FACTS

Flexible AC Transmission Systems

Impacto en los mercados competitivos

Índice

Introducción 

Evolución del Mercado

Descripción General de FACTS

Tipos de FACTS

Pérdidas atribuibles a FACTS

Ubicación óptima de FACTS

Dispositivos existentes

Aplicaciones reales

Influencia de los FACTS en el Mercado Eléctrico

Conclusiones

Bibliografía

Introducción

En el presente trabajo se describirá lo que son los FACTS, y se analizarán sus principales aplicaciones en los sistemas de potencia así como su impacto en el mercado eléctrico. Esta tecnología ha tenido un gran auge dado el actual escenario del sector, que se presenta en un constante proceso de desregulación buscando crear un mercado realmente competitivo.

Lo anterior ha llevado a los sistemas a realizar funciones para los que no estaban originalmente diseñados, es decir ya no sólo se requiere que los generadores muy distantes giren en sincronismo y transmitan el flujo de potencia en forma coordinada respetando los límites físicos impuestos por la red, sino que la operación debe ser llevada a cabo de manera de mantener y mejorar la seguridad de los sistemas de potencia durante y después del proceso de desregulación de las empresas.

La principal motivación para el acelerado uso de FACTS es el actual ambiente competitivo (desregulación) en las empresas eléctricas. El potencial de esta tecnología se basa en la posibilidad de controlar la ruta del flujo de potencia y la habilidad de conectar redes que no estén adecuadamente interconectadas, dando la posibilidad de comercializar energía entre agentes distantes que antes no sería posible. No obstante el uso masivo de los FACTS no ha sido posible debido a restricciones de seguridad, disponibilidad y costo de los componentes.

En primera instancia se describirá brevemente la tecnología empleada, sus ventajas y potenciales aplicaciones, luego se describen 3 instalaciones reales en USA, para finalmente, analizar su impacto en los mercados competitivos.

 

 

 

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Evolución del Mercado

Uno de los países que más ha investigado y promocionado el uso de FACTS es USA, donde se dice que el sistema eléctrico norteamericano es "la mayor máquina jamás creada", donde se encuentran generadores separados miles de kilómetros que deben girar en sincronismo, y el flujo de potencia sobre las líneas de transmisión debe ser coordinado a una escala continental.

Luego del proceso desregulatorio, esta compleja máquina ha sido llamada a realizar funciones a una escala para las cuales no estaba originalmente diseñada. Mandatos de libre acceso a las redes y competencia entre generadores ha producido y seguirá produciendo profundos cambios en la industria de servicios eléctricos no sólo en USA, sino en todos los países en que se ha impulsado un fuerte proceso desregulatorio, motivados por distintas razones, pero con un mismo horizonte, de lograr un mercado eléctrico competitivo, eficiente, seguro y confiable.

Muchas de las fuerzas de esta transformación ha caído sobre el sistema de transmisión. Luego de dos "blackouts" en el oeste de USA en el verano de 1996, el gobierno y las empresas eléctricas enfrentaron un mayor reto, en cuanto a cómo mantener y mejorar la confiabilidad del sistema, durante y después de la desregulación del mercado.

En el caso de USA, mucha de la presión para desregular los mercados se originó en las grandes diferencias de precios entre distintas partes del país. Al abrir el sistema de transmisión, se proveyó de más oportunidades para transferir energía y potencia a bajo costo sobre largas distancias.

El 24 de abril de 1996 la FERC emitió dos reglas que cambiaron profundamente la manera de vender energía eléctrica. La Orden Nº 888, en parte, provee de acceso abierto a las redes de transmisión, con lo cual generadores pueden ofrecer tarifas no discriminatorias a terceros. La Orden Nº 889, en parte, requiere el establecimiento de un sistema de información abierto e instantáneo para todos los participantes (OASIS), de manera de disponer de información crítica sobre tarifas y disponiblilidad de las líneas simultáneamente.

En el caso de Chile, la desregulación se dio mas bien por motivos políticos debido a la aplicación de ideologías de mercado. Esto llevó a adoptar el modelo POOLCO 2 caracterizado por un despacho coordinado centralizado, mediante competencia a nivel de generación y monopolios regulados en transmisión y distribución. En el caso de Argentina, la desregulación fue motivada por debilidades en el desarrollo del sector.

Adicionalmente a las empresas tradicionales envueltas en la desregulación, aparecen nuevos participantes en el mercado eléctrico, tanto en la comercialización a nivel de generación y distribución, así como en servicios auxiliares, etc. dependiendo del modelo adoptado en cada país.

