SOPORTE DE TENSIÓN MEDIANTE ENLACE HVDC-VSC Y CONEXIÓN DE RECURSO EÓLICO

EDISON GEOVANNY GUAMÁ ERIRA

INFORME FINAL DE TESIS

Maestría en ingeniería eléctrica

Asesor:

PhD. Mario Alberto Ríos Mesías

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

BOGOTÁ

2018

2

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN 5

1. INTRODUCCION 6

2. OBJETIVOS 7

2.1 Objetivos específicos 7

3. ANÁLISIS ESTÁTICO 8

3.1 Margen de cargabilidad incremental estocástico 8

3.2 Comparación técnico-económica de alternativas de conexión 10

4. ANÁLISIS DINÁMICO 17

4.1 Soporte de tensión para conexiones HVDC-VSC 17

5. APLICACIÓN A CASO DE ESTUDIO 22

5.1 Sistema de prueba 22

5.2 Validación de metodología en modo estático 23

5.3 Resultados de simulación dinámica 28

6. CONCLUSIONES 33

REFERENCIAS 34

3

Lista de Figuras

Figura 1. Concepto de margen de cargabilidad incremental estocástico 9

Figura 2. Algoritmo para calcular el margen de cargabilidad incremental 11

Figura 3. Comparación técnica de alternativas 13

Figura 4. Algoritmo para calcular la ubicación capacidad de STATCOM equivalente 14

Figura 5. Trade-Off entre alternativas 16

Figura 6. Curva de capacidad de estación VSC 18

Figura 7. Requerimiento de soporte de tensión durante fallas según código de red 19

Figura 8. Esquema de control VSC rectificadora 20

Figura 9. Esquema de control VSC inversora 20

Figura 10.Esquema de control VSC inversora con soporte de tensión 22

Figura 11. Sistema de prueba NETS 23

Figura 12. Cambio de generación en estación VSC rectificadora 29

Figura 13. Falla de corto circuito trifásico en nodo AC lado de parque eólico 30

Figura 14. Corto circuito trifásico en sistema NETS 31

Figura 15. Desconexión de carga en sistema AC 32

4

Lista de Tablas

Tabla 1. Margen de cargabilidad estocástico por nodo 25

Tabla 2. Comparación técnica de alternativas vs alternativa de referencia 26

Tabla 3. EAC de STATCOM equivalente por alternativa 26

Tabla 4. EAC de diferencial de línea HVDC vs alternativa de referencia 27

Tabla 5. Comparación de costos vs alternativa 9 27

5

RESUMEN

Los estudios acerca de la utilización de energía eólica en sistemas de potencia ubicados a grandes

distancias del centro de carga han mostrado que la mejor alternativa para transportar la energía es

mediante High Voltage Direct Current (HVDC) de tipo Voltage Source Converter (VSC). Además,

este tipo de tecnología tiene la capacidad de controlar de forma independiente el flujo de potencia

activa y reactiva de las estaciones lo cual puede ser utilizado para mejorar la estabilidad del sistema

de potencia. Este trabajo propone una metodología para determinar de forma estática y dinámica

los beneficios a la estabilidad del sistema como consecuencia del aporte de potencia reactiva por

parte de las estaciones VSC. Primero, un análisis estático se realiza y propone un método para

determinar el mejor punto de conexión del parque eólico mediante HVDC-VSC. Para esto se

caracteriza el beneficio en la congestión de red como un incremento en el margen de cargabilidad

de la curva PV del sistema debido a la inyección de potencia reactiva por parte de la estación VSC.

Además, un trade-off entre este beneficio y el costo de la línea HVDC como consecuencia de las

diferentes longitudes para cada alternativa es requerido. Así que una comparación técnico-

económica de las alternativas de conexión permite seleccionar el mejor punto de conexión de la

línea HVDC-VSC. Segundo, en el análisis dinámico se diseña un sistema de control para las

estaciones VSC con el fin de mejorar la estabilidad de voltaje del sistema AC y parque eólico. El

sistema de control con soporte tensión limita la potencia activa de la estación VSC inversora y da

prioridad a la potencia reactiva para mantener el voltaje dentro de los límites permitidos en el

momento de la falla.

6

1. INTRODUCCION

El crecimiento de la utilización de parques eólicos (WPP) en sistemas de potencia ubicados a

grandes distancias del centro de carga ha mostrado que la mejor alternativa para transportar la

energía es mediante HVDC-VSC [1], [2], [3]. Este tipo de tecnología se caracteriza por la

capacidad de controlar de forma independiente el flujo de potencia activa y reactiva de la misma

forma que un generador síncrono lo cual puede ser utilizado para mejorar la estabilidad del sistema

[4]. Por lo tanto, la conexión de WPP al sistema AC mediante HVDC-VSC tiene un impacto

directo en la estabilidad del sistema de forma estática y dinámica.

Generalmente, el bus más cercano al WPP es seleccionado como la mejor opción para conectar el

enlace HVDC-VSC, debido principalmente a criterios económicos basados en la distancia más

corta [5]. Por ejemplo, [6] propone una metodología basada en una comparación costo-beneficio de

diferentes topologías para conectar WPP a un sistema HVDC Multiterminal. El autor en [7]

analiza diferentes alternativas de conexión de varios WPP a una red HVDC, pero la conexión al

sistema AC se establece como el nodo más cercano. Sin embargo, algunos autores han tenido en

consideración otros criterios técnicos en el desempeño del sistema AC para la conexión de enlace

HVDC punto a punto embebido. Así, [8] propone un modelo de optimización para el planeamiento

de expansión de transmisión considerando líneas HVDC-VSC que minimizan las pérdidas en el

sistema. Los autores de [9] proponen un planeamiento de expansión de transmisión considerando

HVDC-VSC para solucionar el problema de optimización con restricciones de seguridad multi

etapa. Además, otros autores definen las especificaciones del rendimiento técnico que deben

satisfacer el parque eólico y HVDC-VSC en el punto de conexión [10]. Por lo anterior, Los

estudios estáticos de este tipo de sistemas se han centrado en evaluar algunas el costo-beneficio de

la conexión del parque eólico al sistema de potencia. Sin embargo, la contribución de potencia

reactiva desde las estaciones VSC como criterio para la selección del nodo de conexión no ha sido

aún explorado en detalle.

