanto inductiva como capacitiva.
2.3 Sistema de Medición El sistema de medición proporciona las entradas necesarias para el controlador del SVC para
la realización de sus operaciones de control, mediante transformadores de corriente (TC) o
trasformadores de voltaje o potencial (TP). Las diferentes entradas requeridas por un SVC
dependen de la función que el controlador SVC va a realizar. La función principal de este
bloque en lazo de control es generar una señal de DC proporcional al valor rms del sistema
trifásico a la frecuencia fundamental [16].
2.4 Regulador de Voltaje Esta unidad corresponde al control básico del SVC. Se encarga de regular la tensión en la
barra del SVC o aplicar funciones más complejas como por ejemplo regular la inyección de
reactivos.
El control de tensión puede ser implementado en forma análoga o digital. Para ello, recibe las
variables de interés medidas, las procesa y arroja las señales de control a los distintos
actuadores del equipo de compensación.
Los controladores más utilizados en los reguladores de tensión corresponden a etapas
basadas en bloques y lazos de control del tipo proporcional e integral, como se muestra en la
figura 2.13.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
36
Figura 2.13: Métodos de implementación de la pendiente de corriente en el regulador de voltaje del
SVC, a) lazo de retroalimentación de la corriente. b)retroalimentación de la susceptancia y c) ganancia-tiempo constante [9].
2.5 Diseño de los Componentes del SVC El departamento técnico de la Empresa Eléctrica de Villa Clara manifestó su interés en
garantizar con mayor rigor la estabilidad del voltaje en la barra ubicada a la entrada de la
subestación que alimenta a la Empresa Textilera ´ Desembarco del Granma ´. La subestación
de esta planta es alimentada a su vez desde la subestación Santa Clara (220/ 110 kV) ubicada
en la ciudad del mismo nombre. En dicha su subestación se presentan caídas de voltaje que
exceden el 4 % del valor nominal lo que limita la capacidad de operación de los técnicos del
despacho de carga para garantizar la estabilidad del voltaje al resto de las cargas.
Como solución a esta problemática se propone instalar un dispositivo regulador de voltaje en
la barra del primario de la subestación que alimenta a la carga en cuestión. Teniendo en cuenta
las variaciones permanentes y frecuentes que sufre el voltaje en la subestación la propuesta
ha sido la conexión de un dispositivo cuyo comportamiento sea lo suficiente dinámico, ente
este caso un dispositivo FACTS. En este trabajo se define la configuración que debe presentar
el FACTS teniendo en cuenta sus ventajas, desventajas y posibilidades y se desarrolla el
cálculo de los parámetros de cada uno de los componentes que lo conforman. Estos
parámetros serán obtenidos a través de las expresiones matemáticas que describen su
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
37
comportamiento y determinan los puntos de operación que son de interés. Posteriormente se
implementa en Matlab/Simulink, se realizan las simulaciones y se analizan los resultados.
Para la instalación y correcta selección de los parámetros relativos al SVC es necesario tener
en cuenta los niveles de voltaje críticos a regular, el nivel de voltaje a garantizar en la carga
en estas condiciones, los parámetros de línea y la potencia demanda por la carga, además del
diagrama eléctrico del (SEP). Todas estas magnitudes se dan a continuación y en la figura se
vinculan al diagrama eléctrico del SEP:
𝑉OMRíM = 110𝑘𝑉, 𝑉M@R@ = 115𝑘𝑉 , 𝑆OM = 957.51𝑀𝑉𝐴 , 𝑆M@R@ =
15𝑀𝑉𝐴 , 𝑓M@R@ = 0.9 Donde:
𝑉OMRíM : Valor crítico del voltaje en la barra de 110 kV de la subestación Santa Clara.
𝑉M@R@ : Voltaje en la carga.
𝑆OM: MVA de cortocircuito del sistema (SEP).
𝑆M@R@ : Potencia aparente de la carga.
𝑓M@R@ : Factor de potencia de la carga.
