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A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 11 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
a demanda de energía eléctrica conti-
núa incrementándose sin cesar, especial-
mente en los países que se encuentran en el
umbral de la industrialización. Por diversas
razones, la mejora de las redes de energía
eléctrica, y en especial, la construcción de
nuevas líneas de transmisión, no puede man-
tener el ritmo del aumento de capacidad de
las centrales eléctricas y del incremento de la
demanda de energía. Conseguir los dere-
chos de paso adecuados es especialmente
difícil en los países industrializados y obtener
los permisos necesarios requiere más tiempo
que nunca. Además, la construcción de lí-
neas de transmisión de energía implica inmo-
vilizar capitales que podrían invertirse en
otros proyectos.
Debido a esta situación, los operadores
están buscando formas de utilizar más efi-
cientemente las líneas de transmisión de
energía existentes. Hay dos campos que re-
quieren una especial atención. En primer
lugar, hay una necesidad de mejorar la estabi-
lidad de las líneas de gran longitud, tanto en
régimen transitorio como en régimen perma-
nente. Esto se debe a que algunas líneas de
transmisión de energía no pueden recibir una
carga próxima a su capacidad nominal y
mucho menos a su límite térmico nominal de-
bido a que sus límites de estabilidad son rela-
tivamente bajos. Las medidas que se han to-
mado para mejorar la estabilidad durante y
después de una avería de la línea pueden me-
jorar la fiabilidad del sistema tanto, al menos,
como añadir una o más líneas complementa-
rias. En segundo lugar, es necesario mejorar
el flujo de carga en redes estrechamente in-
terconectadas, ya que el flujo «natural» de
carga, resultante de las condiciones de carga
y de las impedancias dadas de línea, no es
necesariamente el flujo para el cual son míni-
mas las pérdidas de transmisión.
Otro aspecto es la flexibilidad: la liberaliza-
ción del mercado de la energía requiere utili-
zar sistemas de transmisión flexibles para
asegurar el cumplimiento de los contratos de
suministro de electricidad.
Los sistemas flexibles de transmisión de
corriente alterna, los llamados FACTS (Flexi-
ble AC Transmission Systems), tienen toda la
capacidad que necesitan los operadores de
redes de energía eléctrica para afrontar los
retos que trae consigo un mercado energéti-
co en rápido cambio.
Límites de la transmisión
de energía
El flujo energético a lo largo de un sistema de
transmisión está limitado por una o más de
las siguientes características de la red:
• Límites de estabilidad
• Límites térmicos
• Límites de tensión
• Flujos en bucle
Técnicamente, las limitaciones de la transmi-
sión de energía pueden eludirse siempre si se
añade más capacidad de transmisión y/o ge-
neración. Los sistemas FACTS están diseña-
dos para superar las limitaciones menciona-
das, de modo que los operadores puedan al-
canzar sus objetivos sin necesidad de añadir
nuevos sistemas. Dado el carácter de los
equipos electrónicos de alta potencia, la
adopción de las soluciones FACTS estará
justificada si la aplicación requiere uno o más
de los siguientes atributos:
• Rapidez de respuesta
• Variación frecuente de la potencia sumi-
nistrada
• Suavidad de regulación de la potencia su-
ministrada
Sistemas flexibles de transmisión
de CA (FACTS)
El término «FACTS» engloba la totalidad de
sistemas basados en la electrónica de alta
potencia que se utilizan para la transmisión
de energía de CA
Los sistemas principales son:
• Compensador estático (SVC)
FACTS, poderosossistemas para unatransmisión flexiblede la energía
Rolf Grünbaum
Mojtaba Noroozian
Björn Thorvaldsson
ABB Power Systems
El rápido proceso de transformación en que se encuentra el mercado de la
energía ha confrontado a los operadores de sistemas de transmisión de alta
tensión con nuevas oportunidades y nuevos desafíos. Estos últimos son, prin-
cipalmente, el resultado del gran crecimiento de la transferencia de energía
entre compañías de electricidad, de la liberación del mercado y de los límites
económicos y medioambientales impuestos a la construcción de nuevas insta-
laciones de transmisión. Las redes actuales de transmisión de corriente alter-
na no se concibieron en su momento para poder controlar fácilmente la tensión
y el flujo de energía en un mercado liberalizado; el resultado es que en ellas
aparecen problemas de control en régimen permanente, así como problemas
de estabilidad dinámica. El desarrollo de los sistemas FACTS (Flexible AC
Transmissions Systems), basados en la electrónica de alta potencia, ofrece un
nuevo y potente medio para afrontar con éxito los nuevos desafíos.
L
F A C T S
2 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 2
• Condensador en serie, fijo y controlado
por tiristores (TCSC)
• Transformador de desplazamiento de fase
(PST) y PST asistido (APST)
• Compensador estático síncrono (STAT-
COM)
• Compensador en serie estático síncrono
(SSSC)
• Controlador unificado de flujo de energía
(UPFC)
Compensador estático (SVC)
A lo largo de los años se han construido
compensadores estáticos con diseños muy
diversos. Sin embargo, la mayoría de ellos
tienen elementos controlables similares. Los
más comunes son:
• Reactancia controlada por tiristores (TCR)
• Condensador conmutado por tiristores
(TSC)
• Reactancia conmutada por tiristores (TSR)
• Condensador conmutado mecánicamen-
te (MSC)
Principio de funcionamiento:
En el caso del TCR, una bobina de reactancia
fija, habitualmente del tipo sin núcleo magné-
tico, está conectada en serie a una válvula de
tiristores bidireccional. La corriente de fre-
cuencia fundamental es variada mediante el
control de la fase de la válvula de tiristores.
Un TSC comprende un condensador en serie
con una válvula de tiristores bidireccional y
una reactancia amortiguadora. La función del
conmutador de tiristores es conectar o des-
conectar el condensador para un número en-
tero de semiciclos de la tensión aplicada. El
condensador no es de control por fase, sino
que simplemente está conectado o desco-
nectado. La reactancia del circuito del TSC
sirve para limitar la corriente en condiciones
anormales y para ajustar el circuito a la fre-
cuencia deseada.
Las impedancias de reactancias y con-
densadores y del transformador de potencia
definen la gama de funcionamiento del SVC.
El esquema V-I correspondiente tiene dos re-
giones de funcionamiento diferentes. Dentro
de la gama de control, la tensión es controla-
ble con una precisión que viene dada por la
pendiente. Fuera de la gama de control, la
característica para bajas tensiones es la de
una reactancia capacitiva y para tensiones
altas la de una corriente constante. El rendi-
miento de baja tensión puede mejorarse fá-
cilmente añadiendo una batería adicional de
TSC (que se utiliza sólo en condiciones de
baja tensión).
