AUMENTO DE LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN MEDIANTE EQUIPOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA

Javier Vives, David Perrone y Alejandro Musto, Departamento de Estudios

Gunter Fromm, Transelec – Chile

1. INTRODUCCIÓN

En un sistema de potencia longitudinal, con líneas de transmisión largas y escasos puntos de enmallamiento, la regulación de tensión suele ser un gran desafío. El Sistema Interconectado Central de Chile (SIC), específicamente su zona norte que tiene una extensión de más de 1.000 km, presenta estas características y resulta ser el foco de interés de este desarrollo.

El triple circuito Maitencillo – Cardones, de 130km de longitud en 220kV y 780MVA de capacidad (a 25° con sol), representa la vinculación entre dos bloques claramente diferenciados del SIC-Norte: el subsistema sur (con Maintencillo como punto frontera) se comporta como un nodo activo, con alto grado de control de tensión y potencia activa, pero con un nivel de cortocircuito de sólo 2400 MVA, mientras que en el subsistema norte (Cardones a Diego de Almagro, casi 150 km de líneas de simple circuito) predominan los grandes bloques de demanda mineros, nodos pasivos, sin control de tensión o potencia activa; la generación disponible presenta un elevado costo de operación.

En la figura siguiente puede apreciarse una representación geográfica de la zona norte del SIC, y un esquema unifilar con mayores detalles de sus características; potencias, longitudes, instalaciones existentes, etc.

Así, las transferencias esperadas de potencia resultan en sentido SUR – NORTE, aunque con limites mucho más estrechos que la capacidad térmica de los conductores, como consecuencia del bajo nivel de cortocircuito en extremo transmisor y mala regulación de tensión en el extremo receptor. Aún con esquemas automáticos de alivio de carga en caso de fallas (no por fallas sino por control de tensión), los límites operativos de transmisión por el triple circuito han resultado del orden de 345MW, generando muchas veces la necesidad de despacho forzado de unidades térmicas de alto costo operativo. La operación con transferencias mayores a este valor ha demostrado ser riesgosa, con niveles de sensibilidad dU/dP elevados y posibles oscilaciones de potencia no-amortiguadas como factores limitantes.

En este contexto, surge la necesidad de realizar estudios exhaustivos, estáticos a través de cálculos de sensibilidad (dU/dP y dQ/dP) y niveles de carga, y dinámicos a través de simulaciones de transitorios electromecánicos, que permitan identificar el equipo adecuado a instalar para poder incrementar las transferencias de potencia sin aumentar los costos de operación. La precisión y el detalle en los modelos  empleados resultan fundamentales para la obtención de resultados confiables.

2. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ORIGINAL. ESTABILIDAD DE TENSIÓN

Para poder incrementar los límites de transmisión es necesario cumplir con los siguientes factores claves:

  • Verificar todos los criterios de desempeño establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) [1].
  • No degradar las condiciones de operación actuales.

En función de esto, surge un primer análisis de detalle asociado a la condición de operación LÍMITE actual/original, que permitirá verificar el correcto cumplimiento de los estándares de operación, y al mismo tiempo establecer otros índices de desempeño que si bien no están establecidos a nivel normativo, deberán ser mejorados o al menos mantenidos por la situación futura planteada.

El escenario de operación presenta las siguientes características:

  • Demanda alta
  • 4 unidades en Guacolda en servicio y con margen de regulación de potencia reactiva
  • Generación nula desde S/E Cardones hacia el norte
  • SVC’s Maitencillo y Pan de Azúcar en servicio y con margen de regulación
  • Transferencias por las tres líneas Maitencillo – Cardones igual a 345MW

Un primer análisis considera el cálculo de los niveles de sensibilidad dU/dP y dQ/dP que presenta el sistema en estas condiciones, a fin de determinar las variaciones de tensión e incrementos de potencia reactiva producidos por pequeños incrementos de carga. Estos valores permitirán estimar el comportamiento del sistema para pequeñas variaciones de la red.

VALORES DE SENSIBILIDAD

 
Red N Red N-1 (con EDACxCE)
dU/dP = 0,39 %/MW dU/dP = 0,49 %/MW
dQ/dP = 1,90 MVAr/MW dQ/dP = 2,32 MVAr/MW

La figura siguiente muestra las curvas PV para este caso base; al realizar incrementos en la carga de 110kV ubicada en el extremo norte. Obsérvese la reducida distancia al punto de colapso:

Evidentemente las exigencias a las que se encuentra sometido el sistema cuando las variaciones de carga se realizan sobre un consumo localizado en el extremo de la red resultan elevadas, obteniendo niveles de carga del orden del 86% (345MW sobre 401MW) para red N, y 90% (315MW sobre 351MW) para red N-1, considerando aplicado el EDACxCE en Paipote y El Refugio (S/E Cardones 110kV). Ambos valores se encuentran por encima de los niveles límite de carga recomendados para la operación de un sistema de potencia (70% para condiciones de red N, y 80% para N-1) [2] [3].