𝑅T : Resistencia de la línea
𝑋T : Impedancia de la línea
Figura 2.14: Representación del sistema con el SVC conectado
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
38
2.6 Configuración y Calculo de los Parámetros del SVC Dado el rango de variación del voltaje y los múltiples valores que aleatoriamente adopta se
hace necesario compartimentar la carga capacitiva del SVC en tres bancos de capacitores
conmutados por tiristores en conexión delta (TSC), no así, la componente inductiva, que estará
constituida por un solo banco de reactores controlado por tiristores en antiparalelo, también
conectados en delta (TSR) como se muestra en la figura. Como puede verse en la figura, el
SVC será conectado a la línea de 110 kV a través de un transformador de acoplamiento cuya
relación de voltajes y potencia aparente son 115/13.8 kV y 15 MVA respectivamente.
Figura 2.15: Diagrama unifilar del SVC
2.6.1 Rama de los Capacitores Conmutados por Tiristores (TSC) Las ramas TSC1, TSC2 y TSC3 del SVC que se encuentran instaladas, se muestra en la figura
2.15, con una potencia reactiva de 49.5 MVAr capacitivos, y están formadas por los siguientes
elementos, los cuales se describen en la de la sección:
• Reactor Limitador de Corriente
• Banco de Capacitores
• Válvula Tiristores
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
39
Figura 2.16: Diagrama Esquemático uno de los tres TSC conectado en Delta.
2.6.1.1 Banco de Capacitores Los bancos de capacitores deben resolver el problema, en lo que se refiere a subidas de voltaje
del sistema, que es el problema esencial. El voltaje en la carga debe sostenerse el nivel
nominal cuando en situaciones críticas ha bajado en la barra de la subestación de
alimentación. Es necesario cuando éste descienda a un nivel de 110 kV que en la barra de
alimentación del receptor se mantenga a un nivel de 115 kV o cercano al mismo dentro de un
rango de tolerancia del 1%. Se calcula un banco de capacitores que garantice esta exigencia:
𝑸𝑪𝑴𝑨𝑿 = 𝑸𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨 −𝑽𝒔𝒗𝒄´ 𝑽𝒔𝒄𝒓𝒊𝒕𝒊𝒄𝒐;𝑽𝑺𝑽𝑪𝒑𝒓𝒊𝒎;𝑹𝑺𝑷𝑪𝑨𝑹𝑮𝑨
𝑿𝑺 (2.10)
Sustituyendo los valores del sistema:
𝑸𝑪𝑴𝑨𝑿 = 𝟔. 𝟒𝟓 −𝟏𝟏𝟓(𝟏𝟏𝟎 − 𝟏𝟏𝟓) − 𝟏. 𝟑𝟎𝟏𝟐 ∗ 𝟏𝟑. 𝟓
𝟏𝟑. 𝟖𝟏
𝑸𝑪𝑴𝑨𝑿 = 𝟒𝟗. 𝟓𝑴𝑽𝑨𝒓
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
40
Como se instalan 3 bancos de capacitores:
𝑸𝑪𝑩𝑨𝑵 =𝑸𝑪𝑴𝑨𝑿𝟑
= 𝟒𝟗.𝟓𝟑= 𝟏𝟔. 𝟓𝑴𝑽𝑨𝒓 (2.11)
Como se muestra en la figura 2.15, El banco de capacitores está conectado en delta al voltaje
de 13.8KV. A continuación se calculan los parámetros relativos a cada banco de capacitores:
La reactancia del Total del TSC por fase viene dada por:
𝑿𝑻𝑺𝑪𝜟 =𝑽𝑺𝑽𝑪
´´ 𝟐
𝑸𝑪𝟑
= (𝟏𝟑.𝟖)𝟐
𝟏𝟔.𝟓𝟑
(2.13)
𝑿𝑻𝑺𝑪𝜟 = 𝟑𝟒. 𝟔𝟐𝟓[Ω] Para hallar el valor del capacitor:
𝑪 = 𝟏𝟐𝝅∗𝟔𝟎∗𝑿𝑻𝑺𝑪
= 𝟏𝟐𝝅∗𝟔𝟎∗𝟑𝟒.𝟔𝟐𝟓
(2.14)
𝑪 = 𝟕𝟔. 𝟔𝟎𝟗𝝁𝑭
2.6.1.2 Reactor Limitador de Corriente En la figura 2.16 se observa que en cada una de las fases del TSC hay un reactor limitador de
corriente, la función principal de este elemento es de limitar la corriente en la válvula de los
tiristores bajo condiciones anormales de operación o cuando no se cumple la condición de
conexión en el instante de mínimo transitorio y para prevenir resonancias con la red.
