Sistema de transmisión de CA flexible

Un sistema de transmisión de corriente alterna flexibles , más conocido por el acrónimo Inglés de FACTS (para F lexible A lternating C urrent T ransmission S ystem ) es un equipo de electrónica de potencia de refuerzo utilizado para controlar la distribución de cargas en la red, mejorando así la capacidad de transmisión y reduciendo pérdidas, para controlar la tensión en un punto o asegurar la estabilidad dinámica de las redes de transmisión de electricidad y los grupos de producción conectados a las mismas. También puede filtrar ciertos armónicos y, por lo tanto, mejorar la calidad de la electricidad.

La liberalización del mercado eléctrico y la integración de energías renovables intermitentes hace que la producción en ocasiones esté muy alejada de los lugares de consumo, además ya no sea tan predecible como antes, por lo que hay que aumentar las capacidades de tránsito de la red y los cuellos de botella en la red desarrollada. La falta de aceptación pública para la construcción de nuevas líneas eléctricas de alta tensión y nuevas plantas de energía anima a los administradores de red a construir FACTS para aumentar las capacidades de tránsito de la red.

Los HECHOS son muy numerosos. Siguen formando parte de la familia de compensaciones eléctricas activas, pero esta compensación es serie, paralela (shunt) o híbrida, es decir serie y paralelo a la vez. Están compuestos principalmente por condensadores e inductores para generar potencia reactiva , así como por electrónica de potencia o disyuntores para interrumpir y restaurar la corriente a través de los primeros elementos. A veces, se usa un transformador para disminuir la tensión a la que están sometidos otros componentes. Los tipos más comunes de FACTS son los bancos de condensadores en serie (conmutados mecánicamente o por tiristores), SVC, que combinan capacitancia e inductancia en paralelo a la línea, transformadores de cambio de fase, STATCOM y SSSC que se colocan en fuentes de voltaje respectivamente en paralelo y en serie a la línea.

Funciones

Control de flujo de energía

Normalmente, las líneas eléctricas se cargan dentro de un rango de un tercio a la mitad de su capacidad máxima. En caso de sobrecarga, una línea puede llegar a su límite, luego se dispara en unos segundos, lo que lleva a la sobrecarga de las líneas vecinas que a su vez se disparan, luego tenemos viajes en cascada que conducen a un apagón generalizado. FACTS intenta equilibrar la carga entre líneas para evitar esta situación. Sin embargo, si ocurre una falla, intentará reequilibrar la carga entre las diferentes líneas para detener la cascada de disparos.

Además, un mejor equilibrio de carga (comprensión de la corriente) entre líneas reduce las pérdidas. En otras palabras, permiten evitar la formación de un bucle de corriente. De hecho, las pérdidas toman esencialmente la forma de pérdidas Joule y, por lo tanto, son proporcionales al cuadrado de la corriente, al reducir la corriente en un factor de 2, las pérdidas se reducen en 4.

Las potencias activas P y reactivas Q transportadas en una línea de alimentación de CA se expresan de la siguiente manera para una línea sin pérdidas:

{\ Displaystyle P = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X}} \ sin {\ delta}}

{\ Displaystyle Q = {\ frac {V_ {1} \ cdot (V_ {1} -V_ {2} \ cos (\ delta))} {X}}}

Donde V 1 y V 2 son los voltajes a través de la línea, X la reactancia de la línea y el ángulo de transporte , en otras palabras, el cambio de fase entre V 1 y V 2 . En resumen, son importantes 3 parámetros: la amplitud de los voltajes, el ángulo de transporte y la impedancia. Para las redes de CA, el control vincula la potencia activa con la frecuencia por un lado y la potencia reactiva con el control de voltaje por el otro. $\delta$

Para ajustar la transferencia de potencia, podemos optar por controlar la amplitud de los voltajes, el valor de la impedancia o el ángulo de transporte:

Los condensadores o bobinas conectados en serie permiten cambiar el valor de la impedancia. Los condensadores en serie permiten reducir la impedancia de las conexiones eléctricas y aumentar la potencia que pueden transmitir estas conexiones (una conexión eléctrica de alta tensión es esencialmente inductiva). En cierto modo, podemos decir que reducen la longitud de la línea. Por el contrario, los inductores en serie aumentan la impedancia de un enlace eléctrico para distribuir mejor las corrientes en los diferentes enlaces.
Los condensadores o bobinas conectados en derivación permiten cambiar la amplitud de la tensión en un punto. De hecho, los condensadores en derivación proporcionan potencia reactiva y aumentan localmente el voltaje de la red. Mientras que los reactores en derivación consumen energía reactiva y reducen el voltaje de la red.
Los cambios de fase creados por los UPFC o los transformadores de cambio de fase influyen en el ángulo de transporte. En el caso de que más de dos líneas estén en paralelo pero no tengan la misma longitud "eléctrica" , es decir el mismo ángulo de transporte, un ajuste de este último parámetro permite reequilibrar la carga. También evita los bucles de corriente.

En otras palabras, los condensadores y las bobinas permiten que FACTS suministre o consuma energía reactiva dinámicamente en la red . Esto tiene el efecto de aumentar o disminuir la amplitud de la tensión en su punto de conexión y, en consecuencia, la máxima potencia activa transmisible.

El objetivo es aumentar la capacidad de tránsito de energía acercándose a los límites térmicos de las líneas. La escasa aceptación pública de las líneas eléctricas, principalmente por motivos medioambientales, está haciendo que este uso de FACTS sea cada vez más generalizado. Sin embargo, conviene recordar que el FACTS no modifica este límite térmico y, por tanto, no puede incrementar indefinidamente la potencia eléctrica transportable de una línea eléctrica de alta tensión. Por lo tanto, los dispositivos FACTS no reemplazan la construcción de nuevas líneas. Son una forma de aplazar las inversiones al permitir un uso más eficiente de la red existente.

Control de voltaje de estado estacionario

Las líneas largas tienden a tener sobretensiones en sus extremos en caso de carga baja, a esto se le llama efecto Ferranti , y por el contrario, bajo voltaje en caso de carga pesada. Para mantener una tensión constante, o al menos no superar los límites impuestos por el reglamento, un FACTS conectado en paralelo puede resultar interesante.

La compensación se ubica en estaciones que se distribuyen en lugares estratégicos de la línea. Dado que la compensación no se distribuye uniformemente, es imposible mantener la tensión en su valor nominal en cualquier punto de la línea. Por lo tanto, es importante seleccionar cuidadosamente los lugares donde se instala la compensación en derivación para evitar que la tensión se desvíe demasiado de su valor nominal.