El TSR es un TCR sin control de fase de la
corriente, que se conecta o se desconecta
como un TSC. Frente al TRCR, este disposi-
tivo tiene la ventaja de que no se genera co-
rriente armónica alguna.
El MSC es una derivación sintonizada que
comprende una batería de condensadores y
una reactancia. Está diseñado para ser con-
mutado sólo unas pocas veces al día, ya que
la conmutación se realiza por disyuntores. La
misión del MSC es satisfacer la demanda de
potencia reactiva en régimen permanente.
Configuraciones de SVC
En los sistemas de distribución de energía
eléctrica, la compensación controlada de po-
tencia reactiva se logra normalmente con las
siguientes configuraciones de SVC, que pue-
den verse en :
Aplicaciones del SVC:
Los SVC se instalan para desempeñar las
funciones siguientes:
• Estabilización de la tensión dinámica: au-
mento de la capacidad de transferencia
de energía, reducción de la variación de
tensión
• Mejora de la estabilidad sincrónica: au-
mento de la estabilidad en régimen transi-
torio, mejor amortiguación del sistema de
transmisión de energía eléctrica
• Equilibrio dinámico de la carga
• Soporte de la tensión en régimen perma-
nente
Habitualmente, los SVC se dimensionan de
modo que puedan variar la tensión del siste-
ma ± 5% como mínimo. Esto significa que,
normalmente, la gama de funcionamiento di-
námico está entre el 10% y el 20% aproxi-
madamente de la potencia de cortocircuito
1
F A C T S
Un mercado liberalizado de la energía necesita disponer de sistemas muy flexiblespara garantizar el cumplimiento de los contratos de suministro.
(Photo: PRISMA)
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 33 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
en el punto de conexión común (PCC). Los
SVC pueden ubicarse en tres posiciones di-
ferentes: junto a centros de carga importan-
tes como son las grandes áreas urbanas, en
subestaciones críticas, generalmente aleja-
das de la red, y en los puntos de alimentación
de grandes cargas industriales o de tracción.
Ubicación 1:
Centros de carga importantes
La razón habitual para instalar sistemas SVC
en centros de carga es reducir el efecto de las
perturbaciones de la red sobre las cargas sen-
sibles. PueePuede tratarse de cortocircuitos
y/o de la pérdida de líneas importantes de
transmisión. Los centros de carga pueden
estar al final de una red radial o en un sistema
mallado. La característica común de ambas
ubicaciones es que las cargas están situadas
lejos de grandes centrales eléctricas. Un ejem-
plo de instalación en una red mallada es el SVC
situado en la localidad noruega de Sylling, pró-
xima a Oslo. Esta central tiene una potencia
nominal de ± 160 MVAr y está conectada a un
sistema de 420 kV en una subestación situada
al sudoeste de la ciudad .
Si se produce un cortocircuito en la red, el
SVC detecta la caída de tensión resultante en
el sistema de 420 kV y modifica su impedan-
cia para restaurar rápidamente la tensión en
la ciudad. Como resultado de la avería, los al-
ternadores del sistema comienzan también a
aumentar su potencia reactiva de salida para
restablecer la tensión en las máquinas. El
SVC asegura que este proceso tenga lugar
suavemente, de manera que el efecto del
cortocircuito no se note en la ciudad. Al re-
parar la avería, frecuentemente se produce
una sobretensión como resultado de la ac-
ción de los excitadores. El SVC contrarresta
esta sobretensión transitoria. Debido a la ac-
tuación del SVC durante y después de la ave-
ría, los cambios de la tensión son práctica-
mente imperceptibles en los puntos de carga
de la ciudad. Por consiguiente, se puede
decir que el SVC aísla la ciudad de los efec-
tos producidos por la avería en el sistema re-
moto. Una curva resultante de una prueba in
2
FiltersTCR TSCTSC
Qnet
TSR
Qnet
a b c
Filters MSC
Qnet
TCR
Configuraciones de SVC utilizadas para controlar la compensación de potencia reactiva en sistemas de transmisiónde energía eléctrica
a Configuración TSR-TSC b Flujo neto de potencia reactiva a la redb Configuración TCR-TSCc Configuración TCR-MSC
1
Instalación SVC de 420 kV en Sylling, Noruega 2
F A C T S
4 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 4
situ muestra el principio de funcionamiento
descrito anteriormente .
Los SVC también tienen un papel en la re-
gulación diaria de la tensión, que, de no apli-
carse medidas correctoras, variaría con la
distribución de la carga. El compensador
asegura que los clientes no perciban nunca
tal variación. Cuando aumenta la carga se
reducirá la tensión en los niveles de sub-
transmisión y distribución. La conmutación
automática de tomas, que implica un gran
número de transformadores de potencia,
contrarresta esta caída de tensión. Como
resultado de la conmutación de tomas, la
tensión en el sistema de alta tensión dismi-
nuirá aún más (un conmutador de tomas
nunca soluciona el problema causado por
una caída de tensión, tan sólo lo desplaza a
un nivel superior de tensión). La potencia re-
activa del SVC aumenta, por tanto, para im-
pedir la reducción de tensión. Ahora hay dos
posibilidades: la primera es que el SVC sea
lo bastante grande como para tratar esta va-
riación de carga diaria y todavía tenga capa-
cidad de reserva para tareas dinámicas im-
portantes; de no ser así, el centro de distri-
bución conecta las baterías de condensado-
res en el nivel de sistema cuando la potencia
de salida del SVC sobrepasa cierto valor,
con el fin de restablecer la capacidad diná-
mica del SVC.
Probablemente, la misión más importante
de un SVC es contrarrestar las posibles caí-
das de tensión que se producen, por ejem-
plo, durante los picos de carga, momentos
en que muchos puntos de carga son vulne-
rables. Estas condiciones se producen en
zonas de carga situadas relativamente lejos
de las centrales, las cuales permitirían obte-
ner un apoyo para la tensión. Al aumentar la
carga, la tensión en estos puntos comienza
a disminuir. Si una línea importante de trans-
misión de energía se avería durante una
punta de carga, el riesgo de caída es evi-
dente. Este peligro se contrarresta eficaz-
mente inyectando rápidamente una gran
cantidad de potencia reactiva en el punto de
carga. El centro de distribución debe operar
siempre el sistema de modo que este pueda
soportar una perturbación de este tipo. Sin
los SVC sería necesaria una mayor capaci-
dad de la línea de transmisión de energía
3
(potencia de cortocircuito más alta) o una
central local de generación para satisfacer
este requisito.