2.6.1.3 Válvula Tiristores
La corriente que debe soportar cada válvula de tiristores está dada por:
𝑰𝑽𝑨𝑳 =𝑽𝑺𝑽𝑪𝑿𝑪𝑩𝑨𝑵
(2.15)
Donde:
𝑿𝑪𝑩𝑨𝑵 = 𝟑𝑿𝑪𝑴𝑨𝑿 = 𝟑 ∗ 𝟏𝟏. 𝟓𝟒 = 𝟑𝟒. 𝟖𝟒[Ω] (2.16)
𝑰𝑽𝑨𝑳 =𝟏𝟑. 𝟖𝒌𝑽𝟑𝟒. 𝟖𝟒
= 𝟒𝟎𝟎𝑨
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
41
El voltaje inverso máximo de los tiristores está dado por:
𝑽𝑰𝑵𝑽𝑴𝑨𝑿 = √𝟐𝑽𝑹𝑴𝑺 = √𝟐 ∗ √𝟑 ∗ 𝟏𝟑. 𝟖 = 𝟏𝟗. 𝟓𝟏𝒌𝑽 (2.17)
2.6.2 Rama TCR La rama TCR de la sub-estación tiene una potencia de 16.5 MVAr inductivos y está formada
por los siguientes elementos:
• Reactor
• Válvulas del TCR
Figura 2.17: Diagrama esquemático del TCR en Delta
El diagrama esquemático de la rama del TCR se muestra en la figura 2.17. Como se muestra
en la figura cada una de las fases tienen dos reactores, que es simplemente un reactor dividido
en dos, esto se realiza para en caso de una falla de cortocircuito en una delas bobinas del
reactor del TCR, la corriente de falla sea limitada por la otra bobina del reactor de la misma
rama del TCR.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
42
2.6.2.1 Dimensionamiento de la Inductancia de TCR Como se puede apreciar en la figura 2.17. Los reactores están conectados en delta al voltaje
de 13.8KV. A continuación, se dimensiona el reactor por fase. El reactivo inductivo del TCR en
su estado de conducción total debe ser capaz de compensar el reactivo capacitivo de cada
uno de los bancos de capacitores con el objetivo de establecer una variación o regulación
continua del flujo de reactivo demandado por el SVC.
Por tanto, la reactancia del total de TCR debe ser modularmente igual a la reactancia total de
cada uno delos bancos de capacitores:
𝑳 = 𝟏𝑾𝟐𝑪
= 𝟏𝟑𝟕𝟕𝟐∗𝟕𝟔.𝟔𝟎𝟗∗𝟏𝟎𝟔
(2.18)
𝑳 = 𝟗𝟏. 𝟖𝒎𝑯 Y se obtiene:
𝑸𝑳 = 𝟏𝟔. 𝟓𝑴𝑽𝑨𝒓 Una de las principales características del TCR es la generación de armónicos en la corriente.
Para todo rango valido de α, es decir desde 90° ≤ α ≥ 180°grados. Para valores α =90° se
produce la máxima conducción de corriente en el TCR, y para un α≥90° la corriente se ve
reducida hasta llegar a un valor de α =180°, donde la corriente es cero. Como se observa en
la figura el banco de las tres fases se conecta en delta, durante el funcionamiento equilibrado
normal, los harmónicos de secuencia cero (3ro, 9no...) permanezcan entrampados dentro dela
delta, reduciendo así la inyección de armónicos en el sistema de potencia.
2.7 Diseño del Controlador Generalmente el controlador de un sistema SVC está compuesto por los siguientes
componentes[11] :
• Sistema de medición
• Regulador de voltaje
• Generador de pulsos
• Sistema de sincronización
El diagrama de bloques general del sistema de control de un SVC tipo TSC-TCR es
representado en la figura 2.18.
