INCREMENTO DE FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA DE TRANSMISIÓN UTILIZANDO FACTS

INCREMENTO DE FLUJO DE POTENCIA EN LÍNEA DE TRANSMISIÓN UTILIZANDO FACTS RICARDO PALMA FLOREZ Especialista de Estudios Departamento de Operaciones REP Red de Energía del Perú ripalma@rep.com.pe DAVID OSWALDO FLORES RODRIGUEZ Ingeniero de Mantenimiento EPA Dpto. de Gestión del Mantenimiento REP Red de Energía del Perú dflores@rep.com.pe CESAR AUGUSTO MORENO CUEVA Gestor de Proyectos Dpto. de Gestión de Proyectos REP Red de Energía del Perú cmoreno@rep.com.pe ALVARO PEREZ GELVES Especialista Gestión Equipos Subestaciones Dirección Gestión Mantenimiento ISA S.A E.S.P. aperez@isa.com.co Categoría Equipos de alta tensión y subestaciones RESUMEN El incremento de la demanda de energía y la necesidad de transportar energía de menor costo, la normatividad de cada país en temas ambientales y sociales, dificultan la obtención de la Concesión definitiva, de los permisos, licencias ambientales y arqueológicos, para la construcción de nuevas líneas de transmisión, estos factores han contribuido a nivel mundial a la creciente utilización de equipos FACTS en los sistemas de transmisión de potencia. El objetivo del Proyecto Ampliación 1 CTM Proyecto Compensación Reactiva en las Subestaciones Cotaruse, Socabaya y el Reforzamiento de las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya de 220 kv, fue alcanzar un incremento de la capacidad de transmisión de 300 MW a 505 MVA, medido en la barra de inyección (S.E. Campo Armiño), inclusive para una condición de operación N-1 de esta líneas, que son el enlace de la interconexión entre las áreas Centro y Sur del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú. El presente artículo propone explicar: Compensación Serie de Cotaruse, se describirá las funciones de protección de acuerdo a las pruebas en fábrica SVC Socabaya, desempeño dinámico validado con las pruebas en fábrica usando RTDS y pruebas de puesta en servicio. Las funciones principales del sistema de control del SVC serán presentadas. Finalmente se discutirán el resultado de los estudios y las simulaciones realizadas para aumentar el flujo de potencia por las líneas existente Mantaro Cotaruse Socabaya. PALABRAS CLAVES. FACTS (Flexible AC Transmisión sistema), SVC (Static Var Compensator), FSC (Fixed Serial Capacitor), TSC (Capacitor commutado por tiristores), estabilidad transitoria, límite térmico de la línea, grado de compensación, IEEE, IEC normas. 1

INTRODUCCIÓN En el gráfico 1 se muestra el sistema de transmisión Mantaro-Cotaruse-Socabaya con los equipos que son parte del alcance del proyecto Ampliación CTM1. -Dos ramales de bancos de condensadores conmutados por tiristores (TSC) 97.5Mvar cada uno. -Filtros de 5th y 7th armónico, 70Mvar & 35Mvar respectivamente. -Un banco de transformador de paso 300MVA a 220/19.5kV. La configuración del SVC es mostrada en el gráfico 2. Gráfico 1. Sistema transmisión Mantaro-Socabaya 220kV. Fuente propia. Para lograr el incremento de potencia se instaló cuatro compensaciones serie fija (FSC) con grado de compensación 65% en las líneas Mantaro- Cotaruse (L-205, L-2052) y líneas Cotaruse Socabaya (L-2053, L-2054) a un nivel de tensión 220 kv. Asimismo en la subestación Cotaruse, se instaló 2 reactores de 50 Mvar para regular la tensión, adicionales a los 4 reactores de 50 Mvar existentes. En la barra 220 kv de Socabaya se instaló una compensación paralela SVC con un rango controlable de potencia de 100 Mvar inductivo a 300 Mvar capacitivo. La compensación serie fija (FSC) permite: Incrementar la potencia de transferencia de la línea. Disminuir la reactancia total de la línea. Aumentar la estabilidad transitoria del sistema. La compensación paralela (SVC) permite: Mantener el voltaje constante en la barra de 220Kv de Socabaya Aumentar la estabilidad transitoria del sistema. SVC SOCABAYA El SVC Socabaya suministrado por ABB está compuesto por los siguientes componentes principales: -Un ramal de reactores controlado por tiristores (TCR) de 205 Mvar. 2 Gráfico 2. Diagrama unifilar básico SVC Socabaya. Fuente: ABB Facts, Main component design report. 1.1 SISTEMA DE CONTROL SVC SOCABAYA En el gráfico 3 se muestra el diagrama de bloques del control automático de voltaje. Una señal de error resultante de sumar el voltaje de respuesta (Vresp) con el voltaje de referencia(vref) y el voltaje del estatismo(vslope) es llevada a la entrada de un regulador PI, la salida es la susceptancia del SVC que determina la combinación en paralelo de un TCR con susceptancia variable como función del ángulo de disparo de los tiristores (α) y la conmutación rápida por tiristores de la susceptancia del banco de condensadores (TSC). Con esta variación de susceptancia vista en la barra de 220kVv el SVC puede excursionar de forma continua y controlada la potencia reactiva entre sus límites inductivo y capacitivo. En el caso de que la función POD se encuentre activada, un valor es sumado al error (ΔVpod). Se considera que los filtros cumplen dos