Por otra parte, los estudios dinámicos son importantes para evaluar la estabilidad del sistema ante

fallas de cualquier tipo. Por lo regular, los estudios dinámicos se enfocan en explorar diferentes

técnicas de control para las estaciones VSC con el fin de mejorar entre otras cosas el

amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas, estabilidad de frecuencia y estabilidad de

voltaje [11], [12], [13]. Particularmente, la conexión de un parque eólico a un sistema eléctrico

mediante HVDC-VSC supone nuevos retos para el diseño de controladores debido principalmente

las fluctuaciones de la fuente de generación [5].

En este documento se presenta el desarrollo de una metodología para evaluar de forma estática y

dinámica el impacto de la conexión de un parque eólico a un sistema de potencia mediante HVDC-

VSC. El estudio estático permite seleccionar el mejor punto de conexión del parque en el sistema

AC, tomando ventaja del potencial incremento de la capacidad de transmisión debido al flujo de

potencia reactiva controlada en las estaciones VSC; esto se mide mediante un incremento o

7

ganancia en el margen de cargabilidad, calculado por medio de curvas PV [14], [15]. Sin embargo,

un trade-off entre este beneficio y el costo de la línea HVDC como consecuencia de la diferencia

de longitudes entre las distintas alternativas es necesario. Por lo tanto, una comparación técnico-

económica de las alternativas de conexión permite la selección de la mejor opción para conectar el

parque eólico mediante HVDC-VSC. Además, el estudio dinámico busca aprovechar la capacidad

de las estaciones VSC de controlar de forma independiente el flujo de potencia activa y reactiva

para mejorar la estabilidad del sistema AC ante diferentes fallas. Para esto un sistema de control

para cada estación VSC es diseñado. La estación VSC rectificadora es responsable de recolectar

toda la potencia activa generada por el parque eólico y proveer voltaje y frecuencia constante al

parque eólico al igual que una máquina de referencia [16]. Por otro lado, la estación VSC

inversora se encarga de controlar la potencia reactiva o el voltaje AC en el punto de conexión y el

voltaje DC para mantener el balance de potencia del enlace.

2. OBJETIVOS

Plantear una metodología que permita identificar el punto de conexión apropiado de un enlace

HVDC-VSC, que proporcione soporte de tensión en sistemas AC congestionados y con problemas

de estabilidad de voltaje. Se tendrá en cuenta los diferentes modos de operación y control del

enlace HVDC-VSC considerando conexión remota de generación eólica.

2.1 Objetivos específicos

Realizar un análisis acerca del impacto de enlaces HVDC-VSC en la estabilidad de voltaje

mediante métodos estáticos y dinámicos, considerando conexión remota de recurso eólico.

Definir una técnica para la ubicación y dimensionamiento apropiado de requerimiento de

potencia reactiva, que pueda suministrar el enlace HVDC-VSC para mejorar la estabilidad

de voltaje.

Realizar un estudio de los modos de control y operación del HVDC-VSC ante diferentes

condiciones de operación del recurso eólico y evaluar su impacto en la congestión y

estabilidad del sistema AC.

Definir una estrategia de control ante eventuales perturbaciones que podrían conducir a

inestabilidad de voltaje.

8

3. ANÁLISIS ESTÁTICO

En esta sección se propone una metodología para seleccionar el mejor punto de conexión de un

parque eólico Offshore en el sistema AC mediante HVDC-VSC, tomando ventaja del potencial

incremento de la capacidad de transmisión debido a la inyección de potencia reactiva por parte de

las estaciones VSC.

3.1 Margen de cargabilidad incremental estocástico

Una de las principales ventajas de la tecnología HVDC-VSC es el control de potencia reactiva lo

cual puede ser usado para mejorar la capacidad de transporte del sistema AC, de la misma forma

que lo hace un STATCOM. Para esto, es importante cuantificar con algún tipo de criterio la

contribución hecha por la estación VSC inversora al sistema AC con la inyección de potencia

reactiva, dependiendo del nodo de conexión de la estación. En la literatura, varios índices han sido

propuestos para la ubicación óptima de compensación reactiva [17]. Al mismo tiempo, la estación

VSC inversora del enlace HVDC inyecta potencia activa hacia el sistema AC; esta inyección de

potencia tiene un comportamiento estocástico debido a la operación del parque eólico.

Uno de los métodos más efectivos para medir la congestión de un sistema de potencia es la curva

PV [14], [18]. Este método calcula el margen de cargabilidad λ que mide la distancia desde el

punto de operación del sistema hasta el límite de estabilidad [19]. En aplicaciones prácticas el

operador del sistema de transmisión usa como margen de cargabilidad λ la distancia entre el punto

de la curva PV en un voltaje de operación especifico (por ejemplo, 0.95 p.u.) y la carga del sistema

en la condición inicial de operación.

Cuando la estación inversora inyecta potencia reactiva al sistema AC el margen de cargabilidad

de la curva PV se incrementa en una cantidad denominada Δ𝜆𝑃𝑉, luego esta cantidad es definida

como el incremento o la ganancia del margen de cargabilidad. La Figura 1 muestra el efecto

sobre la curva PV cuando el sistema HVDC-VSC es conectado al sistema de potencia.

9

Figura 1. Concepto de margen de cargabilidad incremental estocástico

Como se muestra en la Figura 1, λPV es una variable aleatoria debido a la inyección de

potencia del parque eólico al sistema AC. Por lo anterior, se debe calcular los parámetros

estadísticos de λPV . Para este propósito, técnicas de simulación de Monte-Carlo o técnicas

analíticas como Point Estimate Method (PEM) pueden ser utilizadas. Para este trabajo se

propone utilizar PEM [20], [21]. EL método PEM selecciona tres puntos para cada variable

aleatoria independiente. En el presente problema, únicamente la potencia generada por el

parque eólico es la variable aleatoria. Así, los tres puntos (XWPP-k) están dados por:

𝑋𝑊𝑃𝑃−𝑘= 𝜇𝑊𝑃𝑃 + 𝜉𝑊𝑃𝑃−𝑘 × 𝜎𝑊𝑃𝑃 (1)

Donde 𝜇𝑊𝑃𝑃 es la media y 𝜎𝑊𝑃𝑃 la desviación estándar de la potencia generada por el parque

eólico; k toma valores de 1, 2 y 3, por lo tanto.