Una vez establecidas las condiciones de borde a nivel estático, se realizan simulaciones dinámicas de transitorios electromecánicos a fin de evaluar la estabilidad transitoria del sistema, luego de que el mismo es sometido a una gran perturbación (falla de diseño).

La estabilidad en régimen transitorio del SIC se evalúa sobre la base de los siguientes parámetros [1]:

  • Excursión del ángulo del rotor en primera oscilación. Estabilidad angular no oscilatoria
  • Amortiguamiento de las oscilaciones. Estabilidad angular oscilatoria
  • Recuperación y control de la frecuencia. Estabilidad en frecuencia
  • Recuperación y control de la tensión. Estabilidad en tensión

Se adopta como referencia de ángulos a la unidad eléctricamente más cercana al eje inercial del sistema, y se considera un ángulo de ±120º como máximo ángulo de carga admitido. A su vez, se verifica que la tensión en todos los nodos del sistema de transporte permanezca por arriba de 0.7pu luego de 10ms de despejada la falla, y no permanezca por debajo de 0.8pu durante un tiempo mayor a 1s.

La falla más crítica para esta condición de operación resulta un cortocircuito bifásico sobre uno de los circuitos de línea Maitencillo – Cardones 220kV, extremo Maitencillo. Obsérvese de las figuras siguientes que el comportamiento del sistema se encuentra al límite del incumplimiento de los parámetros de desempeño, especialmente en cuanto a control de tensión.

Evolución transitoria de la tensión, frente a un cortocircuito bifásico en Maitencillo – Cardones C1

Si bien se observa que la tensión post-falla, una vez estabilizada en su valor final, se encuentra próxima a los valores límites normativos (0,93pu), las mayores exigencias se obtienen en el período de recuperación transitoria, donde la tensión alcanza el umbral mínimo de 0,7pu.

En función de estos análisis, no solo se valida la operación del SIC con 345MW de transferencia por Maitencillo – Cardones, sino que se establecen valores de sensibilidad que deberán al menos ser mantenidos en cualquier análisis de incremento de las transferencias de potencia.

3. FACTIBILIDAD DE INCREMENTO DE LOS LÍMITES DE TRANSMISIÓN

  • ANÁLISIS DE LAS INSTALACIONES

El enlace Maitencillo ‑ Cardones 220kV se encuentra compuesto por un circuito (C1) de aproximadamente 54,37Ω de impedancia y una capacidad permanente de 197 MVA (25ºC con SOL) y dos circuitos prácticamente semejantes (C2 y C3) con 55,26Ω de impedancia y una capacidad permanente de 290MVA (25ºC con SOL). Debido a estas características, el circuito 1 es el que limita en todos los casos la máxima transferencia por el enlace ya que presenta la mínima capacidad y la mínima impedancia. La tabla II presentada a continuación resume las transferencias admisibles por cada circuito y la total del enlace, para condiciones normales (régimen permanente) y condiciones de contingencia simple (corta duración).

Se destaca que si bien se presentan en todos los casos las corrientes y potencias admisibles por los circuitos 2 y 3, la transferencia máxima resulta siempre limitada por el circuito 1. Específicamente la potencia transmitida por los circuitos 2 y 3 será como máximo el 98,4% de la transmitida por el circuito 1 debido a la distribución de carga por los enlaces (directamente asociada a la impedancia serie de los mismos).

Analizando la tabla se encuentra que el límite de transferencia para condiciones N-1 (25º con SOL) resulta 418MW, lo que deja en evidencia que para incrementar las transferencias por encima de este valor se requiere un EDACxCE que se habilite ante la pérdida de uno de los enlaces C2 o C3 para evitar sobrecargas inadmisibles.