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
43
Figura 2.18: Diagrama esquemático general del controlador de un SVC
2.7.1 Función de Transferencia Para estudios del sistema de potencia relacionados con el control de voltaje en el punto de
conexión del SVC con el sistema, un diagrama de bloque simplificado del SVC y del sistema
de potencia puede ser suficiente. Este sistema simplificado puede ser utilizado para verificar
los adecuados parámetros de control. Por esta situación el sistema de potencia es
representada por una fuente de voltaje en serie con un sistema de reactancia equivalente Xs
en pu. La figura 2.17 muestra un diagrama de bloque simplificado del SVC con un lazo cerrado
de voltaje de control. Esto modelo está basado en la asunción que el voltaje Vsvc varía
ligeramente con respecto al voltaje nominal.
Figura 2.18: Diagrama de bloque del SVC
2.7.2 Diseño del Controlador por el Método del Factor K Para la correcta selección de los parámetros del regulador, en este caso como se trata de un
regulador integral, la ganancia de integración, es necesario determinar los parámetros de la
panta que interactúan de forma directa con el regulador en el lazo de control, se hace
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
44
referencia específicamente a la ganancia de la planta (KN), dígase también ganancia del SEP
en presencia del SVC, como se muestra en la figura 2.18.
Figura 2.19: Representación del sistema de potencia del SVC, incluyendo el
Acoplamiento con el transformador.
La ganancia de la planta puede ser calculada a través de la siguiente expresión
matemática[17]:
𝑲𝑵 =𝑽𝑺𝑽𝑪𝑩𝑺𝑽𝑪
(2.19)
La ganancia del sistema KN, se refiere por tanto a la desviación del voltaje del bus SVC para
una determinada susceptancia del SVC. Este valor no constituye una constante y, de hecho,
varía en un cierto rango. Sin embargo para el cálculo de la constante de integración del
regulador (Ki) se emplea el valor máximo que KN puede presentar (KNMAX), está dado por [11]:
𝑲𝑵 =𝜟𝑽𝑺𝑽𝑪𝑩𝑺𝑽𝑪
= 𝑸𝑺𝑽𝑪𝑺𝒄
𝒑𝒖 (2.20)
Donde:
𝑸𝑺𝑽𝑪: Potencia reactiva del transformador de acoplamiento del SVC
𝑺𝒄: Potencia de Corto Circuito del Sistema Sustituyendo dichas magnitudes por los valores del sistema la ganancia del SEP se calcula
como:
𝑲𝑵 =𝟏𝟓𝑴𝑽𝑨
𝟗𝟓𝟕. 𝟓𝟏𝑴𝑽𝑨= 𝟎. 𝟎𝟏𝟓𝟕𝒑𝒖
CAPÍTULO 2. TÍTULO DEL CAPÍTULO 2
45
Para lograr un comportamiento adecuado del controlador éste debe sintonizarse de manera
que su ganancia de integración tenga en cuenta la ganancia del sistema. La relación entre
ambos valores puede establecer fijando un margen de fase adecuado en la función
transferencial de lazo abierto Gol, expresión matemática donde aparecen reflejadas ambas
magnitudes. Alejando la frecuencia de corte de dicha función transferencial una década antes
de la frecuencia de conmutación de los tiristores o de línea (60 Hz) se puede alcanzar el
margen de fase necesario para garantizar la estabilidad del sistema [11]. Por tanto, se fija la
frecuencia de corte (wc) de Gol a un valor de 6 Hz, y como resultado del desarrollo matemático
correspondiente en la misma se llega a la siguiente expresión:
𝑲𝒊 =𝑾𝒄
𝑲𝑵= 𝟐𝝅𝒇𝒄
𝑲𝑵 (2.21)
𝑲𝒊 =𝟑𝟕. 𝟕𝟎. 𝟎𝟏𝟓𝟔 = 𝟐𝟒𝟎𝟏
2.8 Conclusiones del Capítulo En este capítulo se describieron las características del SVC y de una manera detallada los
elementos el cual está compuesto el mismo, sus características de operación en estado
estable y dinámico, se dedujo sus principales ecuaciones en los distintos modos de operación
y también se hizo los cálculos según los inconvenientes que pueda presentar la línea en
estudio para que pueda operar dentro de los parámetros adecuados que se necesita para que
de esta forma se pueda garantizar la estabilidad del voltaje del sistema.