𝜉𝑊𝑃𝑃−1 = 𝜆𝑊𝑃𝑃−3

2 + √𝜆𝑊𝑃𝑃−4 −

3

4× (𝜆𝑊𝑃𝑃−3)2 (2)

𝜉𝑊𝑃𝑃−2 = 𝜆𝑊𝑃𝑃−3

2− √𝜆𝑊𝑃𝑃−4 −

3

4× (𝜆𝑊𝑃𝑃−3)2 (3)

𝜉𝑊𝑃𝑃−3 = 0 (4)

10

Donde λWPP−3 es la asimetría y λWPP−4 la curtosis de la variable aleatoria independiente; la

potencia generada por el parqué eólico en este caso.

Así que para cada punto XWPP−k, la ganancia del margen de cargabilidad λPV-k es calculado de

acuerdo a la Figura 1. Así los parámetros estadísticos vienen dados por:

𝑈(Δ𝜆𝑃𝑉) = ∑(𝑤𝑘 × Δ𝜆𝑃𝑉−𝑘)

3

𝑘=1

(5)

𝑉(Δ𝜆𝑃𝑉) = ∑(𝑤𝑘 × (Δ𝜆𝑃𝑉−𝑘)2)

3

𝑘=1

(6)

𝜎(Δ𝜆𝑃𝑉) = √𝑉(Δ𝜆𝑃𝑉) − 𝑈(Δ𝜆𝑃𝑉)2 (7)

Donde U(ΔλPV), V(ΔλPV) y σ(ΔλPV) son la media, la varianza y la desviación estándar de ΔλPV.

Las variables wk son los pesos asignados a cada momento de la función como está establecido por

el método PEM [20], [21]. Estos se calculan como se muestra a continuación:

𝑤1 = 1

(𝜉𝑊𝑃𝑃−1)2 − 𝜉𝑊𝑃𝑃−1 × 𝜉𝑊𝑃𝑃−2

(8)

𝑤2 = 1

(𝜉𝑊𝑃𝑃−2)2 − 𝜉𝑊𝑃𝑃−1 × 𝜉𝑊𝑃𝑃−2

(9)

𝑤3 = 1

𝑁−

1

𝜆𝑊𝑃𝑃−4 − (𝜆𝑊𝑃𝑃−3)2 (10)

Los pesos se definen como la concentración de la probabilidad en la ubicación XWPP−k. Esto es

necesario con el fin de escalar las estimaciones teniendo en cuenta la asimetría y curtosis de la

distribución de probabilidad. Además, la suma de todos los pesos debe satisfacer 𝑤1 + 𝑤2 + 𝑤3 = 1.

3.2 Comparación técnico-económica de alternativas de conexión

Asumiendo un conjunto de alternativas NAlt para conectar un parque eólico al sistema AC

mediante HVDC-VSC, es necesario usar los criterios técnicos de la subsección anterior para

comparar las alternativas. Cada candidato será identificado por su respectivo número de nodo.

La Figura 2 presenta el algoritmo para calcular la media y la desviación estándar de la ganancia

en el margen de cargabilidad cuando se conecta el parque eólico mediante HVDC-VSC a un nodo j

en el sistema AC.

11

Con los parámetros estadísticos para cada alternativa de conexión es posible eliminar algunas de

las alternativas con los siguientes criterios:

- Si 𝑈(∆𝜆𝑃𝑉)𝑗 < 0 en el nodo j, significa que la conexión del parque eólico mediante

HVDC-VSC incrementa la congestión en el sistema AC, por lo tanto hay una pérdida en el

margen de cargabilidad. En consecuencia, la alternativa de conexión en nodo j no es

recomendada.

Figura 2. Algoritmo para calcular el margen de cargabilidad incremental

- Si σ(∆λPV)𝑗 > 𝑈(∆λ𝑃𝑉)𝑗 en el nodo j, significa que hay una alta variabilidad de congestión

producida por la conexión del parque eólico en el nodo j que produce una reducción en el

margen de cargabilidad para cierta condición de operación. En consecuencia, la alternativa

j no es recomendada.

12

Tras esta eliminación, las alternativas restantes tienen una ganancia positiva para cualquier

condición de generación del parque eólico, lo cual representa un beneficio para el sistema y pueden

ser candidatos para la conexión del parque eólico mediante HVDC-VSC.

Las alternativas restantes pueden ser comparadas por el impacto sobre la ganancia en la

cargabilidad del sistema AC. Idealmente, la alternativa con la ganancia más alta sería la mejor. Sin

embargo, las alternativas restantes tienen diferentes costos debido a la longitud de la línea HVDC

(costo de inversión y costos de pérdidas). Por consiguiente, en este trabajo se propone comparar la

alternativa viable basada en las diferencias sobre los costos (debido a la longitud de las líneas) y el

costo requerido para obtener el mismo margen de cargabilidad que la alternativa con la mayor

ganancia (alternativa de referencia). Estos costos son medidos como los costos asociados debido a

la conexión de un STATCOM equivalente, requerido por cada alternativa j para alcanzar la

ganancia de la alternativa de referencia. En la siguiente subsección se presenta en detalle los pasos

para calcular el STATCOM equivalente para cada alternativa de conexión.

3.2.1 Calculo de STATCOM equivalente para cada alternativa de conexión

Como el propósito es hacer una comparación de las alternativas de conexión, es necesario

seleccionar una alternativa de referencia. Así que la alternativa con la ganancia en margen de

cargabilidad 𝑈(∆λ𝑃𝑉) más grande es seleccionada como referencia.

Ahora, se define a ∆λ𝑅𝑒𝑓 como el margen cargabilidad que todas las demás alternativas j deben

alcanzar mediante la conexión del enlace HVDC-VSC en el nodo j, por medio de la ubicación de un

STATCOM.

Sea ∆λj la ganancia en el margen de cargabilidad de la alternativa j obtenida en el punto “A” de la

Figura 3. El objetivo es encontrar la ubicación del STATCOM en el sistema AC tal que incremente

el margen de cargabilidad desde el punto “A” hasta el punto “B” para la alternativa j en una

cantidad igual a ∆λ𝐶 , como indica la Figura 3

13

Figura 3. Comparación técnica de alternativas

La capacidad del STATCOM in MVAr está dada por S en la Figura 4, y es calculado de forma

iterativa, tal que:

∆𝛌𝑹𝒆𝒇 = ∆𝛌𝒊 + ∆𝛌𝑪 (11)

La Figura 4 muestra el algoritmo para calcular la ubicación y capacidad en MVAr del STATCOM

equivalente. La ubicación del STATCOM se realiza mediante análisis modal de Jacobiano reducido

[19].