El aumento de las transacciones de energía y potencia en el mercado mayorista, así como la operación a mínimo costo del sistema, lleva muchas veces a que éste se encuetre operando cercano a sus límites de estabilidad, principalmente en las épocas de mayor demanda.

El sistema de transmisión aumenta su capacidad acorde a proyecciones de demanda y al ingreso de nuevas centrales generadoras. No obstante, el impulso de la desregulación en el sector eléctrico, podría tener un efecto negativo en la disposición de las empresas para mejorar la entrega de potencia al sistema, debido a la percepción de riesgos económicos y ambientales lo que trae como consecuencia una menor expansión del sistema, en especial por las siguientes razones:

Una mejora en la infraestructura permitiría a otros proveedores disponer de un acceso más expedito hacia sus clientes.

Las inversiones en transmisión y distribución son irrecuperables (costos hundidos).

El desarrollo de los dispositivos FACTS y otra tecnología complementaria puede ser retrasado o bloqueado por la oposición de otros usuarios del sistema de transmisión, a pesar de que pueden minimizar los costos de capital de las inversiones, pero evaluar y seleccionar el elemento adecuado es una tarea compleja. Los planificadores del sistema de potencia necesitan una forma de identificar la solución óptima maximizando las capacidades del sistema, como se explica más adelante, en la sección "Ubicación óptima de FACTS".

Costos y dificultades en la ampliación del sistema.

 

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Descripción General de FACTS

Los sistemas de transmisión y distribución de las empresas eléctricas han comenzado un período de cambio, debido principalmente a la aplicación de la electrónica de potencia, microprocesadores y comunicaciones en general. Esto los ha llevado a una operación más segura, controlable y eficiente.

En esta área se han llevado a cabo diversas investigaciones impulsadas principalmente por EPRI, las que han conducido al desarrollo de los FACTS, dispositivos que abarcan al conjunto de equipos con capacidad de controlar el flujo de potencia o variar características de la red, empleando semiconductores de potencia para controlar el flujo en los sistemas de corriente alterna. Esto permite mejorar la eficiencia del sistema debido a:

Un mayor control sobre el flujo de potencia, dirigiéndolo a través de las rutas predeterminadas.

Operar con niveles de cargas seguros (sin sobrecarga), y cercano a los límites térmicos de las líneas de transmisión.

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

Prevención de salidas de servicio en cascada, limitando el efecto de fallas en el sistema y equipos.

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

Los sistemas de control de los FACTS están basados en la posibilidad de manejar los parámetros interrelacionados que restringen los sistemas (impedancias serie y shunt, ángulo de fase, oscilaciones a frecuencias subsíncronas), permitiendo además operar las líneas de transmisión cerca de sus límites térmicos, lo que anteriormente no era posible sin violar las restricciones de seguridad del sistema.

Cada sistema de las empresas posee redes de potencia eléctrica que integran sus centros de generación y cargas, las que a su vez se interconectan con los sistemas vecinos. Esto permite compartir potencia entre las redes de regiones alejadas, con el propósito de aprovechar la diversidad de las cargas debido a diferencias de clima y horario, disponibilidad de diversas reservas de generación en zonas geográficas distintas, cambios en precios del combustible y en la regulación, etc.

Uniones de transmisión

Para facilitar gran parte de las transferencias de potencia, estas redes interconectadas ayudan a minimizar la necesidad de aumentar las plantas de generación y permiten a empresas y regiones vecinas comprar y vender potencia entre ellas. Esto lleva a una operación segura y a más bajo costo.

En los últimos años la demanda eléctrica ha crecido y seguirá creciendo considerablemente, unido a un aumento en la competencia en el sector generación. La gran dificultad que ha surgido es la adquisición de nuevos "derechos de vía". FACTS puede aportar en este caso permitiendo una mejor utilización de las líneas ya existentes, aumentando su capacidad útil por medio de modificaciones de la impedancia y del ángulo de fase.

Libre flujo de potencia

El flujo de potencia entre dos puntos a través de una línea de transmisión está dado por:

De esta expresión se desprende que la potencia que fluye por una línea no depende de los propietarios, de los contratos ni de los límites térmicos, sino más bien de los parámetros físicos de la red: voltaje en los extremos de la línea, impedancia de la línea y el ángulo de fase de voltaje y corriente que se presentan al comienzo y al final de cada línea por el camino posible. Esto conlleva a la dificultad de transmitir flujos de potencia a través de caminos determinados.

La diferencia entre una ruta directa y la determinada por la red se denomina "flujo en anillo", que se caracteriza por una circulación de potencia que disminuye la capacidad disponible de la línea.