46
CAPÍTULO 3. IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
En el capítulo anterior se presentaron los componentes fundamentales de SVC y se
dimensionaron cada uno de los elementos que lo componen como son el TCR, TSC y la red
de potencia a la cual se pretende conectar. En este capítulo se presenta la programación en
Matlab/Simulink de ese compensador. En las siguientes secciones de este capítulo se
describen cada una de sus etapas detallando de una manera más amplia el desarrollo del
SVC.
3.1 Modelo en Simulink El modelo en Matlab/Simulink del SVC, a groso modo, con cada uno de los subsistemas que
lo componen se presenta en la figura. Estos subsistemas encierran cada uno de los elementos
fundamentales que componen el dispositivo. En la figura 3.1 se muestra el diagrama del
sistema eléctrico construido en Simulink.
Figura 3.1: Diagrama del sistema del SVC construido en Simulink/SimPowerSystem y sus
subsistemas.
47
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
3.1.1 Circuito Equivalente del Sistema de Potencia El primer bloque mostrado en la figura 3.1 es el equivalente de Thevenin del SEP, la
subestación donde está conectada la empresa Textilera en Santa Clara. La subestación está
alimentada por dos líneas estableciendo el llamado “circuito de doble alimentación”,
característico de grandes consumidores de energía eléctrica. Sin embargo, de las dos líneas
que alimentan la empresa solo la línea proveniente de la subestación Santa Clara 110kV se
encuentra conectada mediante un interruptor aéreo trifásico de operación.
La figura 3.2 muestra el arreglo de las fuentes de voltaje y las impedancias contenidas en este
bloque. Dentro de la librería de Simulink/SimPowerSystem se seleccionó una fuente trifásica
y los parámetros introducidos al sistema fueron escogidos en base al dimensionamiento de los
elementos principales capítulo 2, los cuales se muestran en la siguiente tabla:
Tabla 3.1: Parámetros del SEP
Descripción
Voltaje de fase a fase rms 110 KV
Frecuencia de Operación 60 Hz
Conexión interna de los denanados Estrella aterrizada
Potencia de corto circuito trifásica 957.51 MVA
Voltaje base del Sistema 110 KV
Figura 3.2: Sistema de Potencia Equivalente
Este bloque de Simulink tiene dos maneras en la que se puede trabajar, mediante los MVA
de cortocircuito trifásico y la relación X/R, la otra opción hubiese sido obtener los valores de
resistencia (R) e inductancia (L) de la línea.
48
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
3.1.2 Transformador de Potencia El segundo bloque mostrado en la figura 3.1 corresponde al transformador. Este bloque está
compuesto por tres transformadores monofásicos conectados en configuración delta en el
lado primario y delta en el lado secundario, como se muestra en la figura 3.3.
Figura 3.3: Conexión delta-delta del banco de transformadores
Figura 3.4: Bloque del Transformador
3.1.3 Rama del TCR Modelo Simunk El banco de reactores conectados en delta y la válvula de tiristores están implementados en
el bloque TCR de la figura 3.1. La programación en Simulink/SimPowerSystem de este
bloque se muestra en la figura 3.5.
49
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.5: Bloque del TCR en Simulink
Cada fase de la válvula de tiristores está formada por dos tiristores en antiparalelo, uno
conduce en el semiciclo positivo de la corriente y el otro el semiciclo negativo. Los pulsos de
disparo [Ap], [Bp], [Cp] (semiciclo positivo) y [Am], [Bm], [Cm] (semiciclo negativo) procedentes
de Unidad de Disparo son aplicados a la compuerta de cada tiristor. Las señales son tomadas
mediante el multímetro interno de los tiristores para después ser graficadas en el bloque de
señales.