Si el SVC está operando en control de voltaje, el sistema de control ajusta la corriente en el SVC para que la corriente y el voltaje sigan una curva característica.

Estabilidad dinámica

En la red, la electricidad se genera mediante máquinas síncronas. Fallas en líneas, aperturas y cierres de selectores, fallas de ciertos equipos pueden hacer que la potencia activa de los generadores oscile, en la práctica los ejes de los generadores comienzan a acelerar, otros a desacelerar. En otras palabras, el ángulo de transporte comienza a oscilar. La capacidad de la red para recuperar su sincronismo se denomina estabilidad dinámica.

Los FACTS permiten ajustar rápidamente la tensión y el ángulo de transporte y así amortiguar las oscilaciones de potencia activa y aumentar así la disponibilidad y fiabilidad de la red. En modo transitorio, en caso de avería, el tiempo de reacción debe ser inferior a 100 ms .

Calidad de la electricidad

Los proveedores de electricidad deben garantizar una buena calidad de voltaje, lo que significa una frecuencia y un nivel de voltaje lo más constantes posible, una forma de onda sinusoidal y, finalmente, una simetría fase a fase. Sin embargo, la red puede sufrir las siguientes fallas:

caídas de tensión e interrupciones breves. (Su duración puede oscilar entre 10 ms y varios segundos) tras un cortocircuito en la red.
variaciones rápidas de voltaje ( parpadeo ).
sobretensiones temporales o transitorias (duración inferior a 1 segundo).
interrupciones breves o apagado breve (de 1/2 ciclo a 3 segundos).
un desequilibrio de voltaje.

Estas fallas pueden provenir de la propia red o de los clientes, ocasionales, como tormentas eléctricas, o recurrentes, como la puesta en marcha de máquinas industriales como un horno de arco . Los FACTS limitan los efectos de las fallas y fallas de los equipos a través de su control de voltaje, por ejemplo.

A nivel de forma de onda, los filtros a menudo se asocian con FACTS para limitar los armónicos circundantes o los creados por la propia instalación. Ver sección filtros .

Limite las corrientes de cortocircuito

Algunos HECHOS, como TCSR e IPC, en algunas configuraciones, también pueden limitar la corriente de cortocircuito.

Historia

Los primeros FACTS aparecieron en la década de 1930 para aumentar la capacidad de ciertas líneas con alta impedancia. Los compensadores montados en serie se han utilizado durante más de 60 años en todo el mundo.

Los primeros SVC aparecieron en la década de 1970 y fueron desarrollados por EPRI . El primero fue puesto en servicio en Nebraska en 1974 por General Electric para estabilizar el voltaje que se había vuelto fluctuante debido a los molinos de laminación y hornos de arco circundantes. Fue durante el mismo período que se comenzaron a utilizar tiristores.

Los GTO han estado en el mercado desde finales de la década de 1980. El primer TCSC fue construido en 1992 por ABB en Kayenta , Estados Unidos, y aumentó la capacidad de transmisión de la línea en un 30%. El principio de STATCOM fue inventado en 1976 por Laszlo Gyugyi. El primero se instaló en Inuyama, Japón en 1991. Fue comercializado por Kansai Electric Power Corporation y Mitsubishi Electric Power Corporation. El segundo fue instalado en Sullivan en el noreste de Tennessee por Westinghouse Electric Corporation en los Estados Unidos en 1995. El principio de la UPFC fue presentado en 1990 por Laszlo Gyugyi. El primer UPFC se puso en servicio en 1998 en la subestación AEP Inez en nombre de American Electric Power .

A principios de la década de 1990, el Reino Unido y Noruega desregularon su mercado eléctrico . Posteriormente, el resto de países escandinavos y Europa en general siguieron su ejemplo. En los Estados Unidos y América del Sur, el mercado también está ampliamente liberalizado. Si bien la red de transmisión de energía se considera un monopolio natural en Europa, Australia , Nueva Zelanda y Estados Unidos también la han liberalizado parcialmente. Esto hace que la predicción de los flujos de energía sea mucho más difícil. Se hace necesario desarrollar la red y hacerla más controlable con FACTS por ejemplo.

En el futuro, el uso de banda ancha semiconductores tales como carburo de silicio o nitruro de galio sería, según los estudios, que sea posible, tanto para obtener componentes con un voltaje más alto y pérdidas reducidas en comparación con los que actualmente fabricado en silicio .

Tipos de HECHOS

De hecho, el término FACTS designa una clase de equipo que incluye una larga lista de siglas (generalmente de habla inglesa); De forma sintética podemos clasificarlos de la siguiente manera:

Clasificación de los principales tipos de HECHOS

	Control convencional (electromecánico)	Dispositivo FACTS (electrónica de potencia)
	RLC, transformadores	Basado en tiristores	Basado en convertidores de voltaje (GTO, IGCT o IGBT)
Dispositivo de derivación	Compensador de derivación (L o C): MSC o MSR	SVC	STATCOM
Dispositivo serial	FSC	TCSC, TCSR (menos común)	SSSC
Dispositivo híbrido	transformador de cambio de fase (PST)	IPFC	UPFC
Otros dispositivos híbridos		HVDC espalda con espalda LCC	VSC adosado HVDC

Una construcción basada en electrónica de potencia tiene la ventaja de ser mucho más rápida que una construcción mecánica, lo que permite reaccionar ante fallas transitorias y adaptarse instantáneamente a la carga. Los conmutados mecánicamente son lentos, solo se pueden cambiar algunas veces al día y sirven para corregir problemas predecibles y, a menudo, cíclicos.

Los FACTS con convertidores de tensión tienen la ventaja de ser más compactos que los que tienen tiristores. Por tanto, es menos frecuente la necesidad de ampliar las centrales eléctricas y, por tanto, de comprar terrenos, lo que es una ventaja.

Los convertidores montados como fuente de corriente son teóricamente posibles, pero son menos ventajosos económicamente y en términos de rendimiento.

Paralelas

La compensación en paralelo actúa principalmente sobre la tensión y limita sus oscilaciones. También puede limitar las oscilaciones de potencia activa, pero es menos eficaz en esta función que la compensación en serie. Funciona como fuente de corriente. La elección de su ubicación es decisiva.