Principales ventajas en el uso de FACTS

Los equipos FACTS pueden bloquear flujos en anillo indeseados. Esto permite aumentar la capacidad de las líneas en un 20 – 40% cuando de otra manera un "cuello de botella" en éstas obligaría a reducir la capacidad de flujo a través de ellas.

Otorgar 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 la demanda de energía y potencia por parte de los clientes.

Responder 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.

 

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Tipos de FACTS

Los variados tipos de elementos calificados como FACTS, se pueden dividir en tres categorías según el parámetro controlado como se ilustra en la siguiente tabla:

 

Tipo

Parámetro controlado

Dispositivo FACTS

A

P y Q serie

UPFC

B

P serie

TCSC, reguladores de fase

C

Q shunt

SVC, STATCON

 

FACTS Tipo A

Estos dispositivos son capaces de controlar el flujo de potencia activa y reactiva (Pij y Qij en la figura superior) en la línea de transmisión. El ángulo de fase de la barra y la magnitud del voltaje no están especificados y son independientes del estado del flujo de potencia bajo estudio.

Los FACTS de este tipo son modelados como se muestra en la figura inferior. En este modelo una barra ficticia es introducida (i’) para forzar un consumo equivalente a la potencia deseada que fluye por la línea deseada. Los principales defectos del modelo es que ignora las pérdidas en el dispositivo, además que los UPFC actuales no controlan P y Q de la manera modelada y son capaces de manejar otros parámetros como el voltaje de la barra.

FACTS Tipo B

 En este tipo de dispositivos, sólo la potencia activa de la línea es controlada (Pj) en la figura superior. El modelo utilizado se muestra en la figura inferior, donde el flujo de potencia activa se modela usando una barra ficticia i’ de manera similar al caso de dispositivos tipo A. No se consideran las pérdidas en el dispositivo, y el control de otros voltajes, corrientes e impedancias del circuito.

FACTS Tipo C

Estos dispositivos FACTS son controladores de reactivos en la barra y se asume que el dispositivo ajusta la inyección de potencia reactiva para controlar la magnitud del voltaje en dicha barra. En la figura se señala el dispositivo y el modelo, donde se ignoran las pérdidas en el dispositivo. En este modelo, la barra i es una barra PV con P=0. Estos dispositivos son utilizados principalmente en aplicaciones de estabilidad del sistema por lo que no se hará mayor referencia a ellos.

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Pérdidas atribuibles a FACTS

 

Se produce una modificación en las pérdidas en el sistema de transmisión debido a los cambios en los parámetros de éste a causa de la introducción del dispositivo, añadiéndose además las pérdidas en el mismo.

Por otro lado, las pérdidas en el dispositivo son proporcionales a la corriente y se modelan ajustando la Potencia Activa en la barra i’. Dichas pérdidas incluyen las de conducción (estado on), de fuga (estado off) y de conmutación. En general, si el dispositivo está funcionando en condiciones normales estas pérdidas son pequeñas. Esto ocasiona que al añadir FACTS las pérdidas totales en el sistema se reduzcan considerablemente.

 

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Ubicación óptima de FACTS

Una vez tomada la decisión de instalar FACTS en el sistema, existen tres factores a considerar: el tipo de dispositivo a utilizar, la capacidad requerida y la ubicación que optimice el funcionamiento del dispositivo.

El costo de un dispositivo es función de su capacidad de transferir potencia, por lo que no es deseable sobredimensionarlo, estando limitado por la capacidad de la línea y sus futuras ampliaciones. Por otro lado, si dicha capacidad se subdimensiona, se impediría la utilización de la línea a plena capacidad.

Es muy importante decidir sobre el tipo de dispositivo a utilizar de acuerdo a las necesidades y realidad actual del sistema, por ejemplo, un dispositivo tipo C sería necesario cuando para el control de reactivos o soporte de voltaje. Un elemento tipo B no funciona bien si hay una línea con alto flujo de potencia reactiva, etc.

La decisión de la ubicación de los FACTS depende del efecto deseado y las características específicas del sistema. Una alternativa es realizar un estudio de flujo de potencia colocando dispositivos en distintos puntos, pero esto es muy costoso, por lo que se hace es identificar en primer lugar posibles problemas en el sistema y luego realizar una menor cantidad de estudios. Algunos objetivos generales para utilizar los FACTS son:

Prevención de flujo en anillos

Una vez identificado el anillo, se debe ubicar el dispositivo en una de las líneas de transmisión de éste, de manera de forzar el flujo de potencia a cero o en sentido inverso. Si existe un camino paralelo, la efectividad del sistema se ve reducida. Los dispositivos tipo A y B sirven para este propósito.

