Foto: Reactancia de compensación ABB
En el transporte de energía en AT a largas distancias, tiene lugar un conocido fenómeno que se manifiesta cuando la línea está en tensión, pero descargada o con poca carga, donde el voltaje en su final es mucho mayor que en el origen, a este fenómeno se le denomina “efecto Ferranti”.
Este efecto se debe a la capacidad que presentan los conductores entre sí y con respecto a tierra, de forma que será tanto más acentuado cuanto más larga sea la línea y más elevada su tensión, los generadores de la central se ven forzados, en estas circunstancias, a suministrar corrientes muy elevadas para poder cargar las líneas en condiciones de “caída de tensión negativa”, hasta el punto que, en ocasiones, será necesario acoplar dos o más grupos en paralelo trabajando en condiciones difíciles de estabilidad , para evitar este problema, es necesario compensar con corriente retrasada el adelanto de fase de la intensidad de carga de la línea.
En determinadas condiciones de operación o defecto en la red, estas tensiones llegan a ser tan elevadas que pueden superar los límites del aislamiento de los equipos instalados, e incluso desestabilizar el sistema eléctrico.
1) Compensadores síncronos
Desde muy antiguo se han instalado los denominados compensadores o condensadores síncronos para realizar este trabajo de compensación de potencia reactiva, se tratan realmente de motores síncronos sobrexcitados que, como se sabe, tienen la propiedad de habilitar al sistema corriente devatiada al suministrar a la red energía reactiva. Aunque hoy en día, está tecnología está siendo sustituida por compensadores estáticos, (más adelante se tratan someramente), se detallan seguidamente sus funciones en el control del comportamiento capacitivo de las redes, por ser, en determinados aspectos, comunes a los compensadores de potencia reactiva de tecnología más reciente.
En la figura 1 se observa que la intensidad I está retrasada con respecto a la tensión E un ángulo φ1, siendo sus componentes I1 e I2. La primera es la componente activa y corresponde a la potencia consumida por la red, I2 es la componente reactiva en cuadratura con E, y por tanto, la potencia que origina es nula. Esta componente se llama también corriente magnetizante, y su misión es mantener el campo magnético en el circuito.
Figura 1
En la figura 1 se aprecia que la presencia de I2 hace aumentar la amplitud del vector I.
Por lo tanto, la acción del compensador síncrono será suministrar a la línea corriente adelantada cuyo ángulo de avance dependerá de la excitación. En la figura 1, Ic está adelantada sobre E el ángulo φ2, y sus dos componentes Ic1 e Ic2 representan, respectivamente, la intensidad correspondiente a la energía absorbida por el compensador, y la corriente reactiva, en avanzada 90º sobre la tensión E.
Cuando se conecta a la línea el compensador síncrono, las dos intensidades I2 a Ic2, de sentidos contrarios, se restaran, dando origen a la resultante I2 - Ic2, que compuesta con I1 da el vector IA de la corriente total, disminuido en amplitud y con un ángulo de retraso sobre E, mucho menor.(figura 2).
Figura 2
En rigor la componente activa I1 debe ser I1 + Ic1 con lo que habría que aumentar ligeramente la componente IA, pero al ser muy pequeña con relación a la intensidad total, se ha prescindido de dicha componente en la representación de las figuras 1 y 2.
El empleo de compensadores síncronos reduce la amplitud de la corriente que debe suministrarse a la red al tiempo que mejoran su factor de potencia, de aquí la posibilidad de disminuir a voluntad la caída de tensión en la línea y regularla al valor deseado en la subestación transformadora, bastara para ello hacer trabajar el compensador con la excitación necesaria, para que absorba de la línea la corriente adelantada o retrasada precisa en cada momento. Por tanto, los compensadores síncronos son utilizados como dispositivos de compensación VAR en situaciones en que la inestabilidad del voltaje de la red se debe evitar a toda costa.
En general, en el transporte de energía, tanto en la central generadora como en la subestación receptora de final de línea se trabaja con tensión constante para cualquier carga de la red. Esto se consigue por medio de un regulador automático que actúa sobre la corriente de excitación del compensador síncrono y ajusta al valor necesario la corriente en adelanto o retraso que debe absorber de la línea.