Ubicación 2:
Subestaciones críticas
Otra ubicación característica de los SVC está
en las barras críticas de la red. Normalmente,
estos SVC se instalan para impedir las bajas
tensiones durante las variaciones de poten-
cia activa y para evitar sobretensiones o sub-
tensiones temporales excesivas en el caso
de que se pierdan estaciones generadoras o
líneas de transmisión importantes. Otra mi-
sión importante es prestar un continuo apoyo
al suministro de tensión durante el ciclo diario
de carga para que no sea necesario tener ac-
tivadas grandes baterías de condensadores,
lo que podría generar unas condiciones de
tensión problemáticas durante, y sobre todo
después, de la reparación de averías graves
de la red. La amortiguación de las oscilacio-
nes de potencia es otra misión de los SVC. A
condición de que esté ubicado en el punto
adecuado de la red, el SVC podrá contribuir
a una amortiguación importante de las varia-
ciones de potencia. Esta aplicación de los
SVC se hace cada vez más importante a me-
dida que las compañías eléctricas aumentan
la carga de las líneas hasta niveles muy por
encima de la carga de impedancia de sobre-
tensión (SIL). De hecho, hay compañías que
hacen funcionar sus líneas a dos o tres veces
dicha carga SIL. En tales casos, se debe dar
prioridad al soporte de potencia reactiva.
Ubicación 3:
Grandes cargas industriales o de tracción
También se instalan sistemas SVC en el
punto de alimentación de industrias impor-
tantes u otros tipos de cargas comerciales.
En las acerías, por ejemplo, actúan como
compensadores en los hornos de arco eléc-
trico para asegurar que los demás clientes
conectados a la red no tengan problemas
con la calidad de la energía que reciben.
Estos compensadores, denominados SVC
industriales, se salen del campo que trata
este artículo. Sin embargo, hay un tipo de
compensador interesante diseñado para car-
gas especiales, aunque es todavía un SVC
para compañía eléctrica. Se trata del SVC de
equilibrio de la carga, utilizado en subesta-
ciones a las que están conectados moder-
5.6 5.8 6.0 6.2 s
0.4
kA
0.2
0
– 0.2
– 0.4
t
I
Intensidad en el sistema SVC de Sylling durante una avería trifásica alejadadel alternador (prueba in situ)
I Intensidad en el SVC t Tiempo
3
F A C T S
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 55 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
nos sistemas de tracción a 50 Hz. Un siste-
ma de ferrocarril requiere alimentación de
energía cada 50 Km. Las cargas de los siste-
mas de tracción son monofásicas y están ali-
mentadas directamente por transformadores
conectados entre dos fases de la red de
energía. Este tipo de subestaciones tiene una
carga característica de 50 MVA. Al tomar
dicha carga entre dos fases se produce un
desequilibrio en el sistema de transmisión de
energía. En general, no es fácil encontrar en
la red de distribución de energía puntos con
una potencia de cortocircuito lo bastante alta
como para tolerar una asimetría de carga en
todos los lugares en que se requieren subes-
taciones. El desequilibrio genera problemas
para otros clientes conectados a la red, que
reciben energía de peor calidad. Los SVC tie-
nen la capacidad de equilibrar perfectamen-
te estas redes.
Compensación en serie
Los condensadores en serie han venido sien-
do utilizados con éxito durante muchos años
para mejorar la estabilidad y la capacidad de
carga de las redes de transmisión de alta ten-
sión. Funcionan introduciendo tensión capa-
citiva para compensar la caída de tensión in-
ductiva en la línea, es decir, reducen la reac-
tancia eficaz de la línea de transmisión .
Principio de funcionamiento
Efecto de la compensación en serie
de un sistema de potencia
La tensión introducida por un condensador
en serie es proporcional a la intensidad de la
línea y está en cuadratura de fase ella. Por
consiguiente, la potencia reactiva generada
por el condensador es proporcional al cua-
drado de la corriente, de ahí que un conden-
sador en serie tenga un efecto autorregula-
4
dor. Cuando aumenta la carga del sistema,
también aumenta la potencia reactiva gene-
rada por el condensador en serie. A conti-
nuación se exponen los efectos de la com-
pensación en serie.
Regulación de la tensión en
régimen permanente y prevención
de la caída de tensión
Un condensador en serie es capaz de com-
pensar la caída de tensión en una línea de
transmisión causada por la inductancia en
serie. Para tensiones bajas, la caída de ten-
sión del sistema es menor y la tensión de
compensación en serie es más baja. Cuando
la carga aumenta y la caída de tensión se
hace mayor, también aumenta la contribu-
ción del compensador en serie y, en conse-
cuencia, se regula la tensión del sistema. La
compensación en serie también amplía la
zona de estabilidad de la tensión al reducir la
reactancia de línea, ayudando con ello a im-
pedir la caída de tensión. La figura mues-
tra que el límite de estabilidad de la tensión
aumenta desde P1 al nivel superior P2.
Mejora de la estabilidad del
ángulo del rotor en régimen transitorio
En el sistema de un solo alternador y una
barra de distribución infinita representado en
se aplica el criterio de igualdad de super-
ficies para mostrar cómo un condensador en
serie mejora eficazmente la estabilidad en ré-
gimen transitorio. En condiciones de régimen
permanente Pe = Pm y el ángulo del alterna-
dor es δ0. Si se produce una avería trifásica
en un punto cercano a la máquina, la poten-
cia de salida eléctrica del alternador disminu-
ye hasta el valor cero. Una vez reparada la
avería, el ángulo deberá incrementarse hasta
δC. El sistema permanecerá estable siempre
que Adec sea mayor que Aacc. En puede
verse que el margen de estabilidad aumenta
notablemente si se instala un condensador
en serie, que hace que la curva P–δ se des-
place hacia arriba.
Control del flujo de energía
En los sistemas de transmisión de energía
eléctrica puede utilizarse la compensación en
serie para controlar el flujo de energía en ré-
gimen permanente. Por consiguiente, si las lí-
6
6
5
P1 P2 P
V
Vmin
V
P withoutSC
Bus 1 Bus 3 Bus 4 Bus 2
Load
1 pu
withSC
G
Perfil de tensión para un sistema sencillo de transmisión de electricidad
P Potencia SC Condensador en serieV Tensión
5
V i∠ iV1∠ 1 V2∠ 2– jXC+ jXL1 + jXL2
I ij
V j∠ j ΘΘΘΘ
Un sistema de transmisión compensado en serie
Iij Intensidad entre barras i y j Vi, j Magnitud de tensión, barras i y jΘ1, 2 Ángulo de tensión, barras 1 y 2 XC Reactancia del condensadorΘi, j Ángulo de tensión, barras i y j en serieV1, 2 Magnitud de la tensión, barras 1 y 2 XL1, L2 Reactancias del segmento de la línea
4
F A C T S
6 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 6
neas de transmisión tienen suficiente capaci-
dad térmica, la compensación puede mitigar
las sobrecargas que puedan presentarse en
otras líneas paralelas.