Barreras electrónicas

El concepto de una barrera electrónica aparece como un intento de las empresas a proteger su derecho de propiedad previniendo que otra empresa utilice su sistema de transmisión.

Un número limitado de accesos está dado por las "tie – lines" que conecta a la empresa con sus vecinos, para asegurar la eficiencia del sistema se debe controlar cada uno de estos accesos por lo que si existen muchos puntos de interconexión, el precio lo haría impracticable. De esto último, se desprende que sólo conviene instalar estas barreras en las líneas más cargadas. Dispositivos tipo A y B son recomendables para la aplicación, al menos que exista un considerable flujo de potencia reactiva en el que sólo el tipo A serviría.

Mejorar la operación económica

Existen dos formas de ubicar un FACTS a fin de incrementar la capacidad de transmisión de potencia en un sistema. La primera de ellas es ubicarlos en una línea subutilizada, aumentando el flujo por ella. La segunda corresponde a colocarlos en la línea más cargada, limitando el flujo por ella, permitiendo mayor flujo por el resto del sistema, evitando sobrecargar dicha línea. De estas dos formas, la última es la más efectiva, siendo utilizados en general dispositivos tipo A y B. Si el flujo de potencia reactiva es significativo, se utiliza un tipo A en la línea o un tipo C al final de ésta, para suministrar los reactivos a la carga, incrementando la capacidad de transmitir potencia activa.

Obtener una condición de operación específica

Ciertas condiciones de operación como subvoltajes (FACTS tipo C) o sobrecorrientes (FACTS tipo A ó B) pueden ser corregidas.

Finalmente, se puede afirmar que las condiciones o características de cada empresa dentro de un sistema son únicas, por lo tanto la ubicación óptima y efectividad de un dispositivo FACTS puede variar mucho entre distintas empresas o escenarios. A continuación se resume esta sección con una tabla indicando las principales aplicaciones y posibles soluciones que entregaría un dispositivo FACTS en particular.

 

 

Objetivo

Ubicación

Tipo de FACTS

Prevención de flujo en anillos

Ubicarlo en el anillo, y evitando caminos paralelos

A ó B

Barrera electrónica

Ubicarla en líneas cargadas, es mejor con pocas "tie – lines"

A ó B

Operación económica (con bajos reactivos)

Ubicarlo en líneas cargadas

A ó B

Operación económica (con altos reactivos)

Ubicarlo en líneas cargadas o en la carga que recibe reactivos

A ó C

Condición de operación específica

Dependiente de la condición específica deseada

A, B ó C

 

A continuación, se incluye un ejemplo a fin de ilustrar el uso de FACTS según ciertos objetivos de control de flujo de potencia. El ejemplo está basado en el sistema actual ubicado en el oeste de USA, donde la reciente unión de dos empresas conectadas débilmente, ocasionó la inquietud de cómo dos compañías pueden transmitir potencia entre ellas, cómo dicha transferencia afecta a las empresas vecinas y de cómo los dispositivos FACTS pueden utilizarse para facilitar dicha transferencia. El modelo desarrollado consideró a 7 empresas interconectadas según la figura siguiente. La magnitud de tensión de las barras es de 765kV ilustradas desde 1.025pu. El resultado obtenido para el caso base se ilustra en la figura:

Los siguientes estudios ejemplifican el uso de FACTS para lograr varios objetivos:

Prevención de flujos en anillos, se introduce un FACTS tipo A en la línea de transmisión entre las empresas B y D para impedir el flujo en el anillo BDAB. Esto ocasiona un flujo inverso en esa línea de 28MW, 53MVAr con pequeñas perturbaciones en el resto del sistema.

Barrera electrónica, si dos empresas no están fuertemente interconectadas, una porción importante de la potencia transferida de una a la otra empresa pasa a través de los sistemas de terceros. Si se tienen las empresas de la figura de abajo, donde la empresa D vende550MW a C. El flujo de dirige en mayor cantidad por las líneas de menor impedancia, por lo que gran parte de éste se dirige pasando a través de A. Si la empresa A instala un dispositivo tipo A (controlando también la potencia reactiva) en una de sus tres líneas que la unen con C para prevenir la circulación de dicha potencia por su sistema. Con este sistema, se reduce el flujo por la línea AC a 67MW redistribuyéndose el flujo de las líneas DF y DC, siendo la potencia enviada de D a C de 210MW. Cabe mencionar que el efecto del dispositivo por la existencia de dos líneas en paralelo a su ubicación.