En las últimas décadas, se ha mejorado mucho la tecnología de este tipo de compensadores al equiparlos con sistemas de excitación estática sin escobillas que permite la sobreexcitación en caso de contingencias de la red. Igualmente, el control de excitación se realiza por un AVR (regulador automático de tensión estático) sintonizado para que coincida con los requisitos de la aplicación específica.
Foto: Compensador síncrono ABB
Como ejemplo, se expone a continuación los datos de una línea de transporte trabajando sin compensador y con compensador:
Longitud de la línea 227 km
Sección del conductor 85 mm2
Distancia entre conductores 486 cm
Altura media de conductores sobre el suelo 8 m
Carga nominal de la línea 30 000 kW
Frecuencia 50 Hz
Tensión en la subestación de llegada 110 000 V
En la tabla 1 se indican los resultados obtenidos para diversas cargas en la subestación transformadora, que corresponden al voltaje necesario en la central generadora, a los amperios respectivos en la central y en la subestación, al número de kVA en cada una de ellas y al factor de potencia de los grupos generadores.
Carga (kW)
|
kV en Central
|
Amperios
|
kVA
|
Factor de
potencia en Central
|
||
Central
|
Subestación
|
Central
|
Subestación
|
|||
0
5 000
10 000
20 000
30 000
|
106,7
112
115,2
128,6
140
|
36,2
38,5
58,9
115,4
172,4
|
0
30,9
61,8
123,5
186
|
6 700
7 460
12 336
25 692
41 758
|
0
5 870
11 750
23 400
35 500
|
0,218*
0,888*
0,974
0,942
0,888
|
(*) En este caso, cos φ representa un adelanto de fase
Tabla 1: Valores correspondientes a varias cargas de una subestación receptora sin compensación y con tensión constante de recibo de 110 000 V
De la tabla 1 se deduce que, para cargas comprendidas entre 0 y 5 000 kW en la subestación receptora, los factores de potencia en la central están adelantados, y las tensiones respectivas varían desde 106,7 kV (menor que la de recibo, 110 kV) a 112 kV. A medida que la carga aumenta, el factor de potencia es en retraso y disminuye hasta llegar a 0,888, siendo precisa para dicha carga una tensión en la central de 140 kV.
La regulación de la línea adquiere en estas condiciones un valor elevado (140 000 – 110 000) · 100/110 000 = 21,4%, y dentro de estos límites no podría efectuarse desde la central la variación de tensión necesaria para atender las fluctuaciones de carga. Siendo, necesario en este caso el empleo del compensador. En la tabla 2 se dan los datos para diversas cargas en la subestación, pero con el funcionamiento del compensador en dicha subestación. En la central se mantiene un voltaje constante de 125 kV, y la tensión de recibo permanece constante en 110 kV, se supone un factor de potencia en la red de 0,85.
Carga
(kW)
|
kVA del
compensador
|
kVA
|
Amperios
|
Factor de
potencia
|
|||||
Adelantados
|
Retrasados
|
Central
|
Subestación
|
Central
|
Subestación
|
Central
|
Red
|
Red +
Compensador
|
|
0
5000
10000
20000
30000
|
--
--
--
4 500
17 600
|
20 000
13 900
8 600
--
--
|
14500
13400
15437
23800
35600
|
20000
17750
17850
21400
31020
|
67,5
61,8
71,4
179
164,9
|
105
93,2
93,7
112,4
158
|
0,190
0,562
0,759
0,952
0,977
|
--
0,85
0,85
0,85
0,85
|
--
0,282
0,557
0,939
0,999
|
Tabla 2: Valores correspondientes a la subestación de la tabla 1, empleando un compensador síncrono.
De los datos obtenidos en la tabla 2 se desprende que para cargar la línea en vacío son precisos 20000 kVA retrasados, valor que va disminuyendo a medida que la carga aumenta, siendo necesarios 4500 kVA adelantados para 20 000 kW, y 17 600 kVA a la plena carga de 30 000 kW.