funciones: filtrar los armónicos generados por el TCR y aportar potencia reactiva capacitiva. El SVC cuenta con las siguientes funciones de control: Amortiguamiento de oscilaciones de potencia (POD), supervisor de ganancia, optimizador de ganancia, regulador de susceptancia lenta y operación en modo degradado. 1.3 SUPERVISOR DE GANANCIA La potencia reactiva del SVC en la barra 220kV puede oscilar debido a cambios en la topología del sistema eléctrico, como por ejemplo desconexión de líneas, salidas de generadores y otros eventos del sistema que causan variaciones en el nivel de cortocircuito en la barra de Socabaya. En la condición de oscilación de la potencia reactiva de salida (Qsvc) es deseable reducir la ganancia del controlador PI hasta que el voltaje (Vresp) se estabilice (ver gráfico 5). El operador puede reiniciar manualmente la ganancia del regulador de voltaje vía HMI. Gráfico 3. Bloques del control automático de voltaje. Fuente ABB AB Facts. 1.2 AMORTIGUAMIENTO DE OSCILACIONES DE POTENCIA (POD) La señal de entrada utilizada para el POD puede ser el flujo de potencia por las líneas o la desviación de frecuencia. En el caso de un disturbio en el sistema eléctrico, el flujo de potencia promedio es acompañado de una oscilación de potencia super-impuesta(ver gráfico 4), en este caso la función POD extrae la oscilación y aplica un desfase y una ganancia para crear la señal de modulación de voltaje deseado la cual será sumada al error (ver gráfico 3). Gráfico 4. Señales de entrada POD y modulación de voltaje limitada. Fuente ABB AB Facts. Gráfico 5. Función supervisor de ganancia. Fuente:ABB pruebas FAT Socabaya SVC. 1.4 OPTIMIZADOR DE GANANCIA El propósito del optimizador de ganancia es devolver la ganancia del regulador de voltaje a sus valores ajustados en fábrica. Dependiendo del nivel de cortocircuito en la barra del SVC es ajustado el valor de ganancia del regulador, para sistemas débiles el valor de ganancia es bajo. El optimizador de ganancia genera pequeños pulsos a la entrada del regulador de voltaje, el overshoot de la susceptancia es medido y comparado con el ajuste inicial, sí el valor es mayor al ajuste, la ganancia es reducida con 3% caso contrario es incrementada con 3%.(ver gráfico 6). 3