El método de Jacobino reducido ha sido usado típicamente para identificar buses débiles con

problemas de estabilidad de voltaje. Este método está basado en el cálculo incremental de la

relación entre la potencia reactiva (Q) y el voltaje (V). Para determinar la ubicación de buses

débiles con requerimientos de compensación reactiva la sensibilidad de la solución del flujo de

carga puede ser expresado mediante:

[∆𝑷∆𝑸

] = [𝑱𝑷𝜹 𝑱𝑷𝑽

𝑱𝑸𝜹 𝑱𝑸𝑽] [∆𝜹

∆𝑽] (12)

La estabilidad de voltaje es afectada principalmente por Q, por lo tanto, un análisis de la

sensibilidad incremental entre Q y V debe ser llevado a cabo, ∆𝑷 = 𝟎 en (11), de esta forma:

∆𝑸 = (𝑱𝑸𝑽 − 𝑱𝑸𝜹 × 𝑱𝑷𝜹−𝟏 × 𝑱𝑷𝑽) × ∆𝑽 = 𝑱𝑹 × ∆𝑽 (13)

14

𝑱𝑹 es definido como la matriz Jacobiana reducida del sistema, que representa la relación

incremental entre ∆𝑸 y ∆𝑽. Usando los vectores propios izquierdo y derecho del 𝑱𝑹, los factores de

participación asociados a un modo crítico pueden ser calculados mediante:

𝒑𝒊𝒋 = 𝜺𝒊𝒋 × 𝛈𝒊𝒋 (14)

Figura 4. Algoritmo para calcular la ubicación capacidad de STATCOM equivalente

Donde εl y ηl Son los vectores izquierdo y derecho asociados al lth Valor propio de 𝑱𝑹. El

subíndice m se refiere a la mth

posición de estos vectores. Los factores de participación indican la

contribución del 𝒋𝒕𝒉 valor propio a la sensibilidad Q-V en el bus m. Por lo tanto, el bus con el

puntaje más alto de factores de participación asociado al modo crítico será el punto de ubicación

del STATCOM equivalente.

15

3.2.2 Comparación de costos entre alternativas (Trade-Off)

El análisis costo-beneficio (trade-off) entre alternativas es presentado basado en un ejemplo

ilustrativo. Este ejemplo asume únicamente tres alternativas viables, llamadas: A, B y la referencia.

Como se explicó en la sección 3.1, la alternativa de conexión con la ganancia 𝑈(∆λ𝑃𝑉) más grande

es seleccionada como alternativa de referencia.

Asumiendo también que las alternativas A y B tienen una línea HVDC más corta que la

alternativa de referencia, tal que la diferencia de longitud viene dada por:

∆L𝑗 = L𝑗 − LRef (15)

Donde Lj es la longitud de la línea HVDC para la alternativa j (A y B en este caso), LRef es la

longitud de la línea HVDC para la alternativa de referencia.

Como ∆L𝑗 es negativo para la alternativa A y B, los costos asociados a la línea HVDC en estos

casos son más bajos que los costos de inversión de la línea en la alternativa de referencia. Si la

línea DC de A o B tiene una longitud mayor que la de referencia el valor será positivo.

La Figura 5 muestra el costo total anual equivalente (EACT,i) de la inversión adicional de la línea

HVDC (barras negras) y el EAC del STATCOM equivalente (barras gris) para la alternativa j

respecto a la alternativa de referencia. El costo anual equivalente para cada alternativa viene dado

por:

EACT,j = EACΔinv−HVDC,j + EACΔlosses−HVDC,j (16)

EACΔinv−HVDC,j = 𝐶𝑙𝑖𝑛𝑒 × ΔL𝑗 × ((1 + r)𝑛 × r

(1 + r)𝑛 − 1) (17)

EACΔlosses−HVDC,𝑖 = 𝐶𝑢 × ∆P𝐻𝑉𝐷𝐶,𝑗 × 𝑓𝑝 × 8760 (18)

16

Figura 5. Trade-Off entre alternativas

Donde 𝑟 corresponde a la tasa de descuento, n es la vida útil de la línea HVDC en años (45 años),

PHVDC,j es la diferencia en las pérdidas de transmisión en la línea HVDC para la alternativa j

respecto a la alternativa de referencia cuando la máxima potencia del parque eólico es producida, fp

es el factor de pérdidas, Cu es el costo unitario para valorar las pérdidas en la línea HVDC y Cline es

el costo por unidad de longitud($/km). Las pérdidas se asumen constantes durante los n años de

vida del proyecto y depende de la longitud de la línea.

Por otra parte, Para las alternativas A y B se requiere calcular el costo total del STATCOM

equivalente. Este costo para cada alternativa es representado siempre por un valor positivo y es

función de la capacidad del STATCOM (𝑆𝑗). La Figura 5 muestra el costo anual equivalente de la

inversión del STATCOM para cada alternativa y está dado por:

EACSTATCOM,j = 𝐶𝑆𝑇𝐴𝑇𝐶𝑂𝑀 × S𝑗 × ((1 + r)𝑚 × r

(1 + r)𝑚 − 1) (19)

El factor de la ecuación (19) es calculado desde matemáticas financieras para convertir una

inversión en el año 0 a costo anual equivalente [22].

Donde CSTATCOM es el costo unitario por MVAr, y m es la vida útil del STATCOM (30 años).

En consecuencia, la Figura 5 (derecha) muestra el valor neto de sumar el EAC de la línea HVDC

adicional y el EAC del STATCOM equivalente, así:

17

𝑇𝑜𝑡. 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑗 = EACT,j + EACSTATCOM,j (20)

Para propósito de ilustración, se asume que el 𝑇𝑜𝑡. 𝐶𝑜𝑠𝑡 para A es positivo respecto a la

alternativa de referencia, mientras que 𝑇𝑜𝑡. 𝐶𝑜𝑠𝑡 para B es negativo.

Un valor positivo en (20) representa que el EAC de inversión del STATCOM equivalente es más

grande que el ahorro en EAC debido a la longitud de línea DC con respecto a la alternativa de

referencia. Este es el caso de la alternativa A como se muestra en la Figura 5. En consecuencia, la

alternativa de referencia es una mejor solución que la alternativa A.