Lo anterior demuestra la variabilidad en la eficiencia de utilizar FACTS como barreras electrónicas. El mejor de los casos se presenta cuando la empresa se halla relativamente aislada del sistema, por lo que al haber por ejemplo un solo punto de interconexión, un dispositivo funciona exitosamente. Sin embargo en casos en los que la empresa está altamente interconectada con sus vecinos o existen circuitos en paralelo, la eficiencia del uso de estos dispositivos es bastante baja.

Incremento de capacidad de transferencia de potencia, es particularmente importante cuando la existencia de restricciones de capacidad de transmisión impide el despacho a plena carga de las unidades generadoras más económicas. Si en la figura 7 se intercala un FACTS tipo B en la línea que conecta a las empresas C y D, el flujo por dicha línea aumenta a 240MW con lo que la potencia transferida de D a C es de 730MW. Si utiliza un FACTS tipo A o C, la capacidad aumenta a 1200 y 1100 MW, respectivamente. El éxito obtenido en esta operación depende de la línea de transmisión donde se instala el dispositivo. Los efectos más destacados ocurren cuando el dispositivo reduce el flujo de reactivos en una línea importante (permitiendo mayor flujo de potencia activa) o cuando el dispositivo protege a la línea de la sobrecarga permitiendo utilizar mejor el resto del sistema. Cabe mencionar, la importancia de esta ventaja al utilizar FACTS, dado que permite a una mayor cantidad de empresas participar en un mercado cada vez más competitivo.

Descargando una línea seleccionada, otro uso potencial de los FACTS es descargando una línea de transmisión, colocando un dispositivo en la línea seleccionada o en alguna parte del sistema, de manera de controlar el voltaje y la fase en las dos barras extremas de la línea seleccionada, pudiendo incluso aumentar el flujo de potencia por alguna línea paralela liberando la tercera para transportar más energía a otro punto.

Dirigir el flujo entre regiones, es posible gracias al uso de dispositivos de tecnología FACTS, permitiendo que una empresa, que originalmente no puede vender cierta cantidad de energía por restricciones del sistema, instalando FACTS, puede forzar a transmitir cierta potencia por su línea más directa, a costa eso sí, de las pérdidas asociadas a transmitir más potencia por una línea de mayor impedancia.

 

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Dispositivos existentes

Se distinguen 2 generaciones de controladores:

Primera generación de controladores

Compensador estático de reactivos (SVC)

Dispositivo que regula el flujo de potencia reactiva a través de una línea de transmisión por medio de la utilización de tiristores que rápidamente conmutan condensadores y reactores en paralelo con la línea (a menudo coordinados con condensadores y reactores controlados mecánicamente). Responden a la necesidad de mantener las tensiones en las barras del sistema en un cierto rango, tanto en condiciones de régimen permanente como dinámicas, a fin de controlar la estabilidad del sistema pero no son capaces de variar el flujo de potencia activa.

Amortiguador de resonancia (NGH – SSR Damper)

Dispositivo diseñado para contrarrestar el fenómeno de resonancia subsíncrona producido al utilizar compensación serie en una línea. Consiste de un sistema tiristorizado en configuración "espalda – espalda" conectado en serie con un pequeña inductancia y resistencia a través del condensador serie. La operación del amortiguador se basa en dos principios:

Disparar el switch 8.33ms. después que el voltaje a través del condensador pase por cero (o en la mitad de cada ciclo a 60Hz). Al contener la onda de tensión armónicas de frecuencia distinta a la fundamental, el disparo de los tiristores ocasiona un pequeño flujo de corriente durante gran parte del medio ciclo y amortigua las oscilaciones.

Disparar el switch antes de 8.33ms. Esto ocasiona que la impedancia del circuito combinado sea más negativa que la del capacitor solo, pero desintonizando el circuito eléctrico. Además, modulando el ángulo de disparo de los tiristores, la impedancia puede tener un fuerte efecto amortiguador a cualquier frecuencia subsíncrona.

 

Segunda generación de controladores

Surgió gracias al reconocimiento de que FACTS era una tecnología altamente efectiva para mejorar el desempeño de los sistemas de potencia.

Lo más importante en el control del flujo de potencia y en la estabilidad del sistema es el control de la impedancia y del ángulo de fase. Debido a que la impedancia de una línea de transmisión típica es en su mayor parte inductiva (sólo 5 – 10 % resistiva), se puede controlar la impedancia del sistema en estado estacionario añadiendo condensadores (o reactores) serie controlados por tiristores.

Condensadores serie controlados por tiristores

Al insertarlos en serie con una línea, pueden variar en forma continua la impedancia de ésta en niveles sobre o bajo su valor nominal. Una vez instalados, deben responder rápidamente a las señales de control a fin de incrementar los valores de capacitancia o inductancia, amortiguando las oscilaciones de frecuencia que podrían producir inestabilidades o condiciones dinámicas inaceptables durante y después de una perturbación.