MSC ( condensador conmutado mecánicamente ): condensador conmutado mecánicamente, a veces dispuesto como un filtro anti-armónico . Se utiliza para estabilizar el voltaje bajo carga pesada. (50 = MVAr = 500)
MSR ( Reactor controlado mecánicamente ): inductancia conmutada mecánicamente. Se utiliza para estabilizar la tensión en caso de baja carga. (50 = MVAr = 500)
TSC ( Condensador conmutado por tiristores ): condensador conmutado por tiristores . La inductancia de atenuación, presente en serie, se utiliza para limitar la corriente en caso de funcionamiento anormal y evitar resonancia con la red en determinadas frecuencias. En la práctica, varios condensadores están conectados en paralelo, la conexión de uno o más condensadores de forma discreta permite controlar el valor total del condensador conectado a la red.
TSR ( Reactor conmutado por tiristor ): inductancia conmutada por tiristores .
TCR ( Reactor controlado por tiristor ): inductancia controlada por tiristores . Por tanto, no siempre consume toda la potencia reactiva posible.

Susceptibilidad equivalente de un TCR

Deje que se anote el ángulo de retardo de los tiristores del TCR La corriente en el TCR es: $\alfa$

{\ Displaystyle i_ {TCR} (t) = {\ frac {1} {L}} \ int _ {\ alpha} ^ {\ omega t} {\ sqrt {2}} V \ sin (\ omega t) dt = {\ frac {{\ sqrt {2}} V} {\ omega L}} (\ cos (\ alpha) - \ cos (\ omega t)}

para

{\ Displaystyle \ alpha \ leq \ omega t \ leq 2 \ pi - \ alpha}

{\ Displaystyle i_ {TCR} (t) = 0}

si no

Usando una transformada de Fourier encontramos:

{\ Displaystyle i_ {TCR, fundamental} = {\ frac {V} {j \ omega L \ pi}} (2 (\ pi - \ alpha) + \ sin (2 \ alpha))}

Luego podemos calcular una susceptancia equivalente con este valor de la fundamental de la corriente, establecemos:

{\ Displaystyle i_ {TCR} = - jBV}

Por identificación:

{\ Displaystyle B = {\ frac {1} {L \ omega}} \ cdot {\ frac {2 (\ pi - \ alpha) + \ sin (2 \ alpha)} {\ pi}}}

Más allá de los 90 ° la corriente ya no es perfectamente sinusoidal, entonces hay producción de armónicos.

Para alfa = 90 °, el voltaje está en azul, la corriente en rojo
Para alfa = 100 °, la fundamental de la corriente está en verde
Para alfa = 130 °, la fundamental de la corriente está en verde
Para alfa = 150 °, la fundamental de la corriente está en verde

SVC ( Static VAR Compensator ): compensador de energía reactiva en derivación , también conocido como CSPR (compensador de potencia reactiva estática) o statocompensator , combina TCR, TSC, bancos de capacidad fija y filtros armónicos, cuyo primer modelo se instaló en 1979 en Sudáfrica . es el más extendido de los HECHOS. Se comportan como una susceptancia variable conectada como derivación a la red. Permiten tanto aumentar como disminuir la tensión, cumpliendo así los requisitos en caso de baja y alta carga (50 = MVAr = 1000).

Los SVC tienen un tiempo de respuesta de alrededor de 30 a 40 ms, que es mucho más rápido que los interruptores mecánicos que tienen un tiempo de respuesta de alrededor de 100 a 150 ms . Además, los FACTS con interruptores mecánicos son inflexibles y sus costos de mantenimiento son elevados.

TCBR ( Resistencia de frenado controlada por tiristor ): Este tipo de compensador conectado en paralelo se utiliza para mejorar la estabilidad de la red durante la presencia de perturbaciones.

STATCOM ( Static Compensator ) o SVG ( Static VAR generator ): se utiliza para compensar la energía reactiva en la línea, se conecta como un shunt .

Básicamente corresponde a un circuito de corriente continua, constituido en su forma más simple por un condensador, conectado por la electrónica de potencia a la línea. Este conjunto se comporta como una fuente de tensión, ajustándolo se puede controlar el intercambio de potencia reactiva entre línea y STATCOM. Por lo tanto, si el voltaje en la salida de STATCOM es más alto que el de la línea, la corriente fluye en la reactancia hacia la línea que lleva la potencia reactiva a esta última. La fuente de voltaje puede ser de dos niveles o de varios niveles. La electrónica de potencia se puede realizar utilizando GTO, IGCT o IGBT.

STATCOM en detalle
Diagrama equivalente a STATCOM
STATCOM puede ajustar su voltaje V T para suministrar o absorber potencia reactiva a la línea. Es capaz de entregar su corriente nominal incluso cuando el voltaje es casi cero.

Una de las ventajas de STATCOM es poder proporcionar una gran cantidad de potencia reactiva incluso cuando la tensión de la red es baja, a diferencia de un SVC. Su tiempo de respuesta también es muy bajo.

Dirección de los intercambios entre la fuente de tensión (por ejemplo, STATCOM) y la línea

Configuración	intercambio de poder
V STATCOM > Línea V	Potencia reactiva enviada a la línea
V STATCOM <V línea	Potencia reactiva consumida por STATCOM
Ángulo de transporte STATCOM> Ángulo de transporte de línea	Potencia activa enviada a la línea
Ángulo de transporte STATCOM <Ángulo de transporte de línea	Potencia activa consumida por STATCOM

D-Statcom : lo mismo pero para redes de distribución.

Serie

La compensación en serie actúa principalmente sobre la reactancia. Por tanto, reduce la relación de dependencia tensión / carga y puede influir en la distribución de la carga entre diferentes líneas. Sus capacidades para amortiguar las oscilaciones de la potencia activa son buenas. Funciona como fuente de tensión. La elección de su ubicación no es tan sensible como en el caso de la compensación paralela.

FSC ( capacidad de la serie fija ) consiste en una capacidad que puede o no estar conectada a la línea. Influir en el valor de la inductancia de la línea. También permite limitar las resonancias sub-sincrónicas.
TCSR ( Reactor en serie controlado por tiristores ) consiste en una bobina colocada en serie con tiristores, todos colocados en paralelo con otra bobina.

TCSC ( Condensador en serie controlado por tiristores ) consiste en un condensador colocado en paralelo con tiristores y una bobina en serie. Su control permite variar la longitud eléctrica de la línea. La bobina en serie con los tiristores se comporta como un TCR, pero como la impedancia del condensador es menor que la de la línea, los armónicos se propagan muy poco en la red.