En contraste, un valor negativo en (20) significa que el EAC de la inversión en el STATCOM es

compensado mediante el ahorro en EAC debido a la longitud de la línea DC. Este es el caso de la

alternativa (B). Como se indica en la Figura 5, la alternativa (B) es una mejor solución que (A).

Así que, en este ejemplo ilustrativo, la mejor alternativa será aquella cuyo valor neto de EAC

presente el valor más negativo. Así que la alternativa (B) es la mejor basada en la metodología

propuesta como se muestra en la Figura 5b.

4. ANÁLISIS DINÁMICO

El impacto de la conexión de parques eólicos a gran escala en un sistema de potencia trae consigo

retos en términos de estabilidad dinámica. Generalmente, los estudios de estabilidad buscan

verificar el comportamiento dinámico de la conexión del parque en el sistema AC y evaluar la

seguridad del sistema. En esta sección se explora el impacto en la estabilidad dinámica de voltaje

de la conexión de una planta eólica a un sistema AC mediante HVDC-VSC.

4.1 Soporte de tensión para conexiones HVDC-VSC

La integración de energía eólica a un sistema de potencia puede influir en la operación normal del

sistema afectando la estabilidad significativamente debido a la variabilidad de la fuente de

generación. Generalmente, una de las principales causas de inestabilidad en un sistema de potencia

es la incapacidad del sistema de compensar la demanda de potencia reactiva durante eventos de

falla [16]. Normalmente, dispositivos de compensación reactiva como Static Var Compensator

(SVC), Static Sinchronous Compensator. Sin embargo, las estaciones HVDC-VSC también pueden

proveer compensación de reactivos al sistema durante condiciones de estrés y por lo tanto mejorar

la estabilidad de voltaje en el sistema.

En [23] se presenta ““Network Code on High Voltage Direct Current Connections and DC

connected Power Park Modules”, que representa el código de red adoptado en Europa para el uso

de tecnología HVDC-VSC. Este documento describe de forma detallada los requerimientos

18

generales de conexiones HVDC entre los que se encuentran requerimientos de potencia activa y

soporte de frecuencia, requerimiento de potencia reactiva y soporte de tensión etc. Para el caso

específico de requerimiento de soporte de tensión, el documento establece que la estación VSC

inversora es la encargada de proveer esta característica dado que el enlace DC desacopla el parque

eólico del sistema AC. La estación inversora debe estar en capacidad de contribuir al control de

voltaje en el nodo de conexión con el sistema AC.

El soporte de tensión proporcionado por la estación inversora debe actuar en condiciones de falla

en el sistema AC como salidas de elementos, variaciones de carga o fallas de cortocircuito. Este

requerimiento está limitado a la curva de capacidad de la estación VSC como se muestra en la

Figura 6.

Figura 6. Curva de capacidad de estación VSC

Para cumplir con este requerimiento la estación VSC inversora debe proporcionar al menos 2%

de su corriente nominal por cada 1% porcentaje de caída de voltaje. Esto se puede observar en la

Figura 7, donde la pendiente de la recta corresponde al soporte de corriente reactiva por parte de la

estación.

19

Figura 7. Requerimiento de soporte de tensión durante fallas según código de red [16].

Además, se debe tener en cuenta que durante una falla en el sistema AC la generación de potencia

reactiva en la estación VSC se debe priorizar sobre la potencia activa para mejorar la estabilidad

del sistema de potencia.

4.2.1 Esquema de control para estaciones VSC

Para cumplir los requerimientos establecidos en el código de red para conexiones con HVDC-

VSC [23], un sistema de control debe ser implementado para las estaciones VSC. Generalmente,

una de las estaciones debe controlar el voltaje DC para mantener el balance de flujo de potencia

activa en el enlace, considerando que para este caso dado la variabilidad de la fuente de generación

no es posible controlar la potencia activa.

4.2.1.1 Esquema de control para estación VSC rectificadora

El objetivo principal de la estación VSC rectificadora es recolectar toda la potencia activa

generada por las turbinas eólicas y proveer voltaje y frecuencia constante a la red del parque eólico

(el convertidor es el Slack de la red Offshore). La estrategia de control consiste en regular

directamente la frecuencia y el voltaje AC del parque eólico offshore mediante un controlador PI

[16]. El esquema de control se presenta en la Figura 8.

20

Figura 8. Esquema de control VSC rectificadora

donde f es la frecuencia y se establece en la frecuencia nominal del sistema; 60Hz para este caso.

4.2.1.2 Esquema de control para estación inversora

Los objetivos de la estación inversora son entregar toda la potencia activa a la red en AC y

regular el voltaje DC del enlace para mantener el balance de potencia. Adicionalmente, la estación

puede controlar la inyección de potencia reactiva o el voltaje AC del nodo de conexión al sistema

[16]. El sistema de control para la estación VSC inversora se basa en una estructura en cascada en

el marco de referencia d − q. En la Figura 9 se muestra el esquema general de control para la

estación VSC.

Figura 9. Esquema de control VSC inversora

21

Sin embargo, la estación inversora está en capacidad de dar soporte de tensión ante

perturbaciones que pueden llevar a la inestabilidad del sistema AC como se indicó en la anterior

sección. Para cumplir con este requerimiento se necesita en primer lugar implementar la función

que se mostró en la Figura 7. Esta función se describe a continuación:

𝑖𝑞 = 𝐾𝑓𝑙𝑡 × (𝑣𝑎𝑐𝑟𝑒𝑓

− 𝑣𝑎𝑐) (21)

donde 𝐾𝑓𝑙𝑡 corresponde a la pendiente de la recta de soporte de corriente reactiva, 𝑣𝑎𝑐 es el

voltaje AC en la estación VSC inversora, 𝑣𝑎𝑐𝑟𝑒𝑓

es voltaje de referencia para la estación VSC

onshore [16].

En operación normal la corriente activa (componente en eje directo) 𝑖𝑑 tiene prioridad sobre la

corriente reactiva (componente en eje de cuadratura) 𝑖𝑞. Sin embargo, en caso de falla el

convertidor cambia el modo de control con soporte de tensión dando prioridad a la corriente

reactiva sobre la corriente activa.

Por otra parte, la estación VSC no tiene la capacidad de soportar altas corrientes en caso de falla

por lo tanto se debe adicionar una función para limitar la corriente como se indica a continuación.