Un ejemplo de este tipo de dispositivos lo constituye el diseñado por GE en Schenectady, N.Y. según se muestra en la figura 10. Cada una de las tres fases incluye una plataforma que consiste en seis módulos de condensadores idénticos conectados en serie (cada uno de 1.33W ), con un switch de tiristores conectado en paralelo y en serie con una inductancia de 0.2W . Cada módulo puede ser controlado suavemente avanzando el ángulo de disparo unos pocos grados respecto del medio ciclo, como en el amortiguador de resonancia. Combinando la operación de los distintos módulos se pueden obtener impedancias entre 1.4 y –16W

Cada switch de tiristores consta de 5 tiristores en serie, disparados por señales de luz desde la sala de control. Agua desionizada pasa a través de conductos aislantes para enfriar los tiristores, manteniendo una temperatura ambiente entre –40 y 40 ºC.

Los condensadores serie controlados por tiristores incluyen control remoto de impedancia, potencia y corriente a través de sistemas SCADA. Se incorporaron conceptos del amortiguador de resonancia respecto de disminuir la resonancia subsíncrona, pero no de amortiguación de oscilaciones de potencia, control de estabilidad transiente, diversidad de protecciones locales y gestión de la sobrecarga.

Condensador estático (STATCON)

Consta de un inversor trifásico que es manejado por el voltaje a través de un condensador dc de almacenamiento y cuyas tres tensiones de salida están en fase con las del sistema trifásico. Cuando los voltajes de salida son más altos (o bajos) que los del sistema ac, el flujo de corriente está determinado por la diferencia entre las magnitudes de tensión. De esta forma, el flujo de reactivos y su polaridad pueden ser controlados manipulando la tensión.

Al comparar el desempeño del STATCON con el del SVC se tiene que la potencia reactiva inyectada por el primero equivale al producto del voltaje por la corriente, mientras que para el segundo corresponde al cuadrado de la tensión dividido por la impedancia. De esto se desprende que cuando se produce una baja en la tensión el STATCON puede entregar gran cantidad de reactivos usando su capacidad de sobrecorriente. Por otro lado, un STATCON equipado con un gran condensador dc o un gran dispositivo de almacenamiento, como un banco de baterías o un reactor superconductor, puede continuar entregando energía por un período corto de tiempo, al igual que un condensador síncrono entrega la energía almacenada en su masa rotatoria.

Se estima que el STATCON necesita cerca de un 60% menos de espacio y trabajos de instalación que los equipos convencionales. En el futuro, los STATCON serían usados para conectar una fuente de almacenamiento de energía con una línea, a fin de suministrar potencia para proteger cargas críticas durante fallas.

Regulador de ángulo de fase

El cambio de fase es logrado añadiendo o sustrayendo una componente de voltaje variable que es perpendicular a la tensión de fase de la línea. La componente perpendicular de tensión es obtenida por medio de un transformador conectado entre las otras dos fases. En la figura, los tres enrollados secundarios tienen voltajes dados por la razón 1:3:9. Switches de tiristores, uno por enrollado, permite que cada enrollado pueda ser incluido o no en las direcciones positiva o negativa. La elección de la razón anterior permite obtener una tensión en el rango de –13 a +13, por lo tanto un control variable de alta velocidad de la componente de tensión perpendicular.

Controlador de potencia unificado (UPFC)

En este dispositivo un vector de tensión ac generado por un inversor tiristorizado es inyectado en serie con el voltaje de fase. La manipulación de la tensión dc del inversor es obtenida rectificando el voltaje ac de la misma línea. Con esto la tensión inyectada podría tener una relación de ángulo de fase con el voltaje de fase. Lo anterior permite tener un control sobre la potencia activa y reactiva de la línea cambiando la magnitud de la tensión.

El UPFC tiene otras diversas aplicaciones. Entre ellas se incluyen mejoras en la estabilidad transiente y dinámica, que incrementan substancialmente los márgenes de estabilidad, amortiguación de las oscilaciones y aumento de la capacidad de transmisión temporal. Por otro lado, se puede considerar como una alternativa a la transmisión dc, en caso que la aplicación de convertidores dc en operación asíncrona no es necesaria, como en el caso de un largo cable sin conexión a tierra o submarino, donde el control de la corriente de carga es la principal consideración, o en el caso de interfaces de transmisión que requieren control dinámico del ángulo o potencia activa.