Inductancia equivalente de un TCSC

La inductancia equivalente de un TCSC es igual a:

{\ Displaystyle X_ {TCSC} = {\ frac {jL \ omega} {{\ frac {2} {\ pi}} ((\ pi - \ alpha) + {\ frac {\ sin (2 \ alpha)} { 2}}) - LC \ omega ^ {2}}}}

TSSC ( Condensador Serie Conmutada por Tiristor ) es un TCSC que solo se puede conectar o desconectar.
TSSR ( Reactor en serie con interruptor de tiristor ) es un TCSR que solo puede funcionar con un ángulo de retardo de 90 o 180 °.
TPFC ( Condensador Serie Protegido por Tiristores ) Funciona como un FSC al influir en la inductancia de la línea, con la diferencia de que en lugar de estar protegidos por pararrayos, se utilizan tiristores para desviar la corriente cuando es necesario (QN = 401 MVAr).
SSSC ( Compensador estático en serie síncrono ): compensador en serie (reactores o condensadores). Este tipo de compensador en serie (Compensador en serie estático síncrono) es el dispositivo más importante de esta familia. Consiste en un inversor trifásico, es decir una fuente de tensión, acoplado en serie a la línea eléctrica mediante un transformador, esto permite variar la capacitancia o impedancia vista por la línea. El control del desfase entre esta fuente de tensión y la tensión de línea también permite influir en el tránsito de la potencia activa. Mejor, si una fuente de alimentación de CC está presente en el SSSC, puede compensar la resistencia de la línea, mejorando la relación X / R que aumenta considerablemente la potencia que puede pasar a través de la línea. Por lo tanto, un SSSC puede variar tanto la potencia activa como la reactiva independientemente de la corriente que fluye a través de la línea eléctrica, a diferencia de FSC y TCSC.

Híbridos (serie - paralelo)

UPFC ( controlador de flujo de energía unificado ); Permite una influencia independiente sobre el voltaje, la impedancia y el cambio de fase. También puede limitar la corriente de cortocircuito. El principio de la UPFC consiste en desviar parte de la corriente que fluye en la línea para reinyectarla con una fase adecuada. La función del convertidor 1, conectado en paralelo, es tomar la potencia activa y entregarla al convertidor serie 2. Este último genera una tensión Upq controlada en amplitud y en fase, que se inserta en la línea. Se puede comparar con un transformador de cambio de fase que también puede jugar con potencia reactiva. Los UPFC son los HECHOS más sofisticados y también los más costosos.

IPFC ( controlador de flujo de energía entre líneas ); Fue propuesto en 1998. Utiliza convertidores DC-DC colocados en serie con la línea a compensar. Concretamente, se utiliza en el caso de múltiples líneas conectadas a la misma estación. El IPFC se compone de varios SSSC, cada uno de los cuales proporciona una compensación en serie a una línea diferente. El IPFC permite transferir potencia activa entre las líneas compensadas para igualar los tránsitos de potencia activa y reactiva en las líneas o descargar una línea sobrecargada a otra menos cargada. Las tensiones inyectadas tienen una componente en cuadratura y una componente en fase con las respectivas corrientes de las líneas. El componente en cuadratura permite una compensación en serie independiente en cada línea, mientras que el componente en fase define el nivel de potencia activa intercambiada con las otras líneas. En el enlace continuo, el saldo siempre es cero.
IPC ( Interphase Power Controller ) Este es un dispositivo de control que se compone de dos impedancias por fase: una inductiva y otra capacitiva, cada una de las cuales está directamente vinculada a una unidad de cambio de fase. Los valores de estas impedancias son elevados para limitar las corrientes en caso de cortocircuito. Por diseño, el IPC tiene las siguientes capacidades
- control de los flujos de energía activa;
- limitación de corrientes de cortocircuito;
- el desacoplamiento de las tensiones entre dos nodos, incluso en caso de avería.

Explicación del diagrama de IPC

{\ Displaystyle I_ {1} = {\ frac {U_ {2}} {Z_ {IPC}}}}

{\ Displaystyle I_ {2} = {\ frac {U_ {1}} {Z_ {IPC}}}}

Con

{\ Displaystyle Z_ {IPC} = X_ {IPC} e ^ {j \ alpha _ {IPC}}}

{\ Displaystyle X_ {IPC} = {\ frac {X_ {A}} {2 \ sin ({\ frac {\ alpha _ {A} - \ alpha _ {B}} {2}})}}}

{\ Displaystyle \ alpha _ {IPC} = {\ frac {\ alpha _ {A} + \ alpha _ {B}} {2}}}

TCPAR ( Regulador de ángulo de fase controlado por tiristor ) o TCPST ( Transformada de desplazamiento de fase controlada por tiristor ) o SPS ( Desplazamiento de fase estático ) es un transformador de desplazamiento de fase cuyo cambiador de tomas está hecho al tiristor para permitirle responder a transitorios. De hecho, los cambiadores de tomas mecánicos son demasiado lentos para este uso. No puede generar ni absorber potencia reactiva pero puede distribuirla entre las fases, esta es una de las desventajas del sistema. Incluso si su principio es claro, este sistema permanece por el momento en la etapa de borrador.

VFT ( Transformador de frecuencia variable ) es un transformador rotatorio, permite conectar dos redes asíncronas entre sí. Al hacerlo, puede ajustar el ángulo de transporte. Es un transformador trifásico de dos devanados con un secundario giratorio. General Electric defiende la idea de que este sistema es muy confiable y requiere poco mantenimiento debido a su baja complejidad. En el caso de una falla en una de las dos redes conectadas, la transferencia de energía no se interrumpe. Su culpa es consumir potencia reactiva, por lo que es necesario agregarle bancos de capacidad. Además, no es dinámico debido a la inercia de su eje.
Transformer Sen, que lleva el nombre de sus inventores, es un transformador rotatorio que crea una impedancia ajustable en serie en la línea, emulando así una capacitancia o una inductancia. También ajusta el ángulo de transporte. Un dispositivo lento en la base, un cambiador de tomas basado en tiristores, puede, como TCPAR, responder a fenómenos transitorios. Alternativamente, se puede construir un cambiador de tomas mecánico.
GUPFC ( controlador de flujo de potencia unificado generalizado ) Consta de dos convertidores: 1 montado como derivación y dos montados en serie en dos líneas eléctricas diferentes en una subestación eléctrica.

Controla la tensión, así como la potencia activa y reactiva que pasa por las dos líneas. La potencia activa se intercambia entre convertidores en serie y en paralelo utilizando un elemento de CC común.