𝑖𝑚𝑎𝑥 = √𝑖𝑑−𝑚𝑎𝑥2 + 𝑖𝑞

2

(22)

−𝑖𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝑖𝑞 ≤ 𝑖𝑚𝑎𝑥 (23)

donde 𝑖𝑑−𝑚𝑎𝑥 corresponde al límite de corriente activa durante una falla, 𝑖𝑚𝑎𝑥 corresponde a la

corriente máxima soportada por las válvulas IGBT del convertidor. El esquema de control se

presenta en la Figura 10.

22

Figura 10.Esquema de control VSC inversora con soporte de tensión

5. APLICACIÓN A CASO DE ESTUDIO

5.1 Sistema de prueba

Para la validación de la metodología en análisis estático y dinámico el sistema de prueba “IEEE

test system 39-bus”, conocido como New England Test System (NETS) [24], se utiliza como

sistema de prueba. Para el cual un parque eólico de 500MW es conectado a través de una línea

HVDC-VSC. El parque se constituye de 100 turbinas DFIG de 5MW cada una. Como caso base la

capacidad del generador 5 en el bus 34 se reduce a la mitad y se reemplaza por el parque de

generación eólico. En la Figura 11 se muestra el sistema con la ubicación relativa del parque.

Por otra parte, el enlace HVDC-VSC es modelado como una línea bipolar a ±320kV, usando

conductor ACSR 4x265/365, 300 mm2. Las estaciones VSC tienen una capacidad de 600MVA con

impedancia de cortocircuito de 0.15 p.u.

23

Figura 11. Sistema de prueba NETS

5.2 Validación de metodología en modo estático

Basados en los datos del sistema de prueba [24], el Bus 39 corresponde a un equivalente de red y

los Buses 30 a 38 corresponden a nodos de medio voltaje donde se conectan generadores, por lo

tanto se descartan estas alternativas para la conexión del parque eólico mediante HVDC-VSC.

Además, los Buses 2, 6, 10, 19, 20, 22,23, 25, 29 no se consideran como alternativas de conexión

dado que al estar conectados a un nodo de generación la potencia reactiva sería suministrada por el

generador y al conectar el STATCOM equivalente no habría un impacto significativo en el margen

de cargabilidad del sistema. Por lo anterior, se evalúan los 19 Buses restantes como posibles

alternativas para la conexión del parque eólico.

La metodología de ubicación del parque eólico es aplicada al sistema NETS para encontrar el

mejor punto de conexión, para ello el método desarrollado en la sección 4 es utilizado.

5.2.1 Costo unitario de línea HVDC y STATCOM

El costo unitario de la línea HVDC (Cline), en USD$/km (17), se calcula basado en [25] como se

muestra a continuación:

24

𝐶𝐿𝑖𝑛𝑒 = 86630 + 130.3 × 𝑉 + 𝑁 × 𝑆1(1.5863 × 𝑁 + 25.9) (24)

Donde V es el voltaje monopolar del enlace en kV, N es el número de conductores por polo; N=1

para este caso, S1 es la sección cruzada del conductor en mm2.

El costo unitario del STATCOM equivalente (𝐶𝑆𝑇𝐴𝑇𝐶𝑂𝑀) en USD$(MVAr) (19), se calcula

basado en [26].

𝐶𝑆𝑇𝐴𝑇𝐶𝑂𝑀 = 0,000247𝑆2 − 0,224𝑆 + 150,57 [𝑈𝑆$/𝑀𝑉𝐴𝑟] (25)

Donde S es la capacidad del STATCOM en MVAr.

5.2.2 Resultados

Como alternativas de conexión del parque eólico a través de HVDC-VSC son considerados 19

posibles nodos como se muestra en la Tabla 1 . El nodo más cercano es el Bus 26 a 400km, y el

nodo más lejano es el Bus 09 a 936km.

La Tabla 1 muestra la caracterización estadística del margen de cargabilidad por alternativa.

Además, la distancia al parque eólico de cada posible alternativa (nodo) es indicada. Esta tabla

muestra que las alternativas Bus09 y Bus21 pueden ser descartadas teniendo en cuenta que

σ(∆λPV)𝑗 > 𝑈(∆λ𝑃𝑉)𝑗 también las alternativas Bus26 y Bus28 pueden ser descartadas dado que

𝑈(∆𝜆𝑃𝑉)𝑗 < 0

Como puede ser visto en la Figura 11, las alternativas Bus26 y Bus28 son dos de las tres

alternativas más cercanas al parque eólico; sin embargo, la conexión del parque en cualquiera de

estos nodos aumenta la congestión de la red incrementando el riesgo de colapso de voltaje en esa

área.

Por otra parte, la alternativa Bus04 tiene la ganancia en margen de cargabilidad más grande; en

consecuencia, está será llamada “alternativa de referencia”.

25

Tabla 1. Margen de cargabilidad estocástico por nodo Alternative of

Connection

Distance to

WPP[km] 𝑈(∆λ𝑃𝑉)

[MW] σ(∆λPV) [MW]

Bus01 550 75.83 19.65

Bus03 598 194.67 31.01

Bus04 695 664.25 72.12

Bus05 745 548.33 88.26

Bus07 853 582.35 98.11

Bus08 889 589.78 100.94

Bus09 936 29.23 32.33

Bus11 735 358.50 34.79

Bus13 723 281.67 32.80

Bus14 685 436.00 12.85

Bus15 587 290.40 8.89

Bus16 549 131.25 6.07

Bus17 450 137.00 13.38

Bus18 470 171.28 21.98 Bus21 664 8.63 34.64

Bus24 553 114.93 8.99

Bus26 400 -14.32 20.98

Bus27 421 76.50 9.35

Bus28 427 -97.78 56.53

El siguiente paso de la metodología propuesta es calcular el STATCOM equivalente que será

adicionado a cada una de las alternativas restantes , tal que la ganancia o incremento en el margen

de cargabilidad para cada alternativa sea igual al margen obtenido en la alternativa de referencia;

esto es alternativa con un margen de cargabilidad de 664.25 MW.

La Tabla 2 presenta para cada alternativa restante el STATCOM requerido in MVAr y su

ubicación en el sistema de prueba; basado en el análisis de factores de participación del modo más

crítico para el 𝑱𝑹, (11) a (13). Además, se muestra la diferencia de longitud de la línea HVDC,

como en (15). Como puede ser visto, la alternativa Bus01 requiere el STATCOM más grande en

cuanto a capacidad.