Esquemas de compensación en serie
La compensación de líneas de transmisión
puede conseguirse por medio de condensa-
dores en serie fijos o, para conseguir más
versatilidad, mediante condensadores en
serie controlables. En se muestran dos
esquemas característicos de compensación
en serie.
Condensador en serie controlado
por tiristores (TCSC)
Principio de funcionamiento
La configuración de los TCSC comprende
varias reactancias controladas, en paralelo,
con secciones de una batería de condensa-
dores. Esta combinación hace posible un
control uniforme de la reactancia capacitiva
de frecuencia fundamental en un amplio in-
tervalo. La batería de condensadores de
cada una de las fases está montada sobre
una plataforma para asegurar un completo
aislamiento contra tierra. La válvula incluye
una serie de tiristores de gran potencia co-
nectados en serie. El inductor es del tipo sin
núcleo magnético. Un varistor de óxido me-
tálico (MOV) está conectado a través del con-
densador para impedir que se produzcan so-
bretensiones.
La característica del circuito principal del
TCSC depende de las reactancias relativas
de la batería de condensadores,
y de la serie de tiristores, XV = ωnL donde ωn
es la velocidad angular fundamental, C es la
capacitancia de la batería de condensadores
y L es la inductancia de la reactancia en pa-
ralelo.
El TCSC puede funcionar en varios modos
diferentes con valores variables de reactancia
aparente, Xapp. En este contexto, Xapp se de-
fine simplemente como la parte imaginaria
del cociente indicado a continuación, donde
los fasores representan el valor fundamental
de la tensión de condensador, U→
C1, y la inten-
sidad de la línea, I→
L1, a la frecuencia nominal:
7
También resulta práctico definir un factor re-
forzador, KB, como el cociente entre las reac-
tancias aparente y física, XC, del TCSC:
Modo de bloqueo
Si la válvula de tiristores no está activada y los
tiristores permanecen en estado no conduc-
tivo, el TCSC funcionará en modo de blo-
queo. La corriente de la línea pasa sólo a tra-
vés de la batería de condensadores. El fasor
de tensión del condensador U→
C, se expresa
en función del fasor de intensidad de la línea,
I→
L, mediante la fórmula:
U→
C = jXCI→
L XC <0
En este modo, el TCSC actúa como un con-
densador en serie fijo con un factor reforza-
dor igual a la unidad.
Modo de by-pass
Si la válvula de tiristores está activada conti-
nuamente permanecerá en estado conducti-
vo todo el tiempo y el TSCC se comportará
como una conexión en paralelo de la batería
Dos esquemas característicos de compensación en serie con un condensadoren serie fijo y un TCSC
C Condensador en serie IV Intensidad en la válvulaL Inductor en paralelo IL Corriente de líneaIC Intensidad en el condensador VC Tensión del condensador
7
Mejora del margen de estabilidad en régimen transitorio por mediode un condensador en serie
Aacc Energía de aceleración Pm Energía mecánica suministradaAdec Energía de retardo al alternadorδ Ángulo del alternador XC Reactancia del condensador en serieδ0 Ángulo del alternador, previo a la avería XL Reactancia de la líneaδC Ángulo en el momento de eliminar la avería IS Fuente infinitaPe Energía eléctrica procedente del alternador SC Condensador en serie
6
PmV
P e
G Pm
P
Adec
C0
withoutSC
withSC
– jXC jXL
Aacc
δ δ δ
IS
IL
IV
L
C IC
VC
C
VC
XC = − 1ωnC
F A C T S
Xapp = Im
rUC1rIL1
KB =Xapp
XC
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 77 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
de condensadores en serie y del inductor de
la derivación de válvula de tiristores.
En este modo, la tensión de condensador
para una intensidad dada de la línea es
mucho más baja que en el modo de bloqueo.
Por consiguiente, el modo de derivación se
utiliza para reducir la solicitación en el con-
densador durante las averías.
Modo de refuerzo capacitivo
Si se suministra un impulso activador al tiris-
tor, con tensión directa, justo antes de que la
tensión del condensador atraviese la línea
cero, un impulso de corriente de descarga del
condensador circulará a través de la deriva-
ción inductiva en paralelo. El impulso de co-
rriente de descarga se suma a la corriente de
línea a través de la batería de condensadores
0° 20° 40° 60° 80°10° 30° 50° 70° 90°– 3
– 2
– 1
0
1
2
3
4
KB
β
Capacitive boost
Inductive boost
Marabá348-MVAr SC
Miracema161-MVAr SC
Colinas2 x 161-MVAr SC
Imperatriz107-MVAr TCSC161-MVAr SC
ABB 500-kV series capacitorsExisting 500-kV systemsThe new 500-kV link
Powermeasure-
ment
IL UC
XC resp
XC ref
–
+
Voltagedetection
XCmeasure-
ment
Poweroscillationdamper
XCcontrollerΣ
Factor de refuerzo KB, en función del ángulode conducción β, en un TCSC
8 Interconexión norte-sur de Brasil. ABB suministró paraeste proyecto seis condensadores en serie de 500 kV,cinco fijos (SC) y uno controlado por tiristores (TCSC).
9
Característica de impedancia-tensión del TCSCinstalado en la subestación Imperatriz de la interconexiónnorte-sur de Brasil.I Intensidad de la líneaXTCSC Reactancia del TCSCXef Nivel de refuerzo nominalXC Nivel de refuerzo unitarioXbypass Nivel de refuerzo en el by-pass de TCSC
10 Esquema de control del TCSC de lasubestación Imperatriz
IL Intensidad de la líneaUC Tensión del condensadorXC Nivel de refuerzoXC resp Respuesta de refuerzoXC ref Referencia de refuerzo
11
F A C T S
XTCSC
XefXC
Xbypass
XC
Continuous
30 min overload
10 s overload
Nominal current
Inductive
Capacitive
3.0
pu
1.21.0
0
–0.5
1500 A 36002700
I
8 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 8
y produce una tensión de condensador que
se suma a la tensión producida por la corrien-
te de línea . La tensión máxima del con-
densador se incrementará así en proporción a
la carga que pasa a través de la derivación de
tiristores. La tensión fundamental también se
incrementa, casi en proporción a la carga.
El TCSC dispone de los medios necesa-
rios para controlar el ángulo de conducción,
así como para sincronizar la activación de los
tiristores con la corriente de línea.