Otro equipo similar

HVDC

Se puede comparar un HVDC llamado “ back to back ” (literalmente: back to back, mejor traducción: head-to-tail), cuyos dos extremos están en el mismo lugar y que, por lo tanto, no incluye una línea de transmisión de corriente continua. a unos hechos, puesto que su única función es la de controlar el tránsito de energía entre dos AC redes . En este caso, se puede llamar GPFC ( controlador Flox Grid Power ).

Pueden ser de dos tipos: basados en tiristores y, por lo tanto, conmutados por las líneas, denominados “ LCC ” ( convertidor de línea conmutada ), luego funcionan como una fuente de corriente; o basados en IGBT y por lo tanto autoconmutados, operan como una fuente de voltaje, de ahí su nombre “ VSC ” ( convertidor de fuente de voltaje ). Estos últimos convertidores permiten un control independiente de la potencia activa y reactiva, que se correlacionan respectivamente con el ángulo de transporte y la tensión de la estación.

Los sistemas de almacenamiento temporal de energía no son HECHOS en sentido estricto, sino que pueden combinarse o asociarse a ellos y participar en la calidad de la red eléctrica :

BESS ( Battery Energy Storage System ): almacenamiento de energía por batería ; Generalmente, las unidades BESS son relativamente pequeñas pero permiten un intercambio de alta potencia. Su capacidad para ajustar rápidamente la cantidad de energía a suministrar o absorber se utiliza para la estabilidad transitoria;
SMES ( Superconducting Magnetic Energy Storage ): almacenamiento de energía por inductancia superconductora .

El SMES se utiliza principalmente para el control dinámico de tránsitos de potencia en la red eléctrica.

Almacenamiento de energía SCES ( Super Capacitor Energy Storage ) por supercondensador ;
KESS ( sistema de almacenamiento de energía cinética ): almacenamiento en forma de energía cinética ;
CAES ( Compressed Air Energy Storage ): almacenamiento de energía mediante aire comprimido .

Transformador de cambio de fase

Aunque son muy diferentes de FACTS en términos de su tecnología, los transformadores de cambio de fase tienen un papel análogo a FACTS: controlar los tránsitos de energía en una red eléctrica . Estos son transformadores bastante convencionales, cuya relación de transformación es cercana a 1, pero cuyos voltajes de entrada y salida están desfasados en un ángulo que generalmente es ajustable. El control de este ángulo permite modificar el flujo de potencia. Se abrevian PST ( transformador de cambio de fase ) o PAR ( regulador de ángulo de fase ) si están controlados por tiristores TCPST .

Los transformadores de refuerzo en cuadratura , QBT también transformadores de cambio de fase, pero que funcionan de forma algo particular. La tensión que traen, T T , es de hecho siempre ortogonal a la tensión de entrada: . ${\ Displaystyle U_ {2} = U_ {1} + U_ {T}}$

Síntesis

La elección del tipo de FACTS debe hacerse de acuerdo con la configuración de la red, no se puede sacar ninguna conclusión general. Sin embargo, podemos enumerar las fortalezas de los diferentes sistemas:

Cuadro resumen de las diferencias entre FACTS

	SVC	STATCOM	CSC	TCSC	Transformador de cambio de fase	UPFC	IPC	SSSC	HVDC
Control de tensión	+++	+++	+	+	+	+++	+	+	++
Control de flujo de energía (red de malla)	0	0	+	++	+++	+++	+++	++	+++
Estabilidad dinámica (línea de punto a punto)	+	+	+++	+++	++	+++	+++	+++	+++
Amortiguación de oscilaciones de potencia (línea punto a punto)	+	+	+++	+++	++	+++			+++
Amortiguación de oscilaciones de potencia (red de malla)	+	+	+	++	++	+++			+++

En 2005, la potencia acumulada de FACTS instalada en todo el mundo fue de aproximadamente 90.000 MVAR, desglosada de la siguiente manera:

FACTS instalado en todo el mundo en 2005

Tipo	Número	Potencia acumulada en MVA
SVC	600	90.000
STATCOM	15	1200
Compensación en serie	700	350.000
TCSC	10	2.000
HVDC de cabeza a cola	41	14.000
UPFC	2-3	250

Construcción

Tipos de semiconductores utilizados

Tiristor

Los FACTS de primera generación utilizan tiristores que se utilizan para encender y apagar los componentes utilizados para consumir o proporcionar energía reactiva, específicamente las bobinas y los condensadores. Los tiristores se encienden con un cierto ángulo de disparo ay conducen alternativamente durante medio período. El ángulo de encendido a se define a partir del cruce por cero en la dirección positiva del voltaje a través del tiristor a encender. El ángulo de conducción es el ángulo durante el cual conducen los tiristores. Un tiristor comienza a conducir cuando se le envía una señal de activación y el voltaje a través de él es positivo. Deja de conducir cuando se cancela la corriente que fluye a través de él. Se dice que son conmutadas por las líneas, a la frecuencia de la red.

Para disparar los tiristores, el comando de disparo debe transmitirse simultáneamente a un gran número de componentes ubicados a diferentes potenciales. Por lo tanto, el enlace debe estar aislado eléctricamente. Se utilizan dos métodos: óptico ( basado en fibra ) y magnético. Tecnología óptica que puede arrancar tiristores directa o indirectamente. En el método indirecto, la electrónica de control ubicada en baja tensión envía información a la electrónica de alta tensión, que suministra la energía necesaria para iniciar la tensión en los terminales del tiristor. El método directo, por otro lado, usa la energía del pulso óptico para encender el tiristor de encendido.

En términos de características, los tiristores pueden tener una tensión de hasta 8 kV en sus terminales y pueden conducir continuamente una corriente de hasta 4,2 kA .

A GTO o IGBT

Los GTO y los IGBT, a diferencia de los tiristores, pueden abrirse y cerrarse cuando lo deseen, están completamente controlados. Los elementos que se pueden conmutar generalmente permiten obtener un mejor rendimiento, tener un mejor control de los parámetros. En particular, permiten producir fuentes de tensión alterna a partir de una fuente de tensión continua, como un condensador.

Los GTO pueden alcanzar una frecuencia de conmutación de alrededor de 1 kHz , los IGBT de hasta 10 kHz . Otra ventaja de los IGBT sobre los GTO es que pueden ajustar la variación de corriente y voltajes, respectivamente di / dt y dv / dt, esto hace que no sea necesario agregar una bobina para limitar el aumento de la corriente.