 

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Aplicaciones reales

Instalación de un STATCON por TVA en la Subestación de Sullivan

El aumento de la demanda tiene como consecuencia una peor regulación de tensión en los extremos de una línea, lo que afecta directamente al consumidor. La solución convencional para TVA habría sido instalar otro banco de condensadores y reemplazar los reactores existentes, con un costo de US$20 millones, lo que motivó el estudio de soluciones alternativas.

TVA pensó en el STATCON, convirtiéndose en el primer prototipo comercial, instalado en noviembre de 1995 en la subestación Sullivan de TVA cerca de Johnson City, Tenn. Este dispositivo provee regulación de tensión en la red de transmisión de 161 y 500kV, en la región noreste de la empresa, incrementando la seguridad de ésta y disminuyendo los costos de capital y mantención. La instalación permitió a TVA ahorrar US$10 millones, dado que se evitó la adquisición de un banco de transformadores adicional en Sullivan, así como la construcción de una nueva línea de transmisión de 161kV en Johnson City.

La implementación de STATCON permitirá reducir a TVA el uso de cambiadores de tap, mejorando la respuesta dinámica del sistema, minimizando la posibilidad de falla en los transformadores y consiguiendo un ahorro considerable por falla. Además ayuda a resolver el problema de sobrevoltajes en la subestación en horas de demanda mínima.

Mejora en el sistema de transmisión de AEP utilizando UPFC

Las necesidades de AEP

AEP sirve a 1.7 millones de clientes en Kentucky, Ohio, y en los estados adyacentes. La mayor parte de su generación está localizada a lo largo del río y su demanda se encuentra dispersa en siete estados, provocando la existencia de largas líneas de transmisión de 138 kV, cada una de ellas transportando sobre 300 MVA, donde se suministra potencia a las industrias en el sureste del río. Debido al crecimiento reciente de la demanda en Kentucky, estas líneas se encuentran utilizadas a su máxima capacidad.

En la operación se consideraron pequeños márgenes térmicos para contingencias del sistema o para la programación de un plan flexible ante una cadena de fallas. Con esto, las tensiones en las líneas de transmisión regionales se encuentran en el nivel de seguridad mínimo, lo que ocasiona un gradiente de voltaje excesivo a través del sistema. A fin de evitar problemas, AEP necesitaba urgentemente reforzar su sistema de transmisión en esa región.

Después de ciertos análisis, AEP concluyó que una línea de transmisión (138 kV) de alta capacidad, otorgaría beneficios económicos y de seguridad del sistema considerables. Los estudios revelaron que el flujo de potencia no se dirigiría naturalmente a través de una línea de alta capacidad debido a su relativa alta impedancia, sino que seguiría circulando por las líneas sobrecargadas.

Para controlar esta línea, AEP escogió un UPFC, a fin de manipular la tensión y el flujo por las líneas. Esto permitiría mejorar el desempeño dinámico en el área de la subestación Inez durante máximos de demanda, fuera de ellos y bajo condiciones de contingencia.

Etapas del proyecto

La primera fase del proyecto de UPFC abarcó el desarrollo, instalación y ejecución de una porción de un inversor shunt en la Subestación Inez de AEP, en Kentucky. Consistió en la instalación de un STATCON de ± 160Mvar, otorgando soporte a la tensión local y suministrando los reactivos dinámicos necesarios, al igual que brindando un control de conexión y desconexión de los bancos de condensadores regionales.

La segunda fase del proyecto consistió en la instalación y ejecución de la rama serie del UPFC, así como la construcción de la línea de alta capacidad. Los inversores serie otorgan la capacidad de control de la impedancia de la línea y del ángulo de fase. Las ramas serie y shunt del UPFC operan a través de un condensador "dc link" y funcionando como un conversor de potencia ac-ac. La potencia activa fluye libremente en cualquier dirección entre el terminal ac del inversor a través del "dc link", y cada inversor puede generar o absorber potencia reactiva en su terminal de salida ac propio.

La fase final incluye la construcción de una línea adicional y cambios en los equipos de varias subestaciones con el objetivo de aprovechar al máximo las capacidades de la nueva línea y del controlador UPFC. Con su configuración de inversor dual, el UPFC puede controlar de manera independiente el flujo de potencia activa y reactiva a través de la línea, así como la tensión en la barra. Esto permite controlar simultáneamente los tres parámetros básicos del sistema de transmisión: tensión, impedancia de la línea y ángulo de fase. Las simulaciones llevadas a cabo entregaron los resultados que se muestran en la figura.