Aplicación de los TCSC para
amortiguar las oscilaciones
electromecánicas
La ecuación básica del flujo de energía ex-
presa que la modulación de la tensión y de la
reactancia influye sobre el flujo de potencia
activa a través de la línea de transmisión. En
principio, un TCSC es capaz de controlar rá-
pidamente la potencia activa a través de una
línea de transmisión. La posibilidad de con-
trolar la energía transmisible apunta a que
este dispositivo puede ser utilizado para
amortiguar las oscilaciones electromecáni-
cas en el sistema de transmisión de energía
eléctrica. Este efecto amortiguador tiene las
características siguientes:
• La eficacia del TCSC para controlar las
variaciones de potencia aumenta para los
niveles más altos de transferencia de
energía.
• El efecto amortiguador de un TCSC sobre
una interconexión no resulta afectado por
la situación del TCSC.
• El efecto amortiguador es insensible a la
característica de la carga.
• Cuando un TCSC está diseñado para
amortiguar modos interzonas, no activará
ningún modo local.
Brasil, interconexión norte-sur
Actualmente podemos ver en Brasil un ejem-
plo de interconexión de sistemas de transmi-
sión de energía eléctrica independientes en
un mismo país. Brasil dispone de sistemas
principales de transmisión de energía eléctri-
ca –el sistema Norte y el sistema Sur–, que
anteriormente no estaban interconectados.
Los sistemas, que transmiten principalmente
8
energía de origen hidroeléctrico, transportan
más del 95% de la energía total generada en
la nación. En primer lugar se estudió la viabi-
lidad de interconectar los dos sistemas y a
continuación se decidió construir el corredor
de transmisión. Se evaluaron los sistemas de
CA y CC antes de decidir en favor de la op-
ción CA. Esta consiste en un único circuito
compacto de 500 kV (que se duplicará en
una fase posterior), de más de 1.000 km de
longitud, compensado en serie en varios
puntos de la línea. El nuevo sistema ha esta-
do en funcionamiento desde el principio de
1999 .9
La opción de CA tiene gran atractivo, ya
que pone energía hidroeléctrica barata a dis-
posición del sistema económico federal, que
está en rápido crecimiento, favoreciendo el
desarrollo futuro de un área inmensa con
gran potencial económico. Para las próximos
20 años se ha previsto construir a lo largo de
esta ruta varias centrales hidroeléctricas y
conectarlas a la red nacional de distribución
de electricidad.
ABB ha suministrado para este proyecto
un total de seis condensadores en serie de
500 kV, cinco fijos y uno controlado por tiris-
tores. En total se han suministrado conden-
sadores en serie con una potencia nominal
aproximada de 1.100 MVAr.
El TCSC está situado en la subestación
Imperatriz, en el extremo norte de la interco-
nexión. Su misión es amortiguar las oscila-
ciones de potencia interzonas de baja fre-
cuencia entre los sistemas de transmisión
de uno y otro lado de la interconexión. De
no hacerse la amortiguación, estas oscila-
ciones (0,2 Hz) supondrían un riesgo para la
estabilidad del sistema de transmisión de
electricidad.
TCSC de la subestación Imperatriz
Las características del TCSC de la subesta-
ción Imperatriz aparecen indicadas en .
Un factor fundamental es el nivel de refuerzo,
10
Vista del TCSC de la subestación Imperatriz 12
Reactancia aparente ideal delTCSC funcionando en modo deinversión de tensión sincrónica(frecuencia nominal: 50 Hz)
XC Reactancia física del condensadorXapp Reactancia aparente del condensadorf Frecuencia
13
f
5
4
3
2
1
00 10 20 30 40 Hz50
Xapp
–XC
F A C T S
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 99 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
que es una medida de la posibilidad de au-
mentar artificialmente la reactancia del con-
densador en serie para contrarrestar las os-
cilaciones de potencia del sistema. El nivel de
refuerzo puede ser variado continuamente
entre 1 y 3, lo que equivale a un intervalo del
5% al 15% de compensación de la línea.
Para la intensidad nominal de la línea, el nivel
nominal de refuerzo ha sido establecido en
1,20. El esquema de control aparece repre-
sentado en .
La válvula de tiristores está montada en el
nivel de la plataforma . Está refrigerada
por agua y utiliza tiristores activados por luz
indirecta.
La válvula ha sido proyectada para una in-
tensidad nominal continua de 1.500 A y de
3.000 A durante 10 segundos. Además, de-
bido a que la válvula debe proporcionar una
protección auxiliar al TCSC en situaciones
extremas, en las que la protección principal
contra sobretensiones de ZnO alcanza su lí-
mite térmico nominal, es necesario que
pueda soportar intensidades de fallo máxi-
mas de hasta 40 kA durante unos 60 ms, que
es el tiempo que tarda el disyuntor en by-
pass en cerrarse y comenzar a transportar la
corriente de pérdida.
12
11
Reducción de la resonancia
subsincrónica con el TCSC
Aplicar la compensación en serie mejora el
comportamiento del sistema de transmisión,
tanto en términos de estabilidad de la tensión
como de estabilidad angular. Sin embargo, al
mismo tiempo podría introducirse en el siste-
ma una resonancia eléctrica. La experiencia
ha demostrado que, en ciertas circunstancias,
una resonancia eléctrica podría interactuar
con las resonancias torsionales mecánicas de
los sistemas de ejes de los turboalternadores
en las centrales térmicas. Este fenómeno es
una forma de resonancia subsincrónica (SSR).
Actualmente, el problema de la SSR se com-
prende bien y se tiene en cuenta cuando se di-
señan equipos de compensación en serie. Al-
gunas veces, las condiciones de la SSR po-
drán limitar el grado de compensación nece-
saria para mejorar el rendimiento del sistema
de transmisión de energía. La utilización de un
TCSC reduciría dichas limitaciones.
Impedancia aparente de los TCSC
Las condiciones para que se produzca una
resonancia subsincrónica (SSR) dependen
de la impedancia de la red, según se obser-
va desde la máquina sincrónica a las fre-
cuencias subsincrónicas y supersincrónicas
correspondientes a su frecuencia de reso-
nancia torsional m.
La reactancia de un condensador en serie fijo
varía inversamente a la frecuencia; una vez
seleccionada su reactancia a la frecuencia
nominal, ésta determina su reactancia a
todas las frecuencias. Esto, sin embargo, no
ocurre así en un TCSC, ya que su nivel refor-
zador depende de las acciones de control
que pueden cambiar la activación de los tiris-
tores durante cada semiciclo de la intensidad
de la línea.
La impedancia aparente, Zapp, del TCSC
puede definirse entonces como un cociente
complejo:
Debe tenerse en cuenta que la impedancia
aparente es una propiedad del circuito princi-
pal del TCSC y de su sistema de control. En
general, la impedancia aparente de un TCSC
concreto en una red concreta debe ser de-
terminada mediante simulación o medición.