Para obtener una corriente nominal elevada, un IGBT consta de varios chips montados en paralelo en el mismo conjunto. El diodo de rueda libre asegura el flujo de corriente en la dirección opuesta y evita la aparición de un voltaje opuesto. Si un IGBT está defectuoso, debe cortocircuitarse para permitir el funcionamiento de los IGBT sanos restantes, para esto, se debe montar un interruptor, generalmente un tiristor, en paralelo con los módulos.

Los IGBT generan pérdidas que se pueden dividir en 2 categorías: pérdidas de conducción, pérdidas de conmutación. Estos últimos son bastante grandes, el IGBT tiene en sus terminales tanto un alto voltaje como una gran corriente durante su conmutación.

Existen tres estrategias para conectar y controlar GTO e IGBT, ya sea en dos niveles con modulación de ancho de pulso , o en dos niveles con conmutación a la frecuencia de red, o una construcción de varios niveles. La modulación de ancho de pulso reproduce un voltaje fundamental sinusoidal con solo dos niveles de voltaje discretos, la frecuencia de conmutación es más alta que la de la red. Además de su alto nivel de armónicos, este método tiene el inconveniente de provocar una gran pérdida de conmutación. También existe una tecnología en la que los semiconductores se abren o cierran solo una vez por ciclo, las pérdidas de conmutación son menores, pero el transformador debe adaptarse en consecuencia.

Transformador

A menudo hay un transformador entre la línea y la electrónica de potencia para reducir el voltaje visto por estos últimos componentes. Así, el aislamiento eléctrico para el sistema de refrigeración y entre la parte de alta tensión y la parte de control, en baja tensión, es limitado y por tanto más económico.

Otra ventaja de los transformadores trifásicos es que permiten filtrar el tercer armónico si su acoplamiento es estrella-triángulo. Para los TCR, la lógica se lleva más allá, al instalar un transformador estrella-estrella-triángulo (YNyn0d5), los TCR se conectan al secundario y al terciario. En este caso, si las cargas están equilibradas, también se filtran los armónicos 5 y 7.

Filtros

Los TCR se caracterizan por una alta producción de armónicos de orden 5, 7, 11 y 13.

Los TSC no generan distorsiones. Aunque los condensadores conmutados por tiristores por sí mismos no producen armónicos, se han instalado reactores para evitar la amplificación de los armónicos existentes en la red.

Los RCM pueden causar armónicos si el reactor tiene un núcleo de hierro y está saturado. Los HECHOS que utilizan tecnologías IGBT de varios niveles suelen provocar pocos armónicos.

Para limitar estos armónicos, o los que vienen del exterior, se instalan filtros de paso alto o paso bajo para limitarlos. Están conectados a las barras colectoras mediante disyuntores.

Ecuaciones de potencia con HECHOS

Ecuaciones de potencia con HECHOS CSC

La inductancia del condensador se denota por X C . En presencia de un CSC, las fórmulas de la potencia activa y reactiva transmitida se convierten en:

{\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X-X_ {C}}} \ sin {\ delta}}

{\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot (V_ {1} -V_ {2} \ cos (\ delta))} {X-X_ {C}}}}

SVC

La susceptancia de SVC se indica mediante B SVC .

{\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X (1 - {\ frac {X \ cdot B_ {SVC}} {4}})}} \ sin { \ delta}}

{\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot (V_ {1} -V_ {2} \ cos (\ delta))} {X (1 - {\ frac {X \ cdot B_ { SVC}} {4}})}}}

SVG o STATCOM

${\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X}} \ cdot (1 + {\ frac {I_ {SVG} \ cdot X} {2 \ cdot {\ sqrt {U_ {1} ^ {2} + U_ {2} ^ {2} + 2U_ {1} U_ {2} \ cos (\ delta)}}}}) \ sin {\ delta}}$ ${\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {U_ {1} ^ {2}} {X}} + {\ frac {-V_ {1} \ cdot V_ {2} \ cos (\ delta))} { X}} + {\ frac {I_ {SVG}} {2}}}$

También se puede escribir que el poder que aporta STATCOM vale:

{\ Displaystyle P_ {STATCOM} = {\ frac {V_ {STATCOM} \ cdot V_ {line}} {X_ {STATCOM}}} \ cdot \ sin (\ delta _ {STATCOM})}

{\ displaystyle Q_ {STATCOM} = {\ frac {V_ {STATCOM} ^ {2}} {X_ {STATCOM}}} - {\ frac {V_ {STATCOM} \ cdot V_ {line}} {X_ {STATCOM}} } \ cdot \ cos (\ delta _ {STATCOM})}

Transformador de cambio de fase

${\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X}} \ sin {\ delta} + {\ frac {U_ {T} \ cdot V_ {2}} { X}} \ cos {\ delta}}$ ${\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {U_ {1} ^ {2} + U_ {T} ^ {2} -U_ {2} \ cdot U_ {1} \ cos (\ delta) + U_ {2 } \ cdot U_ {T} \ sin (\ delta)} {X}}}$ SSSC

Con el voltaje V 1 considerado igual a V 2 :

{\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {2}} {X}} \ sin {\ delta} + {\ frac {V_ {1} \ cdot V_ {SSSC}} { X}} \ cos {\ frac {\ delta} {2}}}

{\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot (V_ {1} -V_ {2} \ cos (\ delta))} {X}} - {\ frac {V_ {1} \ cdot (V_ {SSSC} \ sin ({\ frac {\ delta} {2}}))} {X}}}

La potencia proporcionada por el SSSC vale

{\ Displaystyle P_ {SSSC} = {\ frac {V_ {SSSC} \ cdot (V_ {2} \ sin (\ delta _ {2} - \ delta _ {SSSC}) - V_ {1} \ sin (\ delta _ {1} - \ delta _ {SSSC})} {X}}}

{\ Displaystyle Q_ {SSSC} = {\ frac {-V_ {1} \ cdot (V_ {1} -V_ {SSSC} \ cos (\ delta _ {1} - \ delta _ {SSSC}) + V_ {2 " } (V_ {2} + V_ {SSSC} \ cos (\ delta _ {2} - \ delta _ {SSSC}) - 2V_ {1} V_ {2} \ cos (\ delta _ {1} - \ delta _ {2})} {X}}}

Con la fase de la tensión producida por el SSSC, las fases respectivamente en la entrada y en la salida de la línea. Si el SSSC no intercambia potencia activa con la red, la primera ecuación da: ${\ Displaystyle \ delta _ {SSSC}}$ ${\ Displaystyle \ delta _ {1}, \ delta _ {2}}$

{\ Displaystyle 0 = V_ {2} \ sin (\ delta _ {2} - \ delta _ {SSSC}) - V_ {1} \ sin (\ delta _ {1} - \ delta _ {SSSC})}

En otras palabras, el voltaje del SSSC, el voltaje en serie inyectado debe ser siempre ortogonal a la corriente de línea para asegurar una compensación reactiva pura.