Adicionalmente, las alternativas Bus05, Bus07, Bus08, Bus11 y Bus13 requieren una

compensación adicional de potencia reactiva y una línea más larga que la alternativa de referencia.

26

Tabla 2. Comparación técnica de alternativas vs alternativa de referencia Alternative of

Connection STATCOM

[MVAr]

STATCOM

Location Distance

[km]

Bus01 340 Bus 07 -145

Bus03 245 Bus 07 -97

Bus05 115 Bus 07 50

Bus07 32 Bus 14 158 Bus08 29 Bus 14 194

Bus11 220 Bus 07 40

Bus13 200 Bus 07 28

Bus14 45 Bus 07 -10

Bus15 117 Bus 07 -108

Bus16 183 Bus 07 -146

Bus17 235 Bus 07 -245

Bus18 230 Bus 07 -225

Bus24 225 Bus 07 -142

Bus27 330 Bus 07 -274

El siguiente paso es el cálculo del EAC debido al STATCOM equivalente requerido y el EAC de

la longitud del HVDC diferencial respecto a la alternativa de referencia (Bus04). La Tabla 3

muestra el costo total de inversión para el STATCOM, donde el costo unitario por MVAr es

calculado mediante (25). El EAC de la última columna de esta tabla, es calculado usando (19) con

una tasa de descuento (r) de 10.9% y una vida útil (m) de 30 años.

Tabla 3. EAC de STATCOM equivalente por alternativa Alternative

of connect.

S

[MVAr]

Unitary Cost

[US$/kVAr] CSTATCOM

[kUS$]

EAC

[kUS$]

Bus01 340 $103 $34,942 $3,988

Bus03 245 $110 $27,042 $3,086

Bus05 115 $128 $14,719 $1,680

Bus07 32 $144 $4,595 $524 Bus08 29 $144 $4,183 $477

Bus11 220 $113 $24,886 $2,840

Bus13 200 $116 $23,106 $2,637

Bus14 45 $141 $6,342 $724

Bus15 117 $128 $14,936 $1,705

Bus16 183 $118 $21,546 $2,459

Bus17 235 $111 $26,187 $2,989

Bus18 230 $112 $25,756 $2,939

Bus24 225 $113 $25,322 $2,890

Bus27 330 $103 $34,110 $3,893

En la Tabla 4, la segunda columna muestra el diferencial de longitud de la línea HVDC para cada

alternativa comparada con la alternativa de referencia. Estas diferencias implican diferencias en

costos de inversión y costo de pérdidas operacionales. Esta tabla muestra el EAC asociado a cada

concepto, diferencia de inversión (4th columna) y costos de pérdidas (6th columna). La última

27

columna presenta el EAC total de cada alternativa de conexión vs. La alternativa de referencia.

Para esto, la vida útil de línea HVDC (n) es 45 años [27].

Tabla 4. EAC de diferencial de línea HVDC vs alternativa de referencia

Connection ∆L ∆CostInv−HVDC

[kUS$] EACΔinv−HVDC,𝑖 ∆P𝑙𝑜𝑠𝑠𝑒𝑠 EACΔlosses−HVDC,𝑖 EACT,𝑖

alternative [km] [kUS$] [MW] [kUS$] [kUS$]

1 -274 -$37,347 -$4,110 -8.67 -$2,700 -$6,810

2 -142 -$19,355 -$2,130 -4.42 -$1,377 -$3,507

3 -146 -$19,900 -$2,190 -4.55 -$1,418 -$3,608 4 -225 -$30,668 -$3,375 -7.07 -$2,200 -$5,575

5 -97 -$13,221 -$1,455 -3.05 -$949 -$2,404

6 -108 -$14,721 -$1,620 -3.35 -$1,043 -$2,663

7 158 $21,536 $2,370 4.75 $1,479 $3,849

8 194 $26,443 $2,910 5.81 $1,809 $4,719

10 -145 -$19,764 -$2,175 -4.58 -$1,427 -$3,602

11 50 $6,815 $750 1.63 $507 $1,257

12 40 $5,452 $600 1.28 $399 $999

13 28 $3,816 $420 0.86 $269 $689

14 -10 -$1,363 -$150 -0.28 -$88 -$238

15 -245 -$33,394 -$3,675 -8.21 -$2,557 -$6,232

Finalmente, Tot. Cost (20) es calculado para cada alternativa; como se muestra en la Tabla 5. Se

puede observar que las 6 alternativas con EAC negativo representan un ahorro en la inversión por

lo tanto corresponde a una situación favorable con respecto a la alternativa de referencia (Bus09).

En contraste, las otras 8 alternativas tienen un tot. Cost positivo, es decir, se necesita un costo

adicional de inversión total que con la alternativa de referencia. Así que en estos casos la

alternativa de referencia es una mejor opción.

Tabla 5. Comparación de costos vs alternativa 9

Connection EACSTATCOM,𝑖 EACT,𝑖 Add. Cost

alternative [KUS$] [KUS$] [KUS$]

1 $3,893 -$6,810 -$2,917 2 $2,890 -$3,507 -$617

3 $2,459 -$3,608 -$1,149

4 $2,939 -$5,575 -$2,636

5 $3,086 -$2,404 $682

6 $1,705 -$2,663 -$958

7 $524 $3,849 $4,373

8 $477 $4,719 $5,196

9 (ref) $0 $0 $0

10 $3,988 -$3,602 $386

11 $1,680 $1,257 $2,937

12 $2,840 $999 $3,839 13 $2,637 $689 $3,326

14 $724 -$238 $486

15 $2,989 -$6,232 -$3,243

28

La mejor alternativa, de acuerdo a la metodología propuesta es la alternativa 15; esto es. La

conexión del parque eólico mediante HVDC al Bus 17, cuya longitud total es de 450km. Así que

esta alternativa es 50km más larga que la alternativa con la longitud más corta (Bus26); sin

embargo, la conexión al Bus17 incrementa el margen de cargabilidad del sistema en 151.32MW

con respecto a la alternativa más corta. La conexión al Bus26 en cambio reduce el margen de

cargabilidad del sistema, incrementando el riesgo de inestabilidad de voltaje en el sistema.