3.1.4 Rama de los TSC Modelo Simulink La figura 3.6 muestra la programación en Simulink/SimPowerSystem del bloque TSC mostrado
en la figura 3.1.
50
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.6: Programación en Simulink del Bloque del TSC
La señal de entrada de los boques TSC es la señal TSC1 on, TSC2 on, TSC3 on, la cual son
el orden de encendido de las válvulas. Estas señales provienen del bloque Control,
específicamente del Bloque Unidad de Disparo. También se conectan los voltajes secundarios
en el Bus de 13.8 KV.
3.1.5 Componentes de Control Modelo Simulink En el bloque llamado Controlador SVC de la figura 3.1 está programado lo siguiente:
1.- Sistema de Medición
2.- Regulador de Voltaje
3.- Función de distribución
4.- Unidad de Disparos.
La figura 3.7 muestra el programa Simulink del bloque Control.
51
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.7: Bloque de control en Matlab
3.1.5.1 Sistema de Medición El bloque Medición de la figura 3.7 es donde se realiza la medición del voltaje de respuesta
Vresp del lado de 115 kV, para luego ser retroalimentado al regulador de voltaje.
También en este bloque se implementa la medición de la potencia reactiva Qsvc del SVC. La
figura 3.8 muestra el programa Simulink del bloque Medición.
Figura 3.8: Bloque de Medición Implementado en Simulink.
3.1.5.2 Regulador de Voltaje La figura 3.10 muestra el bloque del controlador y si se abre la máscara del bloque figura 3.11
lo que se ve es la programación en simulink del controlador de voltaje, al punto suma del
regulador entran las señales Vmes, Vref y Vslope. La señal Vref sirve para evaluar la respuesta
del SVC a señales tipo escalón que se introducen al punto suma. La señal Vresp es la señal
en p.u. del voltaje primario del SVC derivada de la transformación de coordenadas de la figura
3.9.
52
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.10: Bloque del Regulador de Voltaje
Figura 3.11: Programa Simulink del Regulador de Voltaje
La señal Vref es el voltaje de referencia en p.u. al cual se desea que el SVC regule y por último
la señal Vslope es la responsable de introducir una pendiente en la característica V-I del SVC.
El bloque llamado Integral es donde se realiza la integración de la señal Verr. Los límites
superior e inferior de saturación están en p.u. y corresponden a la susceptancia máxima y
mínima del SVC.
3.1.5.3 Función de Distribución La función de distribución tiene como propósito convertir la señal Bref proveniente del
regulador de voltaje a señales de encendido para la válvula de tiristores del TSC y para generar
señales de control de ángulo de disparo para la válvula de tiristores del TCR. La figura 3.12
muestra el programa Simulink de la Función de distribución.
53
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.12: Programa Simulink del Bloque de Operación
3.1.6 Simulaciones Una vez descrito el SVC bajo estudio, así como su implementación en el programa Simulink de
Matlab, en este capítulo se presentan los resultados obtenidos con el programa desarrollado. Para
las simulaciones se consideraron condiciones de cambios bruscos de voltaje en la barra del
secundario de la subestación de origen en Santa Clara. Estos cambios implican condiciones
severas y no deseadas por los operadores. El voltaje en la barra simula varios cambios a través
de una fuente programable del Matlab. Estos cambios consisten en alteraciones de su valor eficaz
por encima y por debajo de su valor nominal que se manifiestan en intervalos de corta duración.
La fuente fue programada para alcanzar elevaciones del voltaje de un 2.5 % de su valor nominal
y bajadas de un 5% de este mismo valor con lo que se imponen las condiciones críticas requeridas
por la Empresa Eléctrica para su diseño.
En la figura se puede apreciar que la fuente presenta una matriz con los siguientes valores de
voltajes en pu [1.0 1.025 0.95 0.97 1.01] los cuales se adoptan a partir del tiempo en segundos
señalado en la matriz [0 0.1 0.25 0.45 0.6] y la simulación se extiende hasta los 8 segundos.