La rama fallada (TSC21 o TSC22) será desconectada por su propio seccionador. La secuencia de reencendido es iniciada y el SVC será energizado en operación modo degradado, la salida de potencia reactiva (Qsvc) a voltaje 1p.u será reducida así: TCR+Filtro+1TSC:194Cap Qsvc 100IndMvar TCR+Filtro:96Cap Qsvc 100IndMvar Operación sin TCR y/o filtros No es permitida. Gráfico 6.Optimizador ganancia.fuente ABB AB. 1.5 REGULADOR DE SUSCEPTANCIA LENTA Por condiciones de operación es deseable mantener una capacidad de reserva Mvar del SVC, para lograrlo un control de potencia reactiva es adicionado al regulador de voltaje automático, luego el SVC ante un evento del sistema, responderá de forma rápida (response time 20ms) con el control de voltaje y de forma lenta, la salida de potencia reactiva (Qsvc) retornará al valor preajustado de estado estable. La potencia reactiva Qsvc permanecerá en una ventana de susceptancia dentro de los límites definidos (ver gráfico 7). 2 PRUEBAS DEL SVC CON EL SIMULADOR DIGITAL EN TIEMPO REAL (RTDS) Para verificar que el sistema de control y protección del SVC cumpla con todos los requerimientos de la especificación técnica, se realizaron pruebas de fábrica con los cubículos reales conectados a un simulador digital en tiempo real (RTDS). Algunas de las pruebas son: Secuencia de inicio y parada Función de recierre (auto-reclose) Transferencia de control manualautomático Respuesta a una función paso Curva V/I Supervisión y optimización de ganancia Minimización de pérdidas Regulador de susceptancia lenta Funciones de protección interna. La curva V/I se registró para varias pendientes (estatismo) y puntos de operación. Limitación corriente TCR Gráfico 7. Regulador susceptancia lenta. Fuente ABB AB Facts. 1.6 OPERACIÓN EN MODO DEGRADADO En caso de una desconexión forzada de una rama de los TSC, el control del SVC iniciará una secuencia de reencendido (autoreclose) la cual tiene los siguientes pasos: Bloqueo de los pulsos de disparo a todos los tiristores de la rama fallada. Apertura del interruptor principal. Apertura del interruptor de los filtros. 4 Gráfico 8. Curva VI. Fuente: ABB pruebas FAT. Las características transitorias del SVC son verificadas mediante la respuesta a un escalón en el voltaje de referencia. El tiempo de respuesta se probó para diferentes niveles de cortocircuito y ganancia. Ver tabla 1. Condiciones de prueba: Potencia corto=11000mva, paso=0.01pu Vref.

Ganancia/Slope(%) 2000;1% 2000;2% 4000;2% 6000;2% Tiempo respuesta(ms) 73.2 22.6 25.0 20.8 Tabla 1. Tiempo de respuesta para diferentes ganancias y pendientes. Gráfico 10. TSC bloqeo simétrico.fuente ABB Facts. 2.2. BLOQUEO ASIMÉTRICO DEL TSC En el caso de falla fase-tierra el voltaje cae y la salida del SVC Qsvc va a capacitivo, esto ocasionará sobretensiones en las fases sanas. Esta función detecta la componente de secuencia negativa y al mismo tiempo sobretensiones, si ambos criterios se cumplen y alcanzan el valor del ajuste (Set) la fase con sobretensión del TSC será bloqueada (ver gráfico 11). Gráfico 9. Tiempo de respuesta. Ganancia 6000, pendiente 2%. Fuente ABB pruebas FAT. 2.1. BLOQUEO SIMÉTRICO DEL TSC Cuando se presenta fallas a tierra en la línea de transmisión, el voltaje cae y SVC va a capacitivo, después de que la falla sea limpiada y el recierre sea exitoso, existe la posibilidad de sobretensiones por causa del SVC capacitivo, en este caso la activación de esta función puede prevenir las sobretensiones. Cuando la falla ocurre se detecta una componente de secuencia negativa, para fallas trifásicas a tierra esta es casi cero pero una vez detectada se espera 40ms para activar la función y una vez la falla trifásica sea limpiada el TSC será bloqueado temporalmente para prevenir sobretensiones (ver gráfico 10). Gráfico 11. TSC bloqueo asimétrico. Fuente ABB Facts. 2.3. SUPERVISION DEL PULSO DE DISPARO TCR Y TSC. La función opera basado en la comparación de la corriente calculada con la corriente medida. Ajuste de TCR tiempo de retardo es 100ms. Ajuste de TSC tiempo de retardo es 1s. Si el valor de ajuste de la protección es alcanzado y supera el tiempo de retardo un disparo es generado para el interruptor principal del SVC (ver gráfico 12). 5