 

STATCON para hornos de Arco

La primera instalación de un STATCON con estos fines se llevó a cabo en Structural Metals Inc. en Sequin, Texas. La principal ventaja se encuentra en la reducción de perturbaciones en las líneas ocasionados por hornos de arco, tales como flickers y armónicas. Con este dispositivo las empresas eléctricas pueden abastecer a hornos de arco sin comprometer la calidad de servicio de otros consumidores.

 

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Influencia de los FACTS en el mercado eléctrico

En general, el uso de FACTS en un sistema eléctrico, permite manipular 3 variables fundamentales:

Impedancia de la línea

Ángulo de fase

Flujo de potencia reactiva

De las aplicaciones descritas anteriormente, se pueden destacar diversos cambios en la forma de operar el mercado eléctrico competitivo, brindando una mayor flexibilidad, capacidad, confiabilidad y seguridad al sistema en general.

Por otra parte, los diversos actores del mercado dispondrán de una mayor gama de posibilidades al momento de comercializar productos como: energía, potencia, servicios auxiliares, etc. Esto conlleva a un aumento en el número de transacciones y por ende una necesidad de aumentar la capacidad de interconexión entre los agentes, unido a un aumento de la demanda gracias a una mayor oferta y al crecimiento del país. Es en este escenario donde los FACTS ofrecen las mayores ventajas. Un claro ejemplo de esto, se da cuando se saturan las líneas de transmisión (Neuquén – Buenos Aires), produciéndose un desacople de los mercados. Aún existiendo generación disponible a un costo inferior, el centro de despacho se ve obligado a ingresar al sistema a centrales más caras perjudicando al generador excedentario y a los consumidores.

Otro beneficio inmediato se refiere al ejercicio de derechos de vía por el uso del sistema de transmisión, ya que se altera la operación natural de las líneas, lo que modifica el área de influencia de cierto operador, según los requerimientos del agente que ejerza dicho derecho.

Por otro lado, disminuyen la necesidad de aumentar la capacidad instalada del sistema, en lo referente a equipos y redes, dado que estos se pueden operar en condiciones cercanas a sus límites térmicos de forma más segura y estable, beneficiando principalmente el transporte de potencia activa, en desmedro de los reactivos que son provistos en el lugar del consumo, sin utilizar capacidad de transmisión.

Finalmente, cabe mencionar que el costo de oportunidad de la utilización de FACTS, guarda una estrecha relación con el costo de expansión del sistema a fin de obtener las condiciones de operación requeridas. Es por esto que se deben analizar además de los costos de la inversión, la velocidad de crecimiento de la demanda que determina el horizonte de utilidad de la alternativa a considerar y el cumplimiento de los niveles de seguridad especificados.

 

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Conclusiones

Las presiones competitivas y del entorno, tales como avances tecnológicos, han estimulado a las empresas a operar sus sistemas en forma diferente al pasado. Los sistemas se encuentran al máximo, transmitiéndose cargas considerables a través de grandes distancias. Nuevos controladores e interruptores electrónicos de potencia (como los FACTS), son instalados en las redes para mejorar su desempeño y eficiencia. Durante el desarrollo de la industria eléctrica, se ha observado una conducta conservadora, según la que se ha operado con un mínimo costo, utilizando al máximo las instalaciones.

La existencia de tecnología que aumente considerablemente la eficiencia, seguridad y confiabilidad del sistema ha producido un profundo cambio en las perspectivas del sector. Esto unido también a un aumento de la demanda y nuevas normativas medio ambientales, de seguridad y calidad del servicio.

El potencial de los FACTS es muy amplio, y de gran utilidad cuando los sistemas se enfrentan a una actividad comercial en crecimiento, posibilitando negocios nuevos a cualquier empresa sin ser un gigante, contribuyendo a crear un mercado más competitivo.

Sin embargo, el uso de esta tecnología también presenta algunas desventajas, como lo particular del uso del dispositivo según las condiciones de operación de la barra donde se ubicará, asociado a un alto costo y todavía escasa disponibilidad de algunos equipos. Además, inyectan un flujo considerable de armónicas en todos los modos de operación de la red. Por lo tanto, se debe estudiar en detalle la aplicación, junto a sus beneficios que se obtendrían a partir de ésta.

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Bibliografía

Se han investigado diversas publicaciones del IEEE, así como lugares en Internet.

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  3. G. N. Taranto, L. M. V. G. Pinto, M. V. F. Pereira; "Representation of FACTS devices in power system economic dispatch", IEEE Transactions on Power Systems, V.7, Nº2, pp.572-575, May 1992.
  4. www.epri.com
  5. www.eia.doe.gov
  6. www.epa.gov
  7. www.tva.com
  8. www.abb.com

 

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Última revisión: 31.05.1999