El factor de potencia, que sin compensador era de 0,888 en la subestación, se eleva a 0,999, y la corriente se reduce desde 186 A a 158 A. Se observa también que, para pequeñas cargas, es preciso disponer de 20 000 kVA retrasados, y solo 17 600 kVA adelantados para la plena carga.
Con el fin de reducir el tamaño del compensador y por tanto su coste, podrá instalarse uno de capacidad suficiente para hacer frente a la máxima carga, es decir, 17 600 kVA en adelanto, y con potencia retrasada de 14 800 kVA que representa el 80 % de la anterior cifra. Por otra parte, la potencia exigida en las redes no llega a anularse en ningún momento, en la central considerada de 30 000 kW hay que suponer que el diagrama de carga precisa una capacidad mínima de 4 000 kW para hacer frente al trabajo nocturno y al alumbrado permanente, por lo cual bastará a dichas horas modificar el voltaje en la central para regular la tensión y con ello, se reducirá el coste del compensador.
2) Reactancias Shunt
Debido a su naturaleza inductiva (bobinas de inductancia), las reactancias shunt llamadas también reactancias de compensación y a veces MSR (mechanicaly switched reactor), compensan la generación capacitiva en las líneas eléctricas para evitar un aumento descontrolado de la tensión, especialmente en líneas que soportan cagas ligeras (efecto ferranti), manteniendo la tensión dentro de los límites deseados y contribuyendo a la estabilidad de la tensión del sistema
Las reactancias de compensación son la manera más compacta y rentable de compensar la generación de potencia reactiva en largas líneas de transmisión de potencia de alta tensión y sistemas de cable. Se pueden utilizar permanentemente para estabilizar la transmisión de potencia o se puede activar bajo condiciones de carga reducida solo para el control de la tensión.
Foto: Reactancia de compensación trifásica ABB, hasta 330 MVAR y 800 kV
En resumen, las reactancias shunt representan una solución adecuada fundamentalmente para:
- mantener la tensión aceptable cualquiera que sea el nivel de carga
- limitar sobretensiones transitorias inducidas por el cambio o disminución repentina de nivel de carga.
- reducir las pérdidas de la línea por la reducción de la corriente capacitiva
Debido a que los sistemas de transmisión están sometidos a variaciones de carga diarias o estacionales. Las reactancias de compensación variables permiten que el usuario ajuste continuamente la compensación, ya que las cargas varían continuamente. Ellos realizan la conexión y desconexión de las reactancias de potencia nominal fija innecesaria, lo cual elimina los cambios de tensión perjudiciales para el equipo instalado.
Estas conexiones y desconexiones son complejas y causan oscilaciones de tensión de alta frecuencia que afectan a los disyuntores y al aislamiento de las reactancias de compensación. El momento de la desconexión del circuito es crítico, los disyuntores pueden causar tensiones transitorias elevadas en gamas de frecuencia de varios kHz debidas al corte de corriente y a los reencendidos. Ver más detalles en el post: “Sobretensiones de maniobra” en el siguiente link:
Los reencendidos pueden conducir a un problema grave para el aislamiento de las bobinas de inductancia shunt por lo que su diseño mecánico deberá ser lo suficientemente robusto. Es conveniente, por tanto, que las reactancias de compensación sean protegidas con autoválvulas.
Los reencendidos pueden ser evitados por maniobras controladas de los disyuntores. Las aperturas de los contactos del disyuntor pueden ser controladas de tal manera que la duración del arco caiga siempre en un instante libre de reencendidos. Ver más detalles en el post: “Maniobras controladas en interruptores de AT y MT” en el siguiente link:
3) Compensador estático de potencia reactiva (SVC, Static Var Compensators)
Como anteriormente se ha indicado, un compensador estático tiene exactamente la misma función que el compensador síncrono visto en 1, se trata de una solución FACTS (Flexible AC Transmission Systems), estos equipos se benefician de los importantes avances técnicos de la última década. Dentro de esta categoría de equipos podemos citar los STATCOM que cumplen la misma función que el SVC pero con componentes de control IGBT en lugar de tiristores.