 

Curva PV en condiciones de red N-1. Apertura del circuito 1 de la línea Maitencillo – Cardones con EDACxCE (Paipote y El Refugio)

1) 1,732 x 220kV x (C1) x (1 + 2 x 0,984) 2) 1,732 x 220kV x (C1) x (1 + 0,984) 3) Régimen permanente; sin información de capacidad transitoria

Una transferencia total de 420MW resulta en un nivel de carga poco mayor al 70% en el circuito 1, lo cual implica que, ante la ocurrencia de una contingencia, el tiempo de reducción de la sobrecarga deberá ser menor a 15 minutos.

En función de esto y considerando la NO disponibilidad de esquemas automáticos de corte de carga, los estudios de ampliación de capacidad de transporte consideran un valor máximo objetivo por Maitencillo – Cardones igual a 420MW.

  • caso de estudio 1: instalación de un compensador sincrónico en central taltal

Como primera alternativa y en base a evaluaciones técnico-económicas previas, surge la opción de instalar un compensador sincrónico dentro de las instalaciones de la central Taltal, en barras de 15kV, el cual emplearía el transformador de bloque de una de las unidades ya instaladas.

Luego, teniendo en cuenta la transferencia objetivo máxima que se pretende alcanzar por el triple circuito Maitencillo – Cardones 220kV, las previsiones de aumento de la demanda en la zona, y los nuevos proyectos mineros planificados para el corto plazo, se plantea un caso de un estudio futuro que permita alcanzar una transferencia de 420MW, y resulte acorde a los plazos de instalación del Compensador Sincrónico.

Manteniendo los mismos criterios para el despacho y operación de la zona norte que el caso base, se observa estáticamente una considerable mejora; los niveles de tensión se encuentran próximos a las tensiones de servicio y con suficiente margen de potencia reactiva, y los niveles de sensibilidad de la operación se han reducido considerablemente (dU/dP en red N = 0,27 %/MW), lo que implica condiciones más estables.Sin embargo, las características de la unidad (máquina sincrónica) y especialmente su punto de conexión, hacen inviable esta solución durante el transitorio de falla.

Las figuras siguientes muestran la evolución de la tensión en barras de Diego de Almagro 220kV, y el ángulo rotórico del compensador sincrónico luego de un cortocircuito en Maitencillo – Cardones. Nótese que el desempeño de ambas evoluciones se encuentra fuera de los valores admitidos a nivel normativo:

El ángulo rotórico inicial supera los 100° respecto al eje inercial del SIC, y durante el transitorio se alcanza claramente el valor de 120°.
La tensión terminal no logra recuperarse por arriba de los 0,7pu límite, y luego por efecto de backswing decae aún más.

Estáticamente se determina que con la incorporación de un compensador sincrónico en Taltal pueden transferirse 420MW por Maitencillo – Cardones 220kV. Sin embargo, dinámicamente este nivel de transmisión queda completamente descartado:

  • Se verifica que las limitaciones en la ampliación están relacionadas con la recuperación de la tensión en barras de 220kV (menores a 0,7pu), y la excursión angular del compensador (mayores a 120º).
  • También, que estos fenómenos de inestabilidad tienen estrecha relación con la inercia de la máquina síncrona a instalar (efecto de backswing): cuando la falla es despejada y la tensión tiende a recuperarse, el ángulo rotórico del compensador se encuentra en valores extremos negativos respecto al eje inercial del SIC, y el consumo de potencia eléctrica alcanza valores muy elevados. Este incremento en el consumo de potencia eléctrica incrementa las transferencias por las líneas desde Maitencillo hacia el norte y genera una depresión en el perfil de tensiones.
  • Incrementar la inercia del generador colabora con la recuperación de la tensión, pero incrementa la excursión angular. Para este estudio ambas condiciones están sobrepasadas, por lo que un incremento de inercia no resulta favorable.

 

  • CASO DE ESTUDIO 2: INSTALACIÓN DE UN SVC EN S/E DIEGO DE ALMAGRO

Ya sin la necesidad de utilizar las instalaciones existentes de la central Taltal, y teniendo presente las problemáticas de inercia encontradas en el estudio previo, se estudia la incorporación de un equipo de compensación estática, localizado en un punto incluso más estratégico; S/E Diego de Almagro.

La primera opción consiste en instalar un equipo del tipo SVC con una capacidad de +110/-69MVAr, conectado mediante en barras de Diego de Almagro 220kV a través de un transformador elevador.

Las siguientes figuras muestran las características del equipo considerado en el estudio, y los resultados de la misma simulación dinámica que no resultó válida con el Compensador Sincrónico.

Se muestra en un intervalo de 500ms la respuesta de la tensión en barras de 220kV de la S/E Diego de Almagro, la absorción del equipo SVS (inductancia) y el aporte de potencia reactiva total (CCEE + inductancia), registrado sobre el transformador elevador.