IPC

${\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {U_ {1} U_ {2}} {X_ {IPC}}} \ cos (\ delta + \ alpha _ {IPC})}$ ${\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {U_ {1} U_ {2}} {X_ {IPC}}} \ sin (\ delta + \ alpha _ {IPC}) - {\ frac {U_ {1} ^ {2} X} {X_ {IPC} ^ {2}}}}$ ${\ Displaystyle Q_ {2} = - {\ frac {U_ {1} U_ {2}} {X_ {IPC}}} \ sin (\ delta + \ alpha _ {IPC})}$ UPFC

${\ Displaystyle U_ {M} = {\ sqrt {U_ {1} ^ {2} + U_ {T} ^ {2} +2 \ cdot U_ {1} \ cdot U_ {T} \ cos (\ phi _ { T} - \ delta)}}}$ ${\ Displaystyle \ alpha = arctan ({\ frac {U_ {T} \ cdot \ sin (\ phi _ {T} - \ delta)} {U_ {1} + U_ {T} \ cos (\ phi _ {T } - \ delta)}})}$ ${\ Displaystyle P_ {1} = {\ frac {V_ {1} \ cdot U_ {M}} {X}} \ sin {\ delta + \ alpha}}$ ${\ Displaystyle Q_ {1} = {\ frac {U_ {M}} {X}} (U_ {M} -U_ {2} \ cos (\ delta + \ alpha) + U_ {T} \ sin (\ delta + \ alpha) + X \ cdot I_ {q})}$

Montaje de contenedores

Los STATCOM y SSSC a menudo se colocan en contenedores . En detalle, en ABB y en Siemens los convertidores IGBT, las capacidades en el lado de corriente continua, el sistema de control de la instalación y el sistema de refrigeración de los convertidores están en el interior, mientras que el transformador, las bobinas y los intercambiadores de calor están en el exterior. Además de la ventaja de la estandarización para el fabricante, y por tanto de la reducción de costes, de posibilitar el premontaje que limita el trabajo en obra, y de limitar el ruido, un contenedor tiene la ventaja de permitir una reubicación más fácil del producto. Esto es posible gracias al bajo nivel de armónicos de los STATCOM y, por lo tanto, al bajo riesgo de resonancia con la red preexistente. No es necesario cambiar el tamaño de los filtros cada vez que se reubica.

Esto es una ventaja porque estos dispositivos se utilizan a menudo para reforzar una red débil, pero a veces es difícil para los administradores de red predecir la evolución de esta a largo plazo. En caso de construcción de una central eléctrica en las inmediaciones, el FACTS se vuelve innecesario y podría reutilizarse en otro lugar, el contenedor simplifica la operación.

Ordenado

Por un HECHO

El sistema de control es una parte esencial de FACTS. Los SVC pueden, según el caso, controlar el voltaje, la potencia reactiva (suministrada a la línea), la amortiguación de las oscilaciones de potencia o la potencia activa (que pasa a través de la línea). Los STATCOM pueden controlarse en potencia activa y reactiva, o en tensión y ángulo de transporte.

En caso de fallo y riesgo de oscilaciones de potencia, el circuito de amortiguación puede sustituir al circuito de tensión. Este bucle de amortiguación también se denomina estabilizadores del sistema de potencia (PSS).

Detalles de PSS

La forma más clásica de lograr un PSS utiliza el principio de " controlador de retraso de avance " . El bucle de amortiguación de oscilaciones de potencia STATCOM está compuesto por un bloque de retardo de avance "Gpc" que permite obtener una compensación de fase óptima y un bloque de ganancia "KST" que garantiza la amortiguación deseada. En cuanto al PSS, un filtro de paso alto, llamado "wash-out" en inglés, asegura que el bucle de amortiguación de las oscilaciones de potencia no reaccione a las variaciones normales en su señal de entrada. También se puede utilizar un filtro de paso bajo posiblemente acompañado de un limitador para atenuar la ganancia a alta frecuencia (impacto de ruido).

Estabilización U = K * Filtro de paso bajo * Filtro de avance y retardo n * Filtro de paso alto * señal de entrada

Con p la variable de Laplace y:

{\ Displaystyle Filter, lowpass = {\ frac {1} {1 + A_ {1} p + A_ {2} p ^ {2}}}}

{\ Displaystyle Filter, avance / retraso = {\ frac {1 + pT_ {1}} {1 + pT_ {2}}}}

{\ Displaystyle Filter, passehaut = {\ frac {pT_ {w}} {1 + pT_ {w}}}}

En el caso de un UPFC, el control de un parámetro se puede asignar a STATCOM, por ejemplo, voltaje o potencia reactiva, y otro parámetro a SSSC, por ejemplo, impedancia de línea, potencia activa o serie de compensación. A menudo, el STATCOM controla el voltaje, el SSSC el flujo de energía, pero a veces es más apropiado un control de potencia reactiva por parte del STATCOM y el establecimiento de un voltaje inyectado fijo para el SSSC.

Por varios HECHOS

Cuando muchos dispositivos FACTS están conectados entre sí en una red compleja e interconectada, si la coordinación entre ellos no es suficiente, pueden aparecer efectos indeseables para la estabilidad de la red. Es posible ver la aparición o amplificación de fenómenos de resonancia subsincrónica por la presencia de elementos capacitivos e inductivos en las redes. Estas interacciones son normalmente más complejas en redes que comprenden compensación en serie, ya que pueden aparecer interacciones con varios tipos de modos. Su rango de frecuencia es muy amplio ya que la frecuencia puede ser de unos pocos hercios ya que puede acercarse a la del sincronismo. Estas interacciones pueden ser de varios tipos: interacciones "armónicas", efecto de resonancias sub-síncronas, interacciones torsionales sub-síncronas e interacciones reguladoras. Las oscilaciones electromecánicas en los sistemas de energía ocurren en un rango de frecuencia que varía de 0.2 a 2.5 Hz . Corresponden a un intercambio, entre máquinas, de energía almacenada en las masas giratorias, es decir, de energía cinética.