La segunda alternativa de conexión más corta es en el Bus27 (Alternativa 1 en Tabla 1), donde la

ubicación de la estación VSC incrementa también el margen de cargabilidad del sistema, a

diferencia de la alternativa de conexión en el Bus26 que reduce el margen del sistema. Por lo

anterior, de la Tabla 1, la alternativa 15 es 29km más larga que la alternativa1, pero el margen de

cargabilidad aumenta en 60.5MW más que la alternativa 1. Así que para lograr el mismo margen de

cargabilidad se requiere ubicar un STATCOM de 95MVAr en Bus27 (Tabla 2) esto significa un

costo de inversión de KUS$ 12478; cuyo CAE es de KUS$ 1425.

Por otro lado, la diferencia de longitud entre la alternativa 15 y 1 es de 29km, esto representa un

costo de inversión más grande en la alternativa 15 de KUS$ 3953; cuyo EAC es de KUS$ 435.

Además, el EAC de pérdidas es KUS$ más grande en la alternativa 15 que la 1. Como se puede

observar, para conectar la línea en el Bus17 implica un EAC adicional de KUS$ 578 respecto a

conectar la la línea en el Bus27. Sin embargo, el sistema gana un margen de cargabilidad adicional

de 213MW, sin conectar un STATCOM adicional. Así que el análisis costo-beneficio (Trade-off)

para tomar una decisión de planeamiento consiste en seleccionar la línea más corta (Alternativa 1)

ahorrando KUS$ 578 (anualmente) o seleccionar la alternativa 15 con un ahorro de KUS$

847(anualmente) evitando la conexión de un STATCOM de 95MVAr

5.3 Resultados de simulación dinámica

De la anterior sección se identificó desde un punto de vista técnico económico que la mejor

opción de conexión del parque mediante HVDC-VSC es en el Bus 17 del NETS. En esta sección

se procede a implementar los controladores descritos en la sección 5 para mejorar la respuesta

dinámica del sistema mediante soporte de tensión. Para esto el software Digsilent es utilizado como

herramienta de simulación y validación de resultados. Se evalúan diferentes situaciones de falla

tanto para el lado del parque eólico como del sistema AC (NETS), los casos de simulación se

describen a continuación.

5.3.1 Controlador estación VSC rectificadora

5.3.1.1 Desconexión de 70MW de generación del parque eólico en t=1 seg

El primer conjunto de simulaciones consiste en la desconexión de generación en el parque eólico

de 70MW en t=1 segundos, para esto en la Figura 12 se presenta la potencia activa, reactiva de la

estación VSC rectificadora y el voltaje AC del nodo de conexión del parque eólico.

29

Figura 12. Cambio de generación en estación VSC rectificadora

5.3.1.2 Falla de corto circuito trifásico en nodo AC del parque eólico

La Figura 13 muestra los resultados de potencia activa, reactiva y voltaje AC en la estación VSC

rectificadora ante una falla de cortocircuito trifásico en uno de los nodos del parque eólico. Se

puede observar que durante el evento de falla se reduce considerablemente la inyección de potencia

activa hacia la estación, sin embargo, La estación VSC logra controlar la falla llevando el sistema

hacia la estabilidad 1.5 segundos después de ocurrido el evento.

30

Figura 13. Falla de corto circuito trifásico en nodo AC lado de parque eólico

5.3.2 Controlador estación VSC inversora

5.3.2.1 Corto circuito trifásico línea 17-18

Para este caso se evalúa la efectividad del controlador de potencia reactiva de la estación VSC

inversora con la incorporación de soporte de tensión, como se describió en la sección 5. En la

Figura 14 se presenta los resultados de potencia activa, reactiva y voltaje en el bus 17 (punto de

conexión de HVDC-VSC), ante una falla de cortocircuito trifásico ocurrido en la línea 17-18.

Como se puede observar la estación onshore incrementa la inyección de potencia reactiva durante

la falla con el objetivo de mantener un nivel aceptable de nivel de voltaje hasta finalmente

estabilizar al sistema en alrededor de 4 segundos.

31

Figura 14. Corto circuito trifásico en sistema NETS

5.3.2.2 Desconexión de carga bus 18 (158MW -30MVAr) en NETS

Se simula un evento de desconexión de carga en el bus 18 el cual se encuentra a 32km del punto

de conexión de la estación HVDC-VSC (bus 17). Se observa que la falla es controlada

principalmente por la inercia del sistema. Sin embargo, se puede observar que la contribución de

potencia reactiva durante la falla logra mantener la estabilidad de voltaje durante el transitorio de

voltaje.

32

Figura 15. Desconexión de carga en sistema AC

33

6. CONCLUSIONES

Este trabajo ha propuesto una nueva metodología para seleccionar el mejor punto de conexión en

el sistema AC de un parque eólico a través de un enlace HVDC-VSC, la cual establece una relación

costo-beneficio (trade-off) entre el incremento de la capacidad de transporte del sistema y el costo

de la línea de transmisión HVDC como consecuencia de las diferentes alternativas. Además, la

congestión AC en el sistema producida por la inyección de potencia activa del parque eólico fue

modelada de una forma probabilística mediante PEM.

La segunda conclusión de este trabajo como se mostró en la sección 6.3 de resultados, es que no

necesariamente el nodo más cerca al parque eólico es la mejor alternativa, debido a la congestión

AC que puede presentarse en ese punto por la inyección de potencia activa del parque eólico. El

análisis costo-beneficio (trade-off) para tomar una decisión de planeamiento consiste en seleccionar

una línea HVDC más corta ahorrando costos de inversión y costo de pérdidas anuales o seleccionar

el punto de conexión que se obtiene con la metodología evitando la conexión de un STATCOM y

por lo tanto evitando su costo.

Por otra parte, la metodología muestra la importancia de considerar el planeamiento de potencia

reactiva al mismo tiempo en que la interconexión de un parque eólico mediante HVDC-VSC es

planeado. En consecuencia, como trabajo futuro, el planeamiento integrado entre la conexión

HVDC-VSC y su aporte de potencia reactiva debe ser considerado y la metodología propuesta en

este trabajo puede ser una componente del planeamiento del sistema.

El análisis dinámico mostró que el aporte de potencia reactiva ante eventos de falla transitorios

puede mejorar considerablemente la estabilidad de voltaje en el sistema AC. Para esto un

controlador con soporte de tensión fue diseñado para la estación VSC inversora el cual permite a la

estación dar prioridad a la inyección de potencia reactiva limitando la potencia activa ante un

evento de falla, hasta que se logre estabilizar el sistema, estado para lo cual el sistema vuelve a

operar normalmente dando prioridad a la inyección de potencia activa sobre la reactiva.

34

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