Obsérvese que la recuperación de la tensión es completamente diferente a la observada con el Compensador Sincrónico, sin embargo, después de 10ms de despejada la falla, la tensión aún se mantiene por debajo de los 0,7pu mínimos exigidos. Se puede concluir:

1. El incumplimiento en la recuperación de la tensión no es por la velocidad de respuesta del SVS, ya que el reactor se encuentra en su valor mínimo hasta que la tensión retorna a valores admisibles.
2. La acción del SVS hasta el instante 1,154seg (34ms luego del despeje de la falla) se limita a la acción de un banco de CCEE estático.
3. La tecnología no es adecuada para afrontar este tipo de contingencias.

  • CASO DE ESTUDIO 3: INSTALACIÓN DE UN STATCOM EN S/E DIEGO DE ALMAGRO

Con los antecedentes presentados, se analiza el efecto de incorporar en la S/E Diego de Almagro un STATCOM con las mismas características que el ya instalado en Cerro Navia. Las figuras siguientes muestran las características del equipo considerado en el estudio, y los resultados de la misma simulación dinámica que no resultó válida en los casos anteriores. Se consideró que el STATCOM no posee capacidad de sobrecarga transitoria, por lo que la corriente no supera en ningún momento su capacidad nominal.

Las siguientes figuras muestran las características del equipo considerado en el estudio, y los resultados de la misma simulación dinámica que no resultó válida con el Compensador Sincrónico.Nótese como en este caso al considerar aporte de potencia reactiva durante la aplicación de la falla y los instantes posteriores, la recuperación resulta acorde a las exigencias normativas. Cuanto mayor capacidad de sobrecarga transitoria se considere, más rápida será la recuperación de la tensión por sobre 0,7pu, luego del despeje de la falla.

Finalmente, sobre la base de estos análisis preliminares, la implementación de un equipo tipo STATCOM aparecería como la mejor solución para ampliar la capacidad de transporte del sistema Maitencillo ‑ Cardones 3x220kV.

4. IMPLEMENTACIÓN ABORDADA

Finalmente sobre la base de estos estudios de factibilidad de ampliación desarrollados, se llevó a cabo la incorporación de un equipo del tipo STACOM (SVC Plus de la firma SIEMENS) de ±100 MVAr (dos módulos de ±50 MVAr) junto con un banco de condensadores (MSC) de 533,5μF en la S/E en Diego de Almagro, que totalizan una capacidad de inyección/absorción de +140 MVAr/-100 MVAr.

El banco de condensadores no cumple la función de filtro, lo que permite maniobrarlo en función de los requerimientos del sistema, para un adecuado control de tensión. Adicionalmente, el rápido control del SVC Plus permite operar con el reactor de Diego de Almagro fuera de servicio, lo que también colabora con el control de tensión. Finalmente, la configuración resultante de dos módulos SVC Plus y un MSC, le otorga mayor flexibilidad y seguridad de servicio al Sistema Interconectado.

Los estudios definitivos han sido desarrollados con modelos detallados del equipo, suministrado directamente por el fabricante, sobre la base de escenarios específicos acordes a su fecha prevista de conexión, maximizados en cuanto a las exigencias del control de tensión. Los límites han quedado establecidos finalmente en 420MW, valor que ha sido validado mediante la prueba de numerosas perturbaciones, incluyendo la propia pérdida del SVC Plus.

 

 

5. CONCLUSIONES

Sobre la base de los estudios desarrollados y presentados, ha sido encontrar las limitaciones originales que presentaba el sistema, e identificar el tipo de compensador que necesariamente debiera ser incorporado para permitir el incremento de las transferencias de potencia por Maitencillo – Cardones.

La incorporación de un equipo del tipo STATCOM ha demostrado a nivel de estudios tener todas las cualidades necesarias para incrementar los límites, condición que ha quedado demostrado en la práctica real, con la instalación efectiva de dicho equipo y la operación estable con transferencias de hasta 420MW.

6. REFERENCIAS

[1] Comisión Nacional de Energía, “Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio”, Abr. 2014.

[2] P. Kundur, “Power System Stability and Control”, McGraw-Hill Inc, 2004.

[3] R.D. Dunlop, R. Gutmann, P.P. Marchenko, “Analytical Development of Loadability Characteristics for EHV and UHV Transmission Lines”, IEEE Trans.PAS, Vol.Pas-98, N°2, pp. 606-617, March/April 1979.