Para evitar estos problemas, se desarrollan métodos de control sincronizados. Entre los candidatos además de los métodos lineales tradicionales encontramos los algoritmos minimax , el método cuadrático lineal descentralizado o el método LMI . Estos métodos generalmente utilizan modelos de pequeña señal , es decir, estudian pequeñas variaciones alrededor de un punto de equilibrio.

Aplicaciones especiales

Para aplicaciones generales, consulte el capítulo de funciones .

Líneas largas

Las líneas de alta tensión de gran longitud se enfrentan a dos problemas: el primero es que su ángulo de transporte se vuelve muy importante. Esto puede resultar problemático para la estabilidad de los grupos de producción , ya que pueden producirse grandes oscilaciones de potencia. Los FACTS son útiles para amortiguar estas oscilaciones. Aquellos con funciones de cambio de fase también permiten limitar el ángulo de transporte. El segundo problema está relacionado con el hecho de que las líneas eléctricas, al ser principalmente inductivas, consumen potencia reactiva. Para mejorar el flujo de energía, es útil colocar un condensador en serie para limitar esta impedancia. Un TCSC es muy eficaz para limitar las oscilaciones de potencia como en la línea que une el norte con el sur de Brasil, que tiene una longitud de 1.020 km y una tensión de 500 kV .

Conexión de parques eólicos

Los parques eólicos a veces están lejos de las centrales eléctricas, luego pueden conectarse a una red débil que corre el riesgo de tener problemas de estabilidad en el voltaje y en la potencia de cortocircuito debido a esta nueva conexión. Para evitarlo, FACTS estabiliza la red.

Costo

La construcción de un FACTS que permite mejorar la transferencia de energía, permite al mismo tiempo comprar energía más económica más lejos en lugar de una energía cara y cercana. De este modo, permite reducir los costes operativos. La estimación del valor de este tipo de ganancia debe realizarse caso por caso.

Precio aproximado de los diferentes HECHOS

	SVC	STATCOM	CSC	TCSC	Transformador de cambio de fase	UPFC	SSSC	TCTST
Precio según CIGRE ($ / kVA o $ / kVAr)	35-80	48-80	10-20	32,5-40	10-30	48-80	50-80	50-100
Precio según Siemens ($ / kVA o $ / kVAr)	60-100	60-130	10-80	55-130		90-170

Nota: Para la UPFC, debe pagar la compensación en serie y en paralelo.

En general, el costo de kVAR disminuye con la potencia de la instalación. Sin embargo, el precio de FACTS no está influenciado solo por su potencia: el nivel de redundancia, las condiciones atmosféricas y sísmicas, la elección del sistema de comunicación con los centros de despacho, el costo de adquisición del terreno, los costos de construcción del edificio y los costos de adaptación. Las centrales eléctricas existentes también juegan un papel importante.

Consecuencias ambientales

Beneficios

Una de las ventajas de FACTS sobre el plan ambiental es evitar la construcción de línea de alta tensión, como se explica en el apartado Control del tránsito de energía , y por tanto sus matices.

Resonancias

La introducción de un condensador en serie con la línea, ya sea conmutado mecánicamente o por tiristores, puede provocar resonancias entre los FACTS y otros elementos de la red. El que más preocupa es el que existe entre la impedancia de línea y la capacitancia para frecuencias inferiores a la frecuencia nominal de la red. Esta resonancia de baja frecuencia puede tener como consecuencia que las partes mecánicas de los generadores de las centrales eléctricas resuenen y las dañen. Hablamos de resonancia sub-sincrónica.

Los SSSC no tienen este problema debido a la inductancia parásita introducida por su transformador.

Armónicos

Como se discutió en la sección de filtros , algunos HECHOS son fuentes de armónicos, si el filtrado no es efectivo, esto puede reducir la calidad de la electricidad.

Ruido

Los convertidores, transformadores y sus respectivos sistemas de refrigeración son fuentes de contaminación acústica. Sin embargo, la construcción de contenedores, la construcción de una caja de reducción de ruido para transformadores, ventiladores más lentos pueden reducir este factor.

Contaminación electromagnética

La conmutación de convertidores en FACTS es una fuente de contaminación electromagnética e interferencias de radio en particular.

Si hay bobinas, se crea un campo magnético. Para evitar fenómenos de inducción en el metal y por tanto sobrecalentamiento, las bobinas no se pueden colocar en un edificio de hormigón armado.

Explosión y contaminación por hidrocarburos

Los transformadores que contienen FACTS también tienen los riesgos ambientales asociados con el aceite. Para evitar la contaminación de las aguas subterráneas en caso de fuga, las normas eléctricas exigen la presencia de tanques de retención debajo de los transformadores, además, el aceite mineral puede provocar la explosión del transformador en caso de incendio.

Fabricantes

ABB tiene SVC, SC y TCSC clásicos y ligeros de 2 niveles en su catálogo. El grupo afirma haber puesto en funcionamiento el TSC en 1972 y el primer SVC del mundo en 1979. ABB ha instalado más de 500 SVC en todo el mundo, lo que representa aproximadamente el 55% del total.
Siemens comercializa compensadores en serie, en paralelo conmutado mecánico ( MSC ), SVC estándar (40 <MVAr <800) y especialmente VSC Plus (50 = MVAr = 500), utilizando tecnología IGBT multinivel. Afirma haber construido 44 SVC Classic desde 1982, 4 SVC Plus desde 2009, 28 MSC y al menos 43 FSC y TPFC. Además, Siemens compró a finales de 1997 a su competidor Westinghouse, que había sido pionero en el sector FACTS al construir los primeros SVC, STATCOM y UPFC.
Alstom ofrece SVC, STATCOM, FSC, TCSC y MSCDN en su catálogo.
General Electric dice que ha estado fabricando CSC desde 1928 y ha vendido más de 100 en todo el mundo. También vende VTF.
American Superconductor ofrece SVC modificados, que comercializa con el nombre de DVC, y STATCOM, que comercializa con la marca D-Var, y máquinas síncronas mejoradas mediante el uso de superconductores llamados SuperVAR. El DVC es un producto que comprende MSC puestos en paralelo con un STATCOM para controlar regímenes transitorios. Afirma haber instalado 34 STATCOM en todo el mundo desde 2000, principalmente en América del Norte.
Hyosung ofrece FSC, MSC, MSR, STATCOM, SVC y versiones consecutivas en su catálogo.
Toshiba ofrece SVC y STATCOM.
Jema Energy ofrece SVC y STATCOM.

Fuentes

Referencias

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