54
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
(a)
(b)
55
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
(c)
(d)
56
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
(e)
Figura 3.12: Gráficas de las simulaciones del SVC en función del tiempo: (a) voltaje y corriente en el SVC; (b) reactivo demandado por el dispositivo; (c) voltaje eficaz medido y el voltaje eficaz de referencia en pu; (d) ángulo de disparo de los tiristores del TCR; (e) número de bancos de capacitores conectados.
En la figura (a) se muestran las gráficas de voltaje y corriente en el SVC en función del tiempo, en
(b) el reactivo demandado por el dispositivo, en (c) el voltaje eficaz medido y el voltaje eficaz de
referencia en pu, en (d) el ángulo alfa de disparo de los tiristores del TCR y en (e) el número de
bancos de capacitores que están conectados.
En el tramo de 0 a 0.1 segundos el voltaje en la barra del secundario de la subestación SC es 1
pu. Dada la caída en línea el voltaje en el SVC en régimen dinámico será ligeramente menor que
el voltaje de referencia (Vref = 1 pu,) consiguientemente el reactivo a consumir por el SVC debe
ser capacitivo pero moderado (5 MVAr). Teniendo en cuenta que se encuentra conectado un
banco de capacitores cuya demanda de reactivo es superior al valor requerido, entonces para
contrarrestar el efecto total del banco se conecta el TCR, el cual se encuentra funcionando en un
estado de conducción casi total, o sea, con un ángulo de disparo de sus tiristores cercano a los
90 grados. La superposición de estos dos bancos causa el efecto deseado, o sea, una demanda
reducida de reactivo capacitivo que se encuentra entre cero y el valor de uno de los bancos. Se
consigue así una subida moderada del voltaje para la correcta regulación del mismo.
En el tramo de 0.1 a 0.25 segundos el voltaje de la fuente es de 1.025 pu por lo que el voltaje del
SVC excede el valor del voltaje de referencia, requerido el sistema entonces de un consumo de
57
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
reactivo inductivo (10 MVAr) para compensar esta subida de voltaje y aproximarse así al valor de
referencia. Se aprecia pues en (b) el consumo de reactivo negativo, o lo que es lo mismo,
inductivo, por lo que el TCR se encuentra en estado de conducción sin haberse conectado algún
banco de capacitores, el ángulo alfa de disparo de los tiristores es mayor que en el caso anterior
pero el consumo de reactivo es inductivo por la desconexión de todos los bancos de capacitores.
En el tercer tramo (0.025-0.045 seg) el voltaje en la subestación SC descendió a 0.94 pu; en
régimen dinámico un valor suficientemente bajo se refleja en la barra primaria de la subestación
de la carga como para que tengan que entrar en funcionamiento los tres bancos de capacitores,
como consecuencia se incrementa el consumo de reactivo capacitivo (43 MVAr) amortiguando así
la caída de voltaje, restableciendo el mismo a un valor cercano al nominal para quedar en un
nuevo estado estable, como se aprecia en (b). La entrada de esta forma el voltaje en la carga
alcanza prácticamente un valor de 0.99 pu, o sea, de un 4% a un 5 % por encima del que está
presente en la barra al inicio de la línea. Este es el caso de la condición solicitada por los técnicos
de la Empresa Eléctrica de lograr 115 kV o un valor cercano a ello cuando en la fuente de
suministro el mismo es de 110 kV. No se alcanzan los 115 kV nominales que se imponen como
referencia porque para la característica V-I en estado estable del SVC se ha fijado un valor de
pendiente XSL del 1%
En el cuarto tramo (0.45-0.6 seg) se ha manifestado un aumento del voltaje en la barra de inicio
de la línea, sin embargo, en la barra final permanece por debajo del valor de referencia. Esta
condición demanda menor valor de reactivo capacitivo (25 MVAr) para la regulación y
consecuentemente el sistema de control da la orden de desconectar uno de los bancos de
capacitores del SVC, como se aprecia en (d)
Por último, en el quinto tramo (0.6-0.8 seg) el voltaje de suministro en la barra inicial de la línea
ha adoptado un valor de 1.01 pu, de forma tal que el voltaje final, en la carga y en el SVC es
cercano, ligeramente superior al de referencia. Esta condición exige muy bajo valor de reactivo
inductivo, por lo tanto, se desconectan los tres bancos de capacitores (e) y el reactor opera con
un ángulo alfa (152±) de disparo de sus tiristores (d) muy superior a los 90º y cercano a los 180º.