Los informes existentes sobre diferentes es-
quemas de control muestran que, en la gama
de frecuencias subsíncronas, la impedancia
aparente es de tipo resistiva-inductiva. Un
cálculo simplificado, suponiendo que las in-
versiones de tensión del condensador son
instantáneas y equidistantes al doble de la
∆VaVai
Vai Vao
Vao
V bc
V biV ci
φ
Vbi Vbo
Vci Vco
3
1
2
Un sistema de desplazamiento de fase con inyección de tensiónen cuadratura de fase
1 Transformador magnetizante2 Transformador en serie3 Red de conmutación
Va Tensión a través del transformador en serieVai, bi, ci Tensiones entre la línea y tierraVao, bo, co Tensiones entre la línea y tierra
14
PST
L
L lk+ –
φ
Topología de un transformadorasistido (APST) de desplazamientode fase
φ Desplazamiento de faseL Inductancia en paraleloLlk Inductancia del PST
PST Transformador de desplazamientode fase
15
F A C T S
φ Desplazamiento de fase
Zapp (ωm ) = Rapp (ωm ) + jX app (ωm ) = ∆
rUC
∆rIL
10 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 10
frecuencia nominal, y sin tener en cuenta las
pérdidas, revela que la impedancia aparente
del TCSC es:
La función, positiva en todo el intervalo de
frecuencia subsincrónica, muestra que la re-
actancia aparente es inductiva . Para fre-
cuencias próximas a la frecuencia nominal, el
control de la impedancia aparente hará que
esta se convierta en capacitiva. En [6] se in-
dica un caso real de reducción de la SSR.
Transformador de desplazamiento
de fase (PST)
Los transformadores de regulación del ángu-
lo de fase (desplazamiento de fase) se utilizan
para controlar el flujo de energía eléctrica a lo
largo de las líneas de transmisión. Tanto la
magnitud como la dirección del flujo de ener-
gía pueden ser controladas variando el des-
plazamiento de fase mediante el transforma-
dor en serie .
Principio de funcionamiento
El desplazamiento de fase se consigue extra-
yendo una tensión línea-tierra de una de las
fases e inyectando una parte de ella en serie
con otra fase. Esto se lleva a cabo utilizando
dos transformadores: el transformador regu-
lador o magnetizante, en derivación, y el
transformador en serie . Las conexiones
usadas, estrella-estrella y estrella-triángulo,
hacen que la tensión en serie inyectada esté
en cuadratura de fase con la tensión entre la
línea y tierra.
Una parte de la tensión de la línea es selec-
cionada por la red de conmutación e introdu-
cida en serie con la tensión de línea. La tensión
añadida está en cuadratura de fase con la ten-
sión de la línea ya que, por ejemplo, la tensión
añadida en la fase «a» es proporcional a Vbc.
El ángulo de desplazamiento de la fase es
ajustado normalmente por dispositivos de
conmutación de tomas en carga (LTC). La
tensión en serie puede ser variada por el LTC
según incrementos determinados por las
tomas del devanado de regulación. Los
14
14
13
avances en el campo de la electrónica de alta
potencia han hecho posible que los tiristores
se utilicen en la red de conmutación.
Transformador asistido de
desplazamiento de fase (APST)
En puede verse la topología de un APST.
La naturaleza del elemento reactivo en para-
lelo con el PST depende del cuadrante en el
que debe operar el PST. Las dos derivacio-
nes funcionan al unísono, permitiendo que el
APST fuerce una transferencia de potencia
mayor a través de un circuito que la que se
obtiene con un PST solo. La susceptancia
del elemento reactivo se selecciona de forma
15
que sea muy inferior a la del PST. Por consi-
guiente, el comportamiento del APST viene
dictado principalmente por el PST, lo que sig-
nifica que la capacidad de control de este se
mantiene en aquel.
Interconexión NYPA-VELCO
En EE UU, el sistema de la compañía New
York Power Authority (NYPA) está unido al
sistema de la Vermont Electric Company
(VELCO) por medio de una interconexión a
115 kV. Este enlace crítico es necesario para
asegurar la fiabilidad del servicio local y per-
mitir una transferencia masiva de energía
entre los dos sistemas. Para optimizar el fun-
cionamiento se utiliza un PST con una capa-
PST115-kV tie
2 x 25 MVAr
75 Ω
Esquema monofilar del APST de Plattsburgh, utilizado para controlar lainterconexión NYPA-VELCO de 115 kV en EE UU
Negro Equipamiento existente Verde Equipamiento complementario
16
El APST de Plattsburgh 17
F A C T S
Xapp (ωm ) = – XC
ωn
ωm
1– cosωm
ωn
π2
cosωm
ωn
π2
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 1111 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
cidad nominal de 115 kV y 175 MVA, situado
en Plattsburgh NY, que controla la conexión.
Durante los meses de verano, este PST
constituye el equipo de limitación térmica de
la interconexión, limitando a 105 MW la carga
de preemergencia durante este tiempo.
Se observó que incrementar la transferen-
cia estival admisible de energía a través de la
interconexión redunda en beneficio tanto de
NYPA como de VELCO. La solución APST se
consideró la más atractiva, puesto que cum-
plía todos los objetivos del sistema. Poner un
inductor de alta impedancia en paralelo con
el PST existente reduciría el flujo de energía a
través de él, manteniendo esencialmente al
mismo tiempo toda la capacidad de control
de la interconexión . Además se precisa-
ban baterías de condensadores en deriva-
ción para la distribución local de la potencia
reactiva consumida por el inductor.
El APST de Plattsburgh entró en servicio
en junio de 1998 . Con él en funciona-
miento, la transferencia estival admisible de
energía a través de la interconexión en cues-
tión pasó de 35 MW a 140 MW, lo que supo-
ne un aumento del 33%. Se ha estimado que
el APST cuesta solo la mitad que la sustitu-
ción del PST existente por uno nuevo, espe-
cificado apropiadamente para la mayor
transferencia de energía durante el verano
[7].
Compensador sincrónico estático
(STATCOM)
El compensador estático está basado en una
fuente de tensión sincrónica de estado sóli-
do, similar a una máquina síncrona, que ge-
nera un conjunto equilibrado de (tres) tensio-
nes sinusoidales a la frecuencia fundamental,
con amplitud y ángulo de desplazamiento de
fase controlables. Sin embargo, este disposi-
tivo no tiene ninguna inercia.
Principio de funcionamiento
Un compensador estático consiste en un
convertidor de fuente de tensión, un transfor-
mador de acoplamiento y controles. En esta
aplicación, el dispositivo de fuente de energía
de CC puede ser sustituido por un conden-
sador de CC, de forma que el intercambio de
17
16
energía en régimen permanente entre el
compensador estático y el sistema de CA
pueda ser solo reactivo, según se muestra en
. Iq es la intensidad de salida del converti-
dor, perpendicular a la tensión del converti-
dor Vi. Es posible controlar la magnitud de la
tensión del convertidor, y por tanto la poten-
cia de salida reactiva del mismo. Si Vi es
mayor que la tensión entre terminales, VTU, el
compensador estático suministrará potencia
reactiva al sistema de CA. Si Vi es menor que
VT, el compensador estático absorberá po-
tencia reactiva.