1 Bobina
de reactancia 5
Sistema electrónico de válvulas
2 banco de
condensadores 6
Ventilación forzada
3 válvulas de
tiristores 7
Torres de refrigeración
4 Refrigeración
de tiristores 8
Regulación y protección
Figura 3
: Estructura modular de un VSC (ABB)
(sin
módulos de interruptor ni de energía auxiliar)
Foto: VSC ABB
Al igual que los compensadores síncronos, los SVC pueden absorber potencia reactiva durante cargas ligeras y entregar potencia reactiva durante cargas pesadas por medio de un control automático de tiristores, minimizando las fluctuaciones de tensión e incrementando la capacidad de carga de la red.
El principio de funcionamiento del SVC consiste en:
● Reactancia controlada por tiristores (TCR)
El TCR es una bobina de reactancia fija, habitualmente del tipo sin núcleo magnético, está conectada en serie a una válvula de tiristores bidireccional. La corriente de frecuencia fundamental es variada mediante el control de la fase de la válvula de tiristores.
● Condensador conmutado por tiristores (TSC)
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 desconectar el condensador para un número entero de semiciclos de la tensión aplicada. El condensador no es de control por fase, sino que simplemente está conectado o desconectado. La reactancia del circuito del TSC sirve para limitar la corriente en condiciones anormales y para ajustar el circuito a la frecuencia deseada.
● Reactancia conmutada por tiristores (TSR)
El TSR es un TCR sin control de fase de la corriente, que se conecta o se desconecta como un TSC. Este dispositivo tiene la ventaja de que no se genera corriente armónica alguna.
● Condensador conmutado mecánicamente (MSC)
El MSC es una derivación sintonizada que comprende una batería de condensadores y una reactancia. Está diseñado para ser conmutado 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.
4) Transporte de energía eléctrica en corriente continua (HVDC)
La principal ventaja del Transporte de energía en AT en corriente continua (f = 0 Hz) es que las reactancias capacitivas son eliminadas, los campos eléctrico y magnético de la línea son constantes y solamente precisan cargarse cuando la línea se pone en tensión, por lo que no se pierde capacidad de transporte en largos recorridos, sólo la resistencia del conductor pasaría en este caso a jugar un papel importante. El efecto Ferranti queda, consecuentemente, eliminado.
Ver más detalles en el post: “Transmisión en Alta Tensión continua HVDC mediante cables tipo XLPE” en el siguiente link:
Figura 4: Esquema simplificado de una transmisión en HVDC
Pero no es esta la única ventaja de la transmisión de energía en corriente continua (HVDC) a grandes distancias, aunque las siguientes ventajas son consecuencia de ella:
● Permite el control rápido y preciso del flujo de potencia activa
● Los sistemas conectados pueden trabajar independientemente:
- Sin coordinación de control de frecuencias
- Sin reglas comunes para reservas, de “load shedding”, límites de estabilidad transitoria y de desviaciones transitorias de frecuencia
- Sin transferencia de perturbaciones desde un sistema al otro
● Un enlace HVDC puede dar soporte a un sistema de CA en caso de perturbaciones
● No se necesita sobre-dimensionar el enlace por razones de estabilidad
● No hay riesgo de sobrecarga y desconexión de un enlace HVDC
● No contribuye al nivel de corto-circuito
Ver más detalles en el post: “Ventajas e inconvenientes de las tecnologías HVAC y HVDC” en el siguiente link:
REFERENCIAS:
ABB: Reactancias de compensación
ABB: Compensadores estáticos, desplazables, de potencia reactiva
ABB: SVC for increased power transmission capacity in subtransmission network
ABB: FACTS, poderosos sistemas para una transmisión flexible de la energía
Zoppetti: Redes eléctricas
IEC 60076-6: Reactores
POST EN PDF EN LA SIGUIENTE URL:
POST RELACIONADO:
El efecto Ferranti en Transformadores
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Excelente
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