Funciones de control, modo manualautomático. Prueba salida potencia nominal Qsvc no pudo realizarse por restricciones del sistema. Respuesta del SVC a función paso. Operación de modo degradado y autorecierre Redundancia del sistema de control Medición de armónicos THD y TIF en máxima distorsión armónica (α=111 y TSC bloqueado) Gráfico 12.TCR supervisión Fuente:ABB pruebas FAT. 3 PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO SVC Para la puesta en servicio se realizaron energizaciones parciales de los componentes del SVC, en cada prueba se validó la funcionalidad de los sistemas de control y protección, a continuación resumen de las pruebas. Prueba de UMD (uniterrupt motor drive) Medicción de corriente por malla de tierra La corriente de inrush fue registrada durante la primer energización del transformador (ver figura 13), luego se realizó el ajuste correcto del relé de mando sincronizado del interruptor principal del SVC para evitar salidas indeseadas de otros equipos. Energización del transformador de potencia se registró la corriente de inrush y el voltaje de sincronización para la válvula de tiristores. Energización de los filtros, medidas de corrientes y voltajes, verificación de corrientes de desbalance y funciones de protección. Energización de TCR & TSC, medidas de corriente y voltaje, verificación de monitoreo de tiristores y unidad de medida de voltaje para el TSC (EVT). Registro de los puntos de la conmutación del TSC. Verificación de la operación del limitador de corriente para el TCR. Heat run test Secuencias arranque-parada. Gráfico 13. Corriente inrush transformador SVC. 4 COMPENSACIÓN SERIE DE COTARUSE La compensaciones fijas de la subestación Cotaruse constan de un banco de condensadores configuración en H, con un equipo de protección de sobretensiones MOV, un circuito de amortiguamiento y un interruptor de bypass (ver gráfico 14). Sobre la plataforma existen Transformadores de corriente ópticos (OCT) los 6

cuales se conectan al sistema de protección por medio de fibras ópticas redundantes. Todas las funciones de protección son implementadas en el Software MACH2 de ABB. Cuando una función de protección es activada para proteger la compensación serie en caso de fallas una de las siguientes acciones puede generarse sobre el interruptor de byapss. Falla MOV Flashover a plataforma Protección sub harmónica Discrepancia de polos Falla del interruptor de bypass Bloqueo permanente, el interruptor de bypass se cierra y se bloquea, generalmente está relacionado con una falla en el equipo de la compensación serie, antes de que el banco puede ser insertado, la falla debe ser eliminada y el relé lockout reseteado manualmente. Bloqueo temporal, es operado por una función de sobrecarga del banco de condensadores y/o sobrecarga en MOV. El bloqueo se restablecerá después de un tiempo automáticamente. Bypass permanente, es activado por una orden manual y/o repetido número de sobrecarga del banco de condensadores, el banco puede ser insertado sólo manualmente. Protección de respaldo. 5 PRUEBAS EN RTDS SIMULANDO FALLAS EN EL SISTEMA MANTARO-SOCABAYA El SVC y la red equivalente fueron modelados en RSCAD como se muestra en el gráfico 15.Algunas de las simulaciones realizadas: Bypass de algunas de las compensaciones serie en Cotaruse XC1, XC2, XC3,XC4 con diferentes puntos de operación del SVC. Falla de baja impedancia monofásica y trifásica en Socabaya y Mantaro. Gráfico 14. Diagrama básico FSC Fuente ABB AB Gráfico 15. Circuito equivalente Mantaro- Socabaya. Fuente ABB pruebas FAT. Las funciones de protección implementadas son: Desbalance de banco condensadores Sobrecarga banco de condensadores Supervisión corriente de línea Sobrecarga de MOV 7

5.1 BYPASS XC1 CON QSVC=250MVAR Gráfico 18. Respuesta SVC a falla monofásica en Socabaya. Resultados: entrega su máxima potencia capacitiva, la ganancia es reducida por el supervisor de ganancia debido a los cambios de la susceptancia, se observa que se activó la función de bloqueo de los TSCs. 5.4 FALLA TRIFASICA EN SOCABAYA QSVC=60MVAR IND. Gráfico 16. Respuesta SVC a bypass XC1 Resultados: La salida del SVC responde máximo capacitivo, se produce una sobretensión y el sistema se recupera. 5.2 BYPASS XC4 CON QSVC=60MVAR IND Gráfico 19. Respuesta SVC a falla trifásica en Socabaya Qsvc 60MVar inductivo. Gráfico 17. Respuesta SVC a bypass XC4 Resultados: El SVC responde correctamente y el sistema se recupera. Resultados: La tensión de respuesta cae por debajo de 0.3pu luego todas las válvulas de tiristores se bloquean, en este caso la potencia del SVC va a cero, una vez la tensión del sistema se recupera el SVC puede regular nuevamente la susceptancia. 5.5 FALLA TRIFASICA EN MANTARO QSVC=60MVAR IND. 5.3 FALLA MONOFÁSICA EN SOCABAYA QSVC=250MVAR CAP. 8 Gráfico 19. Respuesta SVC a falla trifásica en Mantaro Qsvc 60MVar inductivo.