Convertidor de fuente de tensión (VSC)
En se muestra una configuración básica
del circuito trifásico de un convertidor de
fuente de tensión de tres niveles. Consiste en
doce conmutadores de semiconductores de
tipo autoconmutable, cada uno de los cuales
es puesto en derivación por un diodo de tipo
19
18
inversión conectado en paralelo, y seis deri-
vaciones de diodo conectadas entre el punto
medio del condensador y el punto medio de
cada par de conmutadores. Conectando la
fuente de CC secuencialmente a los termina-
les de salida, el inversor puede producir un
conjunto de tres formas de tensión cuasicua-
dradas de una frecuencia determinada.
La frecuencia, amplitud y fase de la ten-
sión de CA puede ser variada mediante un
control adecuado. Por consiguiente, el con-
vertidor de fuente de tensión puede ser con-
siderado como una fuente de tensión contro-
lable.
Las válvulas de un convertidor de fuente
de tensión actúan como conmutadores. Los
potenciales de fase con respecto al punto
medio del condensador pueden tener tres
valores diferentes:
1. V = +Vdc
2. V = 0
3. V = -Vdc
Este esquema recibe el nombre de converti-
dor de fuente de tensión de tres niveles.
Debe tenerse en cuenta que, por cada
una de las fases, sólo uno de los dos con-
mutadores puede estar activado en un mo-
mento dado, ya que de lo contrario el enlace
de CC sufriría un cortocircuito. La tensión de
salida puede ser controlada en términos de
fase y amplitud. La frecuencia fundamental
de la tensión de CA depende de la tensión de
CC, por consiguiente:
Va,b,c = KuVdc
El factor de dependencia, Ku, es controlado
por la forma de conmutación de la válvula.
Este procedimiento es denominado general-
mente modulación por impulsos de duración
variable (PWM). En se muestra un ejem-
plo de dos tensiones neutras entre línea y
convertidor y las formas de onda de la ten-
sión entre fases, resultantes en el caso de
PWM.
Utilizando la modulación por impulsos de
duración variable es posible variar el valor de
Ku. Este coeficiente, denominado índice de
modulación, puede variar entre cero y un
valor máximo.
20
V i
V i>Vt
V i<Vt
V t
VDC
VDC
Iq
Iq
T
Suppliesreactive power
Absorbsreactive power
–+
VSC
Compensador estático con un VSC,un transformador de acoplamiento Ty sistema de control
Iq Intensidad de salida del convertidorVi Tensión del convertidorVt Tensión entre terminales
18
F A C T S
12 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 12
Aplicaciones
Los sistemas STATCOM cumplen las si-
guientes funciones:
• Estabilización de la tensión dinámica: au-
mento de la transmisión de energía, me-
nores variaciones de tensión
• Mejora de la estabilidad sincrónica: mejor
estabilidad en régimen transitorio, mejor
amortiguamiento del sistema de transmi-
sión, amortiguamiento de SSR
• Equilibrio dinámico de carga
• Mejora de la calidad de la energía
• Soporte de tensión en régimen perma-
nente
SVC Light
SVC Light es la denominación de producto
para un STATCOM de ABB basado en IGBT
[8]. La tecnología del sistema SVC Light se
basa en el principio de que la topología de la
instalación debería ser sencilla, con un míni-
mo de aparatos convencionales. Los equi-
pos convencionales son sustituidos por dis-
positivos de alta tecnología, tales como vál-
vulas IGBT y sistemas informáticos de alto
rendimiento. La utilización de PWM de con-
mutación de alta frecuencia (aproximada-
mente 2 kHz) ha hecho posible utilizar un
único convertidor conectado a un transfor-
mador de potencia estándar por medio de
reactancias de conmutación sin núcleo mag-
nético. Los principales componentes de la
instalación –las válvulas IGBT, los condensa-
dores de CC, el sistema de control y el siste-
ma de refrigeración de las válvulas– están si-
tuados dentro de un contenedor. El equipa-
+VDC
–VDC
Va
C
C
D6
D1 D2S4 S5 D3S6
D4 D5S7 S8 S9
S12S11S10
S1 S3S2
VbVc
8kV
kV
kV
0
–8
8
0
–8
20
0
–20100 120 140
t160 ms180 200
a
b
c
Convertidor básico de fuente de tensión de tres niveles
S1–12 Grupos de IGBT C Condensador de CCD1–6 Grupos de diodos
19 Formas de la onda de tensión entre terminalesdel convertidor con modulación por impulsosde duración variable
a, b Tensión entre línea y punto medioc Tensión entre línea y línea
20
Instalación típica del SVC Light en aplicaciones para compañías eléctricas 21
F A C T S
A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 1313 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9
miento exterior es limitado: intercambiadores
de calor, reactancias de conmutación y el
transformador de potencia. Actualmente se
dispone de una capacidad de ± 100 MVAr
por convertidor. Para conseguir un intervalo
más amplio se pueden utilizar condensado-
res fijos adicionales, condensadores conmu-
tados por tiristores o un conjunto de conver-
tidores múltiples.
Características de tensión y corriente
El intervalo de funcionamiento del SVC de
nueva generación está definido por la tensión
máxima que se puede establecer en los ter-
minales del convertidor y por la intensidad
máxima del mismo. En condiciones de sub-
tensión se puede mantener una intensidad
constante, igual a la intensidad máxima del
convertidor. Esto muestra que la producción
de MVARr disminuye linealmente con la ten-
sión. En condiciones de sobretensión, la in-
tensidad máxima puede ser mantenida hasta
en el límite superior de la tensión entre termi-
nales del convertidor.
Tiempo de respuesta
Las válvulas de semiconductores de un sis-
tema SVC Light responden casi instantánea-
mente a una orden de conmutación. Por
consiguiente, el factor que limita la velocidad
de respuesta de la instalación viene determi-
nado por el tiempo necesario para realizar las
mediciones de tensión y procesar los datos
del sistema de control. Si se utiliza un contro-
lador de alta ganancia, el tiempo de respues-
ta será inferior a un cuarto de ciclo.
Interacción de armónicos con la red
En la mayoría de los casos, la instalación
puede estar diseñada por completo sin filtros
de armónicos. En otros casos, cuando los re-
quisitos impuestos a los armónicos de orden
superior son muy estrictos, puede ser nece-
sario un pequeño enlace de paso alto. Por
consiguiente es muy bajo el riesgo de que se
produzcan las condiciones para la resonan-
cia. Debido a esta propiedad, el sistema SVC
Light puede ser reubicado en otra posición
cuando varían los requisitos impuestos a la
red.