El consumo de reactivo va a manifestarse inductivo pero de muy bajo valor (1 MVAr).
58
IMPLEMENTACIÓN Y SIMULACIÓN
Figura 3.13: Grafica del voltaje con y sin el SVC
Para evaluar con argumentos sólidos el impacto de la conexión del SVC en la barra final de la
línea de 110 kV la figura 3.13 es una herramienta de gran utilidad. En ella se superponen el voltaje
de referencia (color rojo), el voltaje en la carga con el SVC desconectado (color amarillo) y el
voltaje en la carga con el SVC conectado (color azul). Es evidente que el SVC ha disminuido en
gran medida el rango de variación del voltaje para las mismas alteraciones en la barra inicial de
la línea.
3.2 Conclusiones Parciales Después de que se estudió el diagrama del sistema eléctrico con el svc conectado explicando la
función de cada uno de los subsistemas que se ven en la figura 3.1, se hicieron las simulaciones
y como se pudo observar el dispositivo es factible, funciona dentro de los parámetros
proporcionando estabilidad del voltaje.
59
CONCLUSIONES
Los sistemas eléctricos de potencia están sometidos a diversos disturbios, cada uno de ellos
implica diferentes respuestas del SEP. Uno de ellos es el colapso de tensión, el cual llega a
producir un nivel inaceptable de tensión en al menos un bus del SEP, provocando inestabilidad
en el sistema.
En este trabajo se analizó la condición del colapso de tensión en la línea que alimenta la
Empresa Textilera. Adicionalmente se instaló el modelo de un SVC para resolver el problema.
Por lo tanto, se concluye que:
1. El Compensador Estático de Vars perteneciente a la familia de los dispositivos FACTS, ha
representado una solución para el problema que se presenta en el sistema de potencia,
regulación de voltaje.
2. De acorde al diseño de los elementos en el capítulo 2 del diseño de los equipos se obtuvo
como resultado que el TCR tiene una potencia reactiva inductiva de 16.5 MVAr, en la figura
3.12 (b) se contrasta con nuestra simulación 16.1 MVAr, el TSC a su vez fue diseñado
para entregar una potencia reactiva capacitiva total de 49.5 MVAr, entregando 45 MVAr
en la simulación en Simulink/SimPowerSystem entonces se puede concluir que el sistema
está dentro de los rangos de operación los cuales fueron diseñados.
3. El SVC (compensador estático de var) es una solución efectiva y de confianza, además
en las simulaciones se puede observar que tiene una rápida y efectiva respuesta a las
variaciones del voltaje garantizando así una mayor estabilidad del voltaje y de una
mejorada capacidad de transmisión.
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RECOMENDACIONES
Se consideran las siguientes recomendaciones de esta tesis: Es importante siempre estudiar
y analizar primero la red en donde cual se va a aplicar el Compensador Estático de Reactivo
(SVC), antes de decidir que configuración de SVC se va a escoger para compensar la potencia
reactiva, regulación de voltaje etc.
En el estudio que se hizo se recomienda un SVC de la configuración TSC-TCR. Esto porque
este SVC genera menos armónicos en comparación con lo de más y que también tiene menos
perdidas. Por supuesto no tiene que olvidar que el costo del TSC-TCR SVC es menor por
todas estas características que él tiene.
A continuación se exponen posibles líneas de trabajo como continuidad de la presente tesis:
En esta tesis, se ha desarrollado un modelo del TSC-TCR. Sería interesante ampliar este
modelo con objeto que se genera casi ningunos armónicos y también con menos más
pérdidas.
Un método secuencial de ajuste del punto de funcionamiento del TCR en el proceso de
interacción armónica, tanto en redes equilibradas como desequilibradas.
Integrar los modelos desarrollados en el programa MATLAB y modificar los SVCs para que los
compensadores estáticos puedan ser más utilizados en el futuro, por el mejoramiento de sus
características.
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BIBLIOGRAFÍA
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