Resultados: el voltaje cae con la falla y la salida Qsvc va a capacitivo, la sub tensión no alcanza el valor de 0.3pu luego las válvulas de tiristores permanecen conduciendo, la función de protección bloque simétrico del TSC21 se generó. 5.6 FALLA MONOFÁSICA EN MANTARO QSVC=250MVAR CAP. racionamientos indeseados en las regiones del Sur del Perú en el corto plazo. Desde la puesta en servicio el SVC y los bancos capacitores serie FSC han tenido un adecuado comportamiento durante los periodos del mantenimiento de las líneas de transmisión. 7 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. Control Strategy Report 1JNR100017-505Rev1. ABB AB Facts proyecto SVC Socabaya. Inspection and Test Record 1JNR100017-789Rev1 ABB Facts proyecto SVC Socabaya. RTDS Study Outline 10FA0794, 2010 ABB AB Facts, proyecto Socabaya. Survey of protection settings, Cotaruse FSC, 1JNR100017-517, 2010. ABB AB Facts. Gráfico 20. Respuesta SVC a falla monofásica en Mantaro Qsvc 250MVar. Resultados: El SVC va a máximo capacitivo sin embargo la componente de secuencia negativa y la sobretensión en las fases sanas generan la activación del bloqueo asimétrico para el TSC, la ganancia es reducida automáticamente debido a los cambios de signo de la susceptancia. 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El dimensionamiento del SVC es adecuado para la transferencia solicitada en las especificaciones, transferencia de 505 MVA en una configuración N-1 con esto se permite incrementar sostener la tensión en la barra de Socabaya en 1.0 pu. Las condiciones operativas del sistema en estado estacionario permiten un transporte a plena capacidad dejando una reserva del aproximadamente de 140 Mvar para los casos de contingencia en las líneas de transmisión. El proyecto de repotenciación de las líneas Mantaro-Cotaruse-Socabaya le permite al área operativa Sur del SEIN importar energía eléctrica de bajo costo desde el área Centro con esto se logra evitar 9 Main Component design report 1JNR100017-274Rev2, ABB AB Facts. HOJA DE VIDA DE LOS AUTORES. Ricardo Palma Florez: Ingeniero Electricista titulado en la Universidad Nacional de San Antonio Abad del Cusco, tiene estudios de postgrado maestría en Sistemas de Potencia UNI, Diplomado Gestión de Proyectos PMI en la PUCP, se desempeñó como Ingeniero de sistema CAD en ELSE, Coordinador de Turno del COES SUR Coordinador de Turno e Ingeniero de Desarrollo del Sistema Scada en ETESUR, y actualmente como Especialista de Estudios en REP Alvaro Perez Gelves: Ingeniero Electricista de la Universidad Industrial de Santander, tiene estudios de postgrado en Automatización Industrial, en convenio con Universidad de Gent - Lovaina Bélgica y estudios de Maestría en Administración en EAFIT. Se desempeñó como ingeniero de proyectos en SIEMENS AG Alemania grupo FACTS-PTDH y actualmente como Especialista de equipos de subestaciones en ISA S.A. David Flores Rodriguez: Egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería en la especialidad de Ingeniería Eléctrica, tiene Especialización en Gerencia de Proyectos en IC-PUCP y Estudios de Maestría en Administración Estratégica de Empresas en CENTRUM PUCP, Se desempeñó como Ingeniero de mantenimiento en Departamento de Transmisión Norte, actualmente como Ingeniero de mantenimiento equipos de patio REP.

Cesar A. Moreno Cueva : Ingeniero Electricista egresado de la Universidad Nacional de Ingeniería Lima- Perú, tiene postgrado en Administración de Negocios Universidad Cesar Vallejo de Trujillo, Especialización en Administración de ESAN y Maestría en Ingeniería de Mantenimiento de la Universidad Nacional de ICA. Amplia experiencia en ejecución de proyectos, ha desempeñado cargos técnicos, administrativos y de dirección en ELECTROPERU, ETECEN y RED DE ENERGIA DEL PERU. Actualmente se desempeña en REP, departamento de Gestión de Proyectos como Gestor de proyectos, es responsable por la ejecución de grandes proyectos del grupo ISA, como la Línea de Transmisión Zapallal-Trujillo 500kV 600 km que se encuentra en construcción. 10