La alta frecuencia de conmutación utiliza-
da en el concepto SVC Light da como resul-
tado una capacidad intrínseca para producir
tensiones a frecuencias muy por encima de la
frecuencia fundamental. Esta propiedad
puede aprovecharse para el filtrado activo de
armónicos ya presentes en la red. El SVC
Light inyecta a continuación en la red una co-
rriente armónica, con la fase y amplitud co-
rrectas, para contrarrestar las tensiones ar-
mónicas.
Superficie ocupada e implantación
Se puede construir un sistema SVC Light
muy compacto para diversas aplicaciones de
producción de energía eléctrica . La su-
perficie necesaria no es superior a un rectán-
gulo de 10 por 20 metros.
Compensador en serie sincrónico
estático (SSSC)
En un sistema de transmisión se puede utili-
zar un convertidor de fuente de tensión co-
nectado en serie. Este dispositivo recibe el
nombre de compensador en serie sincrónico
estático.
Principio de funcionamiento
La figura muestra un convertidor de fuen-
te de tensión conectado en serie a una línea
de transmisión por medio de un transforma-
dor. Es necesaria una fuente de energía para
suministrar la tensión de CC a través del con-
densador y compensar las pérdidas del VSC.
En principio, un SSSC es capaz de inter-
cambiar potencia activa y reactiva con el sis-
tema de transmisión de energía eléctrica. Sin
embargo, si sólo se pretende compensar la
potencia reactiva, la fuente de energía podría
ser bastante pequeña. La tensión inyectada
puede controlarse, en cuanto a magnitud y
fase, si se dispone de una fuente de energía
suficientemente grande. Con compensación
de potencia reactiva sólo es controlable la
magnitud de la tensión, puesto que el vector
de la tensión inyectada es perpendicular a la
intensidad de la línea. En este caso, la tensión
inyectada en serie puede adelantar o retrasar
90 grados la intensidad de la línea. Esto signi-
fica que el SSSC puede ser controlado unifor-
memente en cualquier valor, de adelanto o de
retardo, dentro del intervalo de funcionamien-
to del VSC. Por consiguiente, un SSSC puede
comportarse como un condensador en serie y
una reactancia en serie controlables. La dife-
rencia fundamental es que la tensión inyecta-
da por un SSSC no está relacionada con la in-
tensidad de la línea y puede ser controlada in-
dependientemente. Esta importante caracte-
rística implica que el SSSC puede ser utilizado
con excelentes resultados tanto con cargas
bajas como con cargas altas.
22
21
Energy source
I ij
VSC
V i∠ iV1∠ 1 V2∠ 2+ VC–+ jXL1 + jXL2V j∠ j ΘΘΘΘ
Configuración básica de un compensador en serie sincrónico estático (SSSC)
+VC– Tensión a través del transformador en serie del SSSC
Otras notaciones, véase figura 4
22
F A C T S
14 A B B R e v i e w 5 / 1 9 9 9 R e v i s t a A B B 5 / 1 9 9 9 14
Aplicaciones
La aplicación general de un condensador en
serie controlable es también válida en el caso
del SSSC: control dinámico del flujo de ener-
gía y mejora de la estabilidad de la tensión y
del ángulo. El hecho de que un SSSC pueda
inducir tensión capacitiva y tensión inductiva
en una línea amplía el campo de operación
del dispositivo. Para controlar el flujo de ener-
gía se puede utilizar un SSSC, tanto para au-
mentar como para reducir el flujo. Dentro del
intervalo de estabilidad ofrece más potencial
para amortiguar oscilaciones eletromecáni-
cas. Sin embargo, la inclusión de un transfor-
mador de alta tensión en el esquema da lugar
a una desventaja de costes en comparación
con los condensadores en serie controlables.
El transformador también reduce el rendi-
miento del SSSC, debido a que se introduce
una reactancia adicional. Este defecto podrá
ser eliminado en el futuro mediante la utiliza-
ción de dispositivos SSSC sin transformador.
El esquema también exige un aparato de
protección que ponga en derivación el SSSC
en caso de que en la línea existan altas inten-
sidades de fallo.
Controlador unificado de flujo
de energía (UPFC)
El controlador unificado de flujo energético
consiste en dos convertidores de conmuta-
ción operados desde un enlace común de
CC .
Principio de funcionamiento
En , el convertidor 2 realiza la función prin-
cipal del UPFC inyectando en la línea de
transmisión una tensión de CA, con magnitud
y ángulo de desplazamiento de fase controla-
bles en serie, por medio de un transformador
en serie. La función básica del convertidor 1
es entregar o absorber la potencia real de-
mandada por el convertidor 2 en el enlace
común de CC. También puede generar o ab-
sorber potencia reactiva controlable y propor-
cionar una compensación reactiva en deriva-
ción para la línea. El convertidor 2 entrega o
absorbe localmente la potencia reactiva re-
querida e intercambia la potencia activa como
resultado de la tensión inyectada en serie.
23
23
Aplicaciones
Un sistema UPFC puede regular al mismo
tiempo la potencia activa y reactiva. En gene-
ral tiene tres variables de control y puede ope-
rar en diferentes modos. El convertidor co-
nectado en derivación regula la tensión de la
barra de distribución i en y el convertidor
conectado en serie regula la potencia activa y
reactiva, o la potencia activa y la tensión, en el
nodo conectado en serie. En principio, un
UPFC puede desempeñar las funciones de
los otros dispositivos FACTS descritos, a
saber, soporte de tensión, control del flujo de
energía y mejora de la estabilidad.
Bibliografía
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Force 38-01-02, 1986.
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controlled series capacitor. Cigré 14–105,
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Exposition, New Orleans, April, 1999.
[8] B. Bijlenga, R. Grünbaum, T. Johans-
son: SVC Light, poderoso instrumento para
mejorar la calidad de la energía. Revista ABB
6/98, 21–30.
Autores
Rolf Grünbaum
Mojtaba Noroozian
Björn Thorvaldsson
ABB Power Systems AB
SE-721 64 Västerås, Suecia
Fax: +46 21 18 31 43
E-mail:
P,Q
Bus i Bus j
Converter1
Converter2
Seriestransformer
Shunttransformer
V j∠ jΘV i∠ iΘ
Disposición básica del circuito del controlador unificadode flujo de energía (UPFC)
P Potencia activa de la línea Vi, j Magnitudes de tensión, barras i y jQ Potencia reactiva de la línea Θi, j Ángulos de tensión, barras i y j
